Tuomas Kivelä JÄRJESTELMÄPALVELUT. Sähkövoimatekniikan erikoistyö

Transkriptio

1 1 Tuomas Kivelä JÄRJESTELMÄPALVELUT Sähkövoimatekniikan erikoistyö

2 2 SISÄLLYSLUETTELO JOHDANTO 3 I TUOTANNON JÄRJESTELMÄPALVELUT 4 1. LOISTEHON/JÄNNITTEENSÄÄTÖ -PALVELU Loistehopalvelun tuotantokustannukset tuotannolle Loistehopalvelun tuotantokustannukset vaihtoehtoiselle kapasiteetille 6 2. RESERVI PALVELU Reservi palvelun tuotantokustannukset tuotannolle Vaihtoehtoiset lähteet reservi palvelulle 10 Irrotuskelpoinen kuorma Load following ja säätäminen KATSAUS SUOMEN LOISTEHO- JA RESERVIMARKKINOILLE Loistehoreservit Suomessa Loistehomarkkinat Suomessa Reservimarkkinat Suomessa 14 Taajuudensäätö- ja hetkellisen häiriöreservin ylläpitosopimus 15 Teknisten tuotantoreservien ylläpitosopimus SAAREKEKÄYTTÖ JA BLACK START -PALVELU Black start -palvelun kustannukset 18 II JÄRJESTELMÄPALVELUT VOIMALAITOKSILLE APUTEHON JA ENERGIAN PALVELU Kustannukset SÄHKÖENERGIAN SIIRTOPALVELU Kustannukset Sähköenergian siirtohinnoittelu Kantaverkkopalvelu Jakeluverkon siirtohinnoitteluperiaate Suomessa 25 VIITTEET 27

3 3 Johdanto Järjestelmäpalvelut turvaavat sähköjärjestelmän teknisen toimivuuden ja tukevat järjestelmän perustoimintoja: sähkön tuottamista, siirtämistä ja jakelua. Järjestelmäpalvelut ovat järjestelmän luotettavuuden ja käyttövarmuuden kannalta välttämättömiä. Sähkö ja järjestelmäpalvelut tuotetaan samoilla komponenteilla, joten niiden välinen vuorovaikutus on erittäin suuri. Aikaisemmin vertikaalisesti integroituneessa sähkövoimajärjestelmässä järjestelmäpalveluita pidettiin osana sähkötuotetta. Kahtena viime vuosikymmenenä sähkövoimajärjestelmät ovat kuitenkin maailmanlaajuisesti vapautuneet ja nykyisin monet palveluista onkin erotettu sähkötuotteesta. Kuluttajille järjestelmäpalvelut ovat näkymätön osa energian syötöstä. Jokainen verkkoon kytkeytynyt kuluttaja on epäsuorasti järjestelmäpalveluiden tilaaja. Kuluttaja voi joskus toimia myös tuottajana, kuten tarjotessaan kuormitustaan reservikäyttöön. Tuottajat pitävät järjestelmäpalveluita työpanoksena, jolla ne takaavat järjestelmän toiminnan. Pätötehon syöttämisen lisäksi ne syöttävät tai kuluttavat loistehoa, ylläpitävät sallittua taajuutta jne. Kantaverkon haltija toimii linkkinä kuluttajien ja tuottajien välillä. Se kerää tuottajien työpanokset ja lisää oman panoksensa jatkuvan sähkön toimituksen takaamiseksi kuluttajille. Korvauksien hyvittäminen tuottajille, maksujen kohdentaminen kuluttajille ja kustannuksien laskeminen järjestelmälle on hyvin vaikeaa. Tässä raportissa järjestelmäpalvelut on jaettu kahteen osaan, ensimmäisessä osassa kerrotaan tuotannon järjestelmäpalveluista kun taas toisessa osassa keskitytään järjestelmäpalveluihin, jotka on suunnattu voimalaitoksille. Järjestelmäpalveluiden luokittelu on hankalaa ja usein järjestelmäpalveluista puhuttaessa tarkoitetaan ainoastaan tuotannon järjestelmäpalveluita. Järjestelmäpalveluista on tässä raportissa tarkemmin esitelty tärkeimmät. Lisäksi on esitelty tällä hetkellä kaupallisena olevien palveluiden hinnoittelua Suomessa.

4 4 I TUOTANNON JÄRJESTELMÄPALVELUT Tuotannon järjestelmäpalvelut pitävät järjestelmän taajuuden sallituissa rajoissa pitävät järjestelmän jännitteen sallituissa rajoissa ylläpitävät järjestelmän stabiilisuutta ehkäisevät järjestelmän ylikuormituksen palauttavat järjestelmän tai osan siitä normaalitilaansa kun se on tarpeellista Järjestelmäpalveluiden luokittelu on hankalaa ja yhdellä palvelulla on usein monia tehtäviä. Tärkeimmät tuotannon järjestelmäpalvelut ryhmiteltynä tärkeimmän tehtävänsä mukaiseen tehtävään: Taajuudensäätö: reservit; hetkellinen, nopea, hidas kuorman irtikytkentä AGC (automaattinen tuotannon kontrollointi) Load following (kuorman vähentäminen tai lisääminen tilanteen mukaan) Loistehon/jännitteensäätö: kompensointi loistehoreservit AVR (automaattinen jännitteensäätö) Järjestelmän tai osan siitä palautus: black start; tuotantoyksikön käynnistys ilman verkon apua varasyöttö; reservit saarekekäyttö

5 5 1. LOISTEHON/JÄNNITTEENSÄÄTÖ -PALVELU Loistehon/jännitteensäätö -palvelun tehtäviä ovat: Tyydyttää järjestelmän ja kuluttajan jatkuvuustilan loistehon tarve Ylläpitää järjestelmän jännite sallituissa rajoissa Taata reservi ennalta arvaamattomille loistehon muutoksille Optimoida järjestelmän häviöt Järjestelmän ja kuluttajan loistehon kysyntä vaihtelee ajan mukaan ja loistehopalvelun on taattava loisteho niin huippukulutuksen kuin alhaisen kulutuksen aikana. Jännite on pidettävä tietyissä rajoissa, jotta epästabiilisuudelta ja järjestelmä standardeissa määriteltyjen rajojen ylityksiltä vältyttäisiin. Reservi ennalta arvaamattomille loistehon muutoksille taataan sopiviin paikkoihin sijoitetuilla loistehoreserveillä. Loistehon avulla voidaan myös vähentää pätötehohäviöitä optimoimalla loistehon määrä ja sijainti tehonjakolaskennalla. 1.1 Loistehopalvelun tuotantokustannukset tuotannolle Loistehon tuottaminen aiheuttaa monenlaisia kustannuksia. Yleiset loistehon tuotanto kustannukset voidaan jaotella seuraavasti: Pääomakustannukset Käyttökustannukset Liikevaihto häviöt Loistehon tuottaminen generaattorilla, jonka pätöteho tuotanto pidetään alkutilassa, kasvattaa suoraan generaattorin näennäistehoa ja samalla näennäisvirtaa (kuva 1). Mitä suurempi tuotantoyksikkö, sitä suuremmat ovat pääomakustannukset sekä generaattorille että sen muuntajalle. Apulaitteiden, jäähdyttäjien jne. tarve kasvaa, samoin kuin suurempi generaattori tarvitsee enemmän tilaa ja työntekijöitä. Myös käyttökustannukset kasvavat generaattorin nimellistehon mukaan, koska häviöt riippuvat suoraan nimellistehosta. Staattori- ja roottorivirta

6 6 aiheuttavat monenlaisia häviöitä, joista tärkeimpiä ovat staattorin pyörrevirta häviöt käämissä, ytimen ja rungon hajavirtahäviöt sekä staattorin ja roottorinkuparihäviöt. Muuntajan häviöt ovat pääasiassa kuparihäviöitä. Luonnollisesti myös generaattorin kunnossapito kustannukset kasvavat generaattorin koon mukaan. Mitä tehokkaammin generaattoria käytetään, sitä lyhempi on käyttöikä tai suuremmat kunnossapitokustannukset. Suuremman käyttöiän takaavat kunnossapitotoiminnot vähentävät generaattorin käytettävyyttä. Vähentynyt käytettävyys luonnollisesti aiheuttaa liikevaihtohäviöitä. 1.2 Loistehopalvelun tuotantokustannukset vaihtoehtoiselle kapasiteetille On olemassa lukuisia loistehopalvelun tarjoavia laitteita. Laitteet eroavat toisistaan muun muassa kyvyissään ylläpitää jännitettä, vaste nopeudessa jne. mekaanisesti kytkettävät rinnakkaiskondensaattorit mekaanisesti kytkettävät rinnakkaisreaktorit staattiset kompensaattorit (SVC) muodostuvat kondensaattoriparistoista, reaktoreista ja tyristorikytkimistä synkroniset kompensaattorit Lisäksi on olemassa laitteita, joihin keskitytään tässä raportissa vähemmän: sarjakondensaattorit käytetään pitkillä siirtoyhteyksillä käämikytkimet sarjareaktorit FACTS (joustava AC -virran siirtojärjestelmä) laitteet STATCOM (staattinen synkroninen kompensaattori) Tuottamisesta aiheutuvat pääomakustannukset Mekaanisesti kytkettävät rinnakkaiskondensaattorit ja reaktorit ovat suunniteltu tuottamaan tai kuluttamaan jännitteen säädössä tarvittava loisteho. Niiden suorituskyky riippuu niihin syötetystä jännitteestä ja niiden toiminta on diskreettiä. Ne ovat halvimpia loistehon kompensointilaitteita. Rinnakkaiskondensaattoreiden ja reaktoreiden pääomakustannukset muodostuvat itse laitteista sekä kytkentälaitteen kustannuksista. Lisäksi ne tarvitsevat tilaa sähköasemalla. Kustannukset kasvavat jännitteen mukana. Sovitulla jännitteellä kustannukset muodostuvat laitteen loistehokapasiteetin mukaan.

7 7 Staattisilla kompensaattoreilla (SVC) on nopea ja tarkka jännitteensäätökyky. Ne ovat paljon (5-10 kertaa) kalliimpia kuin rinnakkaiskondensaattorit ja reaktorit, mutta niiden pääomakustannukset muodostuvat samalla tavoin. Staattisten kompensaattorien erilaisista rakenteista johtuen pääomakustannukset ja häviöt vaihtelevat tuotantoyksiköistä riippuen. Synkronisia kompensaattoreita ja sellaisina toimivia generaattoreita käytetään loistehon tuottamiseen ja kuluttamiseen tarkkuutta ja jatkuvaa säätöä tarvitsevissa tilanteissa. Niiden pääomakustannukset ovat joko lisäkustannuksia (generaattorit) tai kokonaiskustannuksia riippuen näkökannasta. Tuottamisesta aiheutuvat käyttökustannukset Rinnakkaiskondensaattoreiden ja reaktoreiden käyttökustannukset muodostuvat kytkinlaitteen kunnossapitokustannuksista. Staattisten kompensaattoreiden käyttökustannukset aiheutuvat syntyvistä häviöistä sekä vähäisistä kytkin- ja jäähdytyslaitteiston kunnossapidosta. Synkronisten kompensaattoreiden ja sellaisina toimivien generaattoreiden käyttökustannukset ovat generaattoreiden kaltaiset. Ne aiheutuvat erilaisista tuotantoyksiköistä riippuvista häviöistä sekä kunnossapitokustannuksista. PÄÄOMAKUSTANNUKSET LAITTEEN TYYPPI ($/kvar) KÄYTTÖKUSTANNUKSET generaattori vaikea eritellä korkeat synkroninen kompensaattori korkeat kondensaattori, reaktori 8-10 erittäin alhaiset staattinen kompensaattori(svc) kohtalaiset STATCOM kohtalaiset

8 8 2. RESERVI PALVELU Reservi palvelun tehtävänä on: hillitä tuotannosta tai kulutuksesta aiheutuneet taajuuden vaihtelut palauttaa järjestelmän taajuus sallittuihin rajoihin häiriötilanteen jälkeen hyväksyttävässä ajassa taata riittävä pätötehoreservi kompensoidakseen yllättävä kulutuksen kasvu tai tuotannon häviö Nopeat ja suuret tuotannon muutokset, kuten suuren tuotantoyksikön poistuminen, aiheuttavat nopean muutoksen järjestelmän taajuuteen. Sähköjärjestelmän taajuus kuvaakin sähkön tuotannon ja kulutuksen tasapainoa. Mitä paremmin tasapaino säilyy, sitä vähemmän verkon taajuus vaihtelee ja sitä parempaa on sähkön laatu. Jos taajuus putoaa liian alas, on mahdollista että osa järjestelmistä romahtaa. Riittävän ja tehokkaan pätötehoreservin tehtävänä on palauttaa järjestelmän taajuusvaihtelu sallittuihin rajoihin. Kun järjestelmän taajuusvaihtelu on saatu hillittyä taajuus palautetaan sen nimellisarvoon. Taajuuden ylläpitoa varten sähköjärjestelmässä on ylläpidettävä riittävä määrä ns. pyörivää reserviä. Taajuudensäätöreservi ja hetkellinen häiriöreservi ovat taajuudenmuutoksista automaattisesta aktivoituvia pätötehoreservejä. Taajuudensäätöreservinä voidaan käyttää voimalaitosten pätötehoreservejä. Hetkellisenä häiriöreservinä käytetään sekä voimalaitosten pätötehoreservejä että irtikytkettäviä kuormia. Koko pohjoismaisen yhteiskäyttöjärjestelmän 600 MW määrästä Suomen taajuudensäätöreservivelvoite on 137 MW. Taajuudensäätöreservi toimii Hz :n vaihteluvälillä ja Suomen taajuudensäätöreservin tehonsäätövoima velvoite onkin 1300 MW/Hz.[1] Normaalissa käyttötilanteessa pohjoismaisessa yhteiskäyttöjärjestelmässä vaadittava hetkellinen häiriöreserviteho on noin 1000 MW. Suomen hetkellisen häiriöreservin velvoite on normaalissa käyttötilanteessa noin 250 MW. Hetkellinen häiriöreservi toimii Hz :n taajuusalueella. Pohjoismaisessa yhteiskäyttöjärjestelmässä ylläpidetään hetkellistä häiriöreserviä niin paljon, että voimajärjestelmä kestää esim. suuren tuotantoyksikön irtoamisen verkosta ilman, että pysyvä taajuuspoikkeama on suurempi kuin 0,5 Hz.[1] Alle 30 s reagoivaa reserviä kutsutaan hetkelliseksi reserviksi ja alle 15 min aktivoituvaa reserviä kutsutaan nopeaksi reserviksi. Nopea häiriöreservi vapauttaa hetkellisen häiriöreservin, ja yli 15 min kuluttua aktivoituva hidas häiriöreservi nopean reservin häiriökäyttöön. Nopea ja hidas reservi aktivoidaan yleensä manuaalisesti ja käyttöön otetaan mitoittavaa vikaa vastaava määrä tehoa.

9 9 Suomessa kantaverkkoyhtiö (Fingrid) on perustanut ns. reservipankin, johon säätökykyistä kapasiteettia omistavat yhtiöt ovat voineet ilmoittaa resurssinsa. Kantaverkkoyhtiön maksamaa korvausta vastaan resurssin haltijat pitävät sovitut säätöominaisuudet joustavin sopimusehdoin. Kaikkien osapuolten kanssa solmitut sopimukset ovat ehdoiltaan, sisällöltään ja korvauksiltaan samanlaiset.[1] 2.1 Reservi palvelun tuotantokustannukset tuotannolle Reservi palvelun tuottavien voimalaitoksien suorituskyky vaihtelee voimalaitoksesta riippuen. Parhaiten palvelun tarjoajaksi sopivat ns. joustavan toiminnan voimalaitokset, kuten vesivoimalaitokset. Myös öljyllä ja kaasulla palavat kaasuturbiini voimalaitokset ovat sopivia reservin tarjoajia. Taloudellisesti voimalaitoksen kannattaa tarjoutua reservin tuottajaksi silloin kun reservin tuottamisesta Fingridiltä saatu korvaus on suurempi kuin reservi palvelun tuottamisesta aiheutuneet kustannukset. Seuraavaksi tarkastellaan vesivoimalaitoksen, murskatulla hiilellä palavan lämpökeskuksen ja CCGT (combined cycle gas turbine) laitoksen kustannuksia. Pääomakustannukset Reservin tuottaminen aiheuttaa minimaaliset pääomakustannukset tuotantolaitoksille, mutta joitakin kustannuksia saattaa muodostua parannetuista säätimistä ja kehittyneistä hallinta laitteista (AGC). Käyttökustannukset Reservin tarjoavan vesivoimalaitoksen on toimittava kuormituspisteessä, jossa se pystyy tarjoamaan myös reservipalvelun. Tämä ei ole hyötysuhteeltaan optimaalinen piste, vaan keskimäärin n. 4-5 % alhaisempi optimi tilanteestaan. Tehoreservin varsinainen käyttö aiheuttaa häviöitä, jotka näkyvät voimalaitoksen ulostulossa. Myös säätimien yms. kunnossapito kustannukset maksavat tuottajalle. Suuret hiili yksiköt ovat tehokkaimmillaan täydellä kuormalla tai lähellä sitä. Kuorman vähentäminen reservin takaamiseksi alentaa hyötysuhdetta. Varsinainen reservin käyttö aiheuttaa muutoksia voimalaitoksen ulostuloon, mikä tarkoittaa että voimalaitos ei ikinä asetu opti-

10 10 maaliselle tehokkuudellansa. Myös voimalaitoksen kunnossapitokustannukset kasvavat mm. säätimien osalta. CCGT yksiköt ovat tehokkaimmillaan täydellä kuormalla. Kuorman vähentäminen reservin takaamiseksi alentaa hyötysuhdetta. Varsinainen reservin käyttö aiheuttaa muutoksia voimalaitoksen ulostuloon, mikä osiltaan heikentää voimalaitoksen tehokkuutta. Nopeat kuorman muutokset lisäävät voimalaitoksen laitteiden (säätimet jne.) kunnossapitoa ja näin aiheuttavat kustannuksia. Liikevaihto kustannukset Vesivoimalaitos, joka tarjoaa reservipalvelua, ei voi toimia rahallisesti optimaalisella kuormituspisteellään ja näin menettää tuloja. Voimalaitokset, joiden vesivarastot ovat rajalliset (eli ne eivät voi tuottaa jatkuvasti) pyrkivät tuottamaan korkean hinnan aikaisella jaksolla ja menettävät näin reservin takia tuloja. Vastaavasti halvan hinnan aikana toimivat reservin tuottajat kuluttavat vettä, jonka potentiaalinen hinta olisi paljon korkeampi. Koska hiilivoimalaitosta ei voida reservien takaamisesta johtuen käyttää täydellä tehokkuudellansa, eivät tulotkaan voi olla optimaaliset. Koska CCGT voimalaitosta ei voida reservien takaamisesta johtuen käyttää täydellä tehokkuudellansa, eivät tulotkaan voi olla optimaaliset. Toisaalta reservin ylläpitäminen voi tuoda lisätuloja voimalaitokselle huonon markkinatilanteen aikana. CCGT: llä kuorman vähennys on vähintään 1,5 kertainen tarvittavaan reserviin nähden. Tämä johtuu siitä, että ainoastaan kaksi kolmannesta tehosta tulee nopeasti toimivista kaasuturbiineista, kun taas yksi kolmannes tuotetaan erittäin hitaasti reagoivilla höyrykierrolla.[2] 2.2 Vaihtoehtoiset lähteet reservi palvelulle Jos järjestelmällä on yhteys (AC tai DC) naapuri järjestelmään, on sen avulla mahdollista hankkia reservi oman järjestelmän sijasta. Kuorman vähentäminen/irtikytkentä on myös yksi reservin lähde. Tällaisia kuormia löytyy mm. paperi (puuhiomot), metalli ja kemian teollisuudesta. Irrotuskelpoinen kuorma Sähkönkulutuksen kasvaessa nopeammin kuin sen tuotanto kasvaa (reservi kapenee), on irrotuskelpoisesta kuormasta tullut tärkeä palvelu kriittisten tilanteiden ajalle. Kantaverkon haltijan

11 11 ja kuluttajan välisessä sopimuksessa kuluttaja sitoutuu mahdolliseen kuorman irtikytkentään, kun taas haltija lupaa taloudellista kannustinta. Kuorman irtikytkennän ja nopeasti käynnistyvän generaattorin erot: Irrotuskelpoista kuormaa on saatavilla koko järjestelmässä, kun taas generaattori on mahdollista asentaa vain rajalliseen määrään paikkoja. Pätötehon vähentämisen ohella irrotuskelpoinen kuorma takaa helpotusta loistehoon. Generaattorin pääomakustannukset ovat huomattavasti suuremmat kuin irrotuskelpoisen kuorman. 2.3 Load following ja säätäminen Vapautetussa sähkövoimajärjestelmässä yksi järjestelmäpalveluiden tehtävistä on toimia mahdollisimman tehokkaasti ja kilpailukykyisesti. Säätäminen ja load following ovat palveluita, joiden tehtävänä on tehostaa toimintaa pitämällä tuotannon ja kuorman erotus mahdollisimman pienenä. Kuormat voidaan jakaa kolmeen osatekijään (kuva 2). Ensimmäinen osatekijä on keskimääräinen kuorma ajanjakson aikana, 85 MW esimerkin tunnin aikana. Toinen osatekijä on tunnin aikana oleva kuorman kehityssuunta (tässä tapauksessa aamun nousu), esimerkissä osatekijä kasvaa kello seitsemän 5 MW:sta kello kahdeksan +9 MW:iin. Tämä komponentti on nimeltään load following. Kolmas osatekijä on kuorman nopea vaihtelu taustalla olevan kehityssuunnan ympärillä, esimerkissä vaihtelualue on ± 2 MW. Komponentti on nimeltään säätäminen.

12 12 Säätäminen (AGC) ja load following ovat käytännössä muuten samanlaiset palvelut, lukuun ottamatta ajallista kestoa. Kun säätäminen seuraa kuorman muutosta minuutti minuutilta, load following -palvelu seuraa muutoksia pidemmällä aikavälillä. Säätämistä voidaankin pitää jatkuvana hienosäätönä, kun taas load following seuraa kuorman muutoksia karkeammin ja pidemmällä aikavälillä. Kuorman muutos syötetään tuotantoon joko AGC:llä (automaattinen tuotannon kontrollointi) tai manuaalisesti (load following). Load following on kuorman kehityssuunnan arviointia ja säätäminen toteutuneen kuorman ja arvioidun kuorman välisen erotuksen paikkaamista.

13 13 3. KATSAUS SUOMEN LOISTEHO- JA RESERVI- MARKKINOILLE 3.1 Loistehoreservit Suomessa Jännitteen ylläpito suoritetaan varaamalla järjestelmän käyttöön loistehoreservejä. Kantaverkon nopea loistehoreservi sijaitsee pääasiassa pyörivissä tahtigeneraattoreissa. Periaatteena on, että generaattoreiden loistehoreservien aktivoiduttua kompensointilaitteet palauttavat toimintaviiveensä jälkeen koneiden loistehon tuotannon takaisin normaaliksi. Loistehoreservit varataan siten, että 400 kv: n verkkoon liitettyjen generaattoreiden loistehon tuotanto- ja sisäänottokyky varataan kokonaan hetkelliseksi häiriöreserviksi, lukuun ottamatta kyseisen generaattorimuuntajan sekä voimalaitoksen omakäytön kuluttamaa loissähköä. Muissa yli 10 MVA generaattoreissa varataan puolet hetkelliseksi häiriöreserviksi. Näiden generaattoreiden loistehon sisäänottokyvystä on varattava puolet hetkelliseksi häiriöreserviksi.[1] 3.2 Loistehomarkkinat Suomessa Pätötehon siirtokyvyn maksimoimiseksi siirtoverkossa on loistehohäviöt minimoitava. Lisäksi loistehoa tarvitaan paikallisesti pitämään jännite sallituissa rajoissa. Kantaverkosta tapahtuvasta loissähkön toimituksesta ja loistehoreservien ylläpidosta voimalaitoksissa sovitaan loissähkösopimuksessa, joka solmitaan kantaverkkoon liittyjän ja kantaverkkoyhtiön (Fingrid) kesken. Loissähkösopimuksessa määritetään kantaverkosta ilman erillistä korvausta toimitettavan loistehon määrä sekä maksut loistehoikkunan ylittävältä osalta. Yli 10 MVA generaattorit ovat verkossa ollessaan velvollisia tukemaan loisteho-reservein järjestelmän jännitettä voimalaitosten ja verkon vika- ja häiriötilanteissa sekä erikseen sovittaessa lyhytaikaisesti myös voimalaitosten ja verkon korjaus- ja huoltotilanteissa. Yli 10 MVA generaattorit ovat velvollisia noudattamaan Fingridin mahdollisesti antamaa jännitteen tai loistehon ohjearvoa. Suomessa loissähköreserveistä maksetaan loissähkösopimuksen mukaisesti. Loistehoreservit tulivat korvattavaksi rahana alkaen. Rahakorvaus suoritetaan pätösähkön vuotuisen nettotuotannon perusteella. Rahakorvauksen perustana oleva yksikköhinta on 400 kv: iin liitettyjen generaattoreiden osalta 2,0 snt/mwh sekä 220 ja 110 kv:iin liitettyjen generaattoreiden osalta 1,0 snt/mwh.

14 14 Korvaukset loistehoreserveistä sisältävät loistehoreservien ylläpidosta ja aktivoitumisesta aiheutuvat kustannukset voimalaitoksilla sekä loistehoreservien siirrosta aiheutuvat siirto- ja häviökustannukset alueverkoissa sekä voimalaitoksilla. Liittyjä sopii loistehoreserveistä ja korvauksista verkkonsa takaisten generaattoreiden ja verkkojen haltijoiden kanssa.[1] 3.3 Reservimarkkinat Suomessa 1. Taajuudensäätö- ja hetkellisen häiriöreservin ylläpitosopimus Kantaverkon haltija (Fingrid) huolehtii taajuudensäätö- ja hetkellisen häiriöreservien ylläpidosta Suomessa pohjoismaisten kantaverkko-organisaatioiden kesken tehdyn sähköjärjestelmän käyttösopimuksen mukaisesti sopimalla reservien ylläpidosta tarkoitukseen sopivan koneiston haltijan kanssa. Koneistoille asetettavat vaatimukset Taajuudensäätö- ja hetkellisen häiriöreservin ylläpitoon hyväksyttävän koneiston tulee täyttää seuraavat tekniset vaatimukset: Koneiston nimellisteho on vähintään 10 MW Fingridillä on koneistosta reaaliaikainen mittaustieto käytönvalvontajärjestelmässään. Säätökyky on mitattu oikeanlaisesti ja täyttää seuraavat ehdot: Taajuudensäätöreservi Taajuudensäätöreservin ylläpidossa käytetään jatkuvaan säätöön kykenevää koneistoa, joka säätää statiikkansa mukaisesti portaattomasti taajuusalueella 49,9-50,1 Hz niin, että taajuudensäädön kuollut alue on korkeintaan ± 0,05 Hz. Kuolleen alueen ulkopuolella säädön tulee aktivoitua taajuusmuutoksen seurauksena 2 minuutissa. Hetkellinen häiriöreservi Hetkellisen häiriöreservin ylläpidossa käytetään jatkuvaan säätöön kykenevää koneistoa, jonka hetkellinen häiriöreservi aktivoituu lineaarisesti niin, että aktivoituminen alkaa taajuuden laskiessa alle 49,9 Hz ja reservi on kokonaan aktivoitunut taajuudella 49,5 Hz. Puolet hetkellisestä häiriöreservistä pitää aktivoitua 5 sekunnissa ja reservin tulee aktivoitua kokonaan 30 sekunnissa -0,5 Hz askelmaisella taajuusmuutoksella.

15 15 Maksut ja niiden määräytyminen Fingrid maksaa myyjälle taajuudensäätöreserveistä ja hetkellisistä häiriöreserveistä kalenterivuodelta kiinteän korvauksen, joka on 7500 /MW, a taajuudensäätöreserville ja 4000 /MW, a hetkelliselle häiriöreserville, mikäli reservi on ollut sähköjärjestelmän käytössä yli 3000 tuntia vuodessa. Fingrid maksaa myyjälle reserveistä tuntikorvausta siltä ajalta, jolloin reservit ovat olleet sähköjärjestelmän käytössä. Taajuudensäätöreservin tuntikorvaus on 3,3 /MW, h, ja hetkellisen häiriöreservin tuntikorvaus on 0,75 /MW, h.[1] 2. Teknisten tuotantoreservien ylläpitosopimus Fingrid huolehtii teknisten tuotantoreservien ylläpidosta Suomessa pohjoismaisten kantaverkko -organisaatioiden kesken tehdyn sähköjärjestelmän käyttösopimuksen mukaisesti sopimalla reservin ylläpidosta tarkoitukseen sopivan irtikytkettävän kuorman haltijan kanssa. Fingrid ja myyjä sopivat tällä sopimuksella teknisten tuotantoreservien ylläpidosta keskenään. Teknisten tuotantoreservien käyttö Hetkellinen häiriöreservi Hetkelliseksi häiriöreserviksi ilmoitetun kuorman on aktivoiduttava viimeistään sopimuksessa mainitulla taajuudella ja siinä ilmoitetussa irtikytkentäajassa. Myyjä voi kytkeä hetkellisenä häiriöreservinä irtikytkeytyneet kuormat takaisin verkkoon vain Fingridiltä saadun kytkentäluvan jälkeen tai sovitun irtikytkentäajan ylärajan ylittyessä. Irtikytkeytymistilanteessa myyjän tulee aina ottaa yhteys Fingridiin. Mikäli Fingridillä on käytettävissä irtikytkettävän kuorman reaaliaikainen mittaustieto, Fingrid ottaa mahdollisuuksien mukaan yhteyttä myyjään havaitessaan irtikytkennän tapahtuvan. Nopea häiriöreservi Nopeana häiriöreservinä käytettävän kuorman on aktivoiduttava mahdollisimman nopeasti, mutta kuitenkin vähintään 15 minuutin kuluessa toimenpidepyynnöstä lukien. Kuormaa vastaavan reservitehon tulee olla Fingridin käytettävissä vähintään kaksi tuntia, ei kuitenkaan enempää kuin 3 h. Nopeana häiriöreservinä irtikytketty kuorma voidaan kytkeä takaisin verkkoon vain Fingridiltä saadun luvan jälkeen tai sovitun irtikytkentäajan ylärajan ylittyessä. Myyjällä on erikseen

16 16 sovittaessa oikeus korvata irtikytkettävä teho sähköntuotannon lisäyksellä. Lisäyksen tekevä koneisto on erikseen nimettävä Fingridille ja myyjän tulee toimittaa todentamiseen tarvittavat rekisteröinnit tai historiatiedot.[1] Maksut ja niiden määräytyminen Fingrid maksaa myyjälle teknisistä tuotantoreserveistä kalenterivuodelta kiinteän korvauksen- (XXXX /MW, a). Fingrid maksaa myyjälle teknisistä tuotantoreserveistä tuntikorvauksen (X,X /MW, h) siltä ajalta, jolloin reservit ovat olleet sähköjärjestelmän käytettävissä. Energiakorvaus Hetkellisenä häiriöreservinä irtikytkeytyneet kuormat Mikäli tämän sopimuksen piiriin kuuluvan hetkellisenä häiriöreservinä aktivoituneen kuorman irtikytkentäaika ylittää 15 minuuttia, maksaa Fingrid myyjälle erillistä energiakorvausta kuluttamatta jääneestä energiasta (XXX /MWh). Energiakorvausta ei makseta, jos myyjä ei ole kysynyt lupaa kuorman takaisinkytkentään. Energiakorvaus maksetaan 15 minuutin ylittävältä irtikytkentäajalta siihen asti, kun Fingrid on antanut luvan kytkeä kuorman takaisin verkkoon tai sovittu irtikytkentäajan yläraja on ylittynyt. Nopeana häiriöreservinä irtikytketyt kuormat Mikäli Fingrid aktivoi nopeaksi häiriöreserviksi varatun kuorman, maksaa Fingrid myyjälle erillistä energiakorvausta kuluttamatta jääneestä energiasta myyjän tarjouksen mukaisesti (XXX /MWh). Korvaus maksetaan ajalta, jolloin kuorma on ollut Fingridin pyynnöstä irtikytkettynä ja energia on kirjattu Fingridin taseeseen.[1]

17 17 4. SAAREKEKÄYTTÖ JA BLACK START -PALVELU Saarekekäytöllä(Island operation) tarkoitetaan erillisen verkon osan (saarekkeen) toimimista omillaan ilman julkisen verkon tukea. Järjestelmä voidaan ajaa saarekekäyttöön vakavissa järjestelmän häiriötapauksissa. Yhteiskäyttöä täytyy kuitenkin yrittää säilyttää niin pitkään kuin mahdollista. Saarekekäyttön avulla voidaan vähentää kuluttajien kokemaa sähkökatkoksien määrää ja näin parantaa sähkönjakelun luotettavuutta. On olemassa erilaisia saareketyyppejä (pohjoismaat) [5]: paikalliset saarekkeet (vesivoimalat, kaasuturbiinit, tuulivoimalat, yhdistetty kV verkkoon) teollisuus saarekkeet (dieselgeneraattorit ja kaasuturbiinit, yhdistetty kv verkkoon) varasyöttö (usein dieselgeneraattori esimerkiksi sairaaloissa jne., yhdistetty kv verkkoon) hajautetun tuotannon saarekkeet (diesel generaattorit, tuulivoimalat, pienvesivoimalat, polttokennot jne., yhdistetty 0,4 20 kv verkkoon) Saareketilaan voidaan siirtyä kahdella tavalla. Ensinnäkin automaattisella siirtymisellä verkkotilasta saareketilaan suojauslaitteiden ja automaattisen katkaisijan avulla. Ongelmana on tietää että milloin verkkokatkoksen riski on niin suuri että saareketilaan kannattaa siirtyä. Automaattisen toiminnan laitteet ovat lisäksi kalliita ja mahdollinen epäonnistuminen saareketilaan siirtymisessä voi pahentaa tilennetta huomattavasti. Saareketilaan siirtyminen paikallisesti onkin yleensä järkevää vasta verkkokatkoksen jälkeen. Toinen vaihtoehto on verkkokatkoksesta seuranneen tuotantolaitoksen pysähtymisen jälkeen käynnistää tuotantolaitos uudelleen saareketilaan(black start-palvelu). Tyhjään verkkoon kytkeytyessä täytyy kuormituksia kasvattaa pienin askelin pienimmästä suurempaan. Tuotannon ja kulutuksen täytyy olla koko ajan tasapainossa eli taajuuden ja jännitteen täytyy pysyä tarpeeksi lähellä nimellsiarvojaan. Black start -palvelua tarvitaan järjestelmän osittaisen tai täydellisen romahtamisen yhteydessä uudelleen herättämään siirtojärjestelmä ja palauttamaan kuluttajien kysyntä. Palvelu taataan tuotantoyksiköllä, joka ei tarvitse käynnistyäkseen ulkoisen verkon apua. Käynnistyksessä käytetään apuna yleensä joko diesel generaattoreita tai kaasuturbiineja. Mitä nopeammin uudelleen kytkentä tapahtuu ja mitä useampi palvelun tuottajia on, sitä nopeampaa on koko systeemin palautus. Black start-palvelua toimittavan tuotantolaitoksen täytyy huomioida monta asiaa. Ensinnäkin ajat jolloin palvelu on saatavilla tulee määritellä. Huomiota pitää kiinnittää mm. kunnossapito

18 18 vaatimuksiin, poltto-aine varastoihin ja sähkökatkoksiin. Palvelun tulee sisältää sisäiset menettelytavat, jotka sopivat yhteen koko siirtojärjestelmän kanssa. Nämä menettelytavat sisältävät black start -palvelun alullepanon ja käyttöönoton. Koulutus, kommunikoinnin testaus ja muut toimenpiteet ovat välttämättömiä palvelun takaamiseksi. Kuorma ja siihen liittyvä maksimaalinen taajuuspoikkeama tulee hallita. Generaattori ottaa verkosta loistehoa, koska tyhjäkäyvät siirtojohdot toimivat aliluonnollisella teholla. Lisäksi Ferranti -ilmiö nostaa jännitettä johdon päässä, mikäli katkaisija on auki. Siirtojärjestelmän uudelleen herättäminen aiheuttaakin erityisiä vaatimuksia loistehon absordointiin (tai tuottamiseen). Tämän takia rajat loistehon suorituskyvylle tulee määritellä. 4.1 Black start -palvelun kustannukset Palvelun kustannukset riippuvat voimalaitoksen tyypistä. Jokaisen black start -palvelun tuottajan on hankittava tarkoituksenmukainen kontrollointi järjestelmä, sisältäen säätimiä ja AVR (automaattisia jännitteen säätäjiä), jotta ne ovat valmiita toimimaan saareke tilassa. Black start ja black start testit sisältävät aina riskin vahingoista sekä tuotantolaitokselle että siirtojärjestelmälle. Vesivoima Vesivoimalla tuotetun palvelun kustannukset ovat alhaiset, koska voimalaitoksen käynnistykseen tarvitaan vain pieni määrä tehoa. Teho tuotetaan yleensä joko pienellä dieselgeneraattorilla tai pienellä sisäisellä vesivoimageneraattorilla. Kustannukset muodostuvat laitoksen pääomakustannuksista, sähköliitynnöistä ja rakennelmista. Lisäksi laitosta pitää kunnossapitää, testata, turvata polttoaine varastot jne. Vielä suurempi kustannus syntyy, erityisesti pumppausvarastoissa, black start -palvelun tuottamiseen tarvittavan vesireservin ylläpidosta. Höyrylaitos Perinteinen fossiilisilla polttoaineilla toimiva höyrylaitos tarvitsee merkittävän määrän tehoa liikuttamaan polttoainetta, käyttämään pumppuja ja muita apuvälineitä. Hiilillä toimivan voimalaitoksen vaatimukset ovat suuremmat kuin öljyllä toimivan laitoksen. Tavallisesti käynnistyksen lisätehon tarve on n.3% voimalaitoksen nimellistehosta[3]. Dieselgeneraattoreita saatetaan käyttää pienimmillä laitoksilla, mutta avokierto kaasuturbiinit (open cycle gas turbines) ovat yleisempiä tehon tuottajia. Järjestelmä täytyy suunnitella yllä-

19 19 pitämään jännitettä ja selviämään kuorman vaihteluista. Kustannukset muodostuvat laitoksen pääomakustannuksista, sähköliitynnöistä ja tarvittavista rakennelmista. Lisäksi laitoksen kunnossapidosta, testauksesta, polttoaineen turvaamisesta jne. tulee huolehtia. CCGT (combined cycle gas turbine) CCGT: n black startissa tulee käynnistää ensimmäinen kaasuturbiini. Isot teollisuuden kaasuturbiinit tarvitsevat huomattavan määrän tehoa käynnistyäkseen. Tehon tarve on noin 4% kaasuturbiinin nimellistehosta[3]. Lisäksi muut varalaitokset tarvitsevat tehoa. Dieselgeneraattorit ja avokierto kaasuturbiinit toimivat tehonlähteenä. Laitos täytyy suunnitella siten, että se pystyy suoriutumaan suuren laitoksen käynnistämisestä. Kustannukset muodostuvat laitoksen pääomakustannuksista, sähköliitynnöistä ja tarvittavista rakennelmista. Lisäksi laitoksen kunnossapidosta, testauksesta, polttoaineen turvaamisesta jne. tulee huolehtia. Ydinvoima Koska ydinvoimalaitos tarvitsee käynnistyäkseen suuren määrän tehoa ja käynnistys aikakin on suhteellisen hidas verrattuna muihin laitoksiin, on ydinvoiman käyttö palvelun tarjoamiseen taloudellisesti kannattamatonta. Myös säätämisen rajallisuus heikentää palvelun tuottamisen mahdollisuutta. Testien hinnat Kaikki testit, jotka demonstroivat laitoksen kykyä palvelun tarjoajana, aiheuttavat kustannuksia. Kustannukset ovat lähinnä tulojen menetyksiä, koska voimalaitos täytyy alas ajaa palvelusta testin ajaksi. Lisätulot Jotkut diesel- ja kaasuturbiinit, jotka takaavat black start -palvelua, voivat ansaita lisätuloja muista lähteistä. Laitoksia voidaan käyttää mm. reservin tuottajina ja apuna kuorman huipun pienentämisessä. Tämän vuoksi palvelun arvon laskeminen saattaa olla hyvin hankalaa.

20 20 II JÄRJESTELMÄPALVELUT VOIMALAITOKSELLE Sähköntuotantolaitos ja järjestelmä vaihtavat palvelujaan. Tuotantolaitos on monissa palveluissa asiakkaana. Usein järjestelmäpalveluiksi katsotaan ainoastaan tuotantolaitoksien tarjoamat palvelut. Seuraavassa esimerkkejä tuotantolaitoksille tarjotuista palveluista jokaisesta neljästä eri kategoriasta. palvelut, jotka mahdollistavat tuotannon fyysisen toiminnan: järjestelmä standardien voimassapito aputehon syöttö siirtopalvelut: yhteys julkiseen syöttö verkkoon sähkön siirron suorituskyky koordinaatio palvelut: toimitus ajoitus markkinoiden palvelut: markkinoiden tai talous yhteenliittymän sopimukset maksusopimukset Monien edellä mainittujen palveluiden vaatimukset riippuvat alueen sähköntuotantojärjestelmästä. Järjestelmän omistussuhteiden erkautumisen asteet ja markkinoiden rakenne vaihtelevat eriytetyissä järjestelmissä. Useimmat palvelut ovat välttämättömiä erotellun järjestelmän toiminnalle. Kustannukset Palveluiden monimuotoisuus aiheuttaa ongelmia yleiseen kustannuslaskentaan. Jotkut palvelut, kuten aputehonsyöttö, voidaan kuitenkin eritellä. Toisia palveluita, kuten standardien valvonta, on vaikea erotella ja ne saatetaankin yhdistää johonkin yleiseen maksuun.

21 21 5. APUTEHON JA ENERGIAN PALVELU Voimalaitokset (erityisesti ydinvoimalaitokset ja fossiilisilla polttoaineilla palavat voimalaitokset) tarvitsevat apulaitteillensa ja tehokkaaseen toimimiseen sähköenergiaa. Kun voimalaitos on käynnissä, tämä sähköenergia otetaan yleensä omasta ulostulosta. Energiaa tarvitaan myös silloin kun voimalaitos ei ole käynnissä, erityisesti käynnistystilanteessa. Vaikka joillakin laitoksilla on black start -ominaisuus, on yleensä taloudellisempaa käyttää yleisen verkon syöttämää lisätehoa ja energiaa. Ydinvoimalaitoksilla on erityinen tarve turvalliselle sähkötehon ja energian saannille myös hätätilanteissa. Nämä palvelut ovat sille välttämättömiä turvallisuuden kannalta. 5.1 Kustannukset Kustannukset jakautuvat kahteen osaan. Ensimmäinen on sähkökytkentä, joka täytyy määritellä maksimaalisen kysynnän ja välineiden mahdollisuuksien mukaan. Jos apusyöttö otetaan tuotannon ulostulosta, on generaattorin ulostulo suurempi kuin järjestelmään menevä syöttö (kuva 3). Monet voimalaitokset käyttävät kuitenkin asemamuuntajia, jossa sähköenergia tuodaan järjestelmästä (kuva 4). Asemamuuntajien käyttö (erityisesti ydinvoimalalla ja perinteisellä höyryvoimalalla) parantaa laitoksen luotettavuutta, koska sähkönsyöttö lähteitä on kaksi. Pääomakustannukset kuitenkin kasvavat sekä voimalaitoksen että syöttävänverkon osalta. Toinen kustannuksen aiheuttaja on

22 22 sähköenergia, mikä kuluu apuvälineiden käytössä. Kustannukset syntyvät joka bruttoenergian häviönä (ON -tila) tai järjestelmästä ostetun sähköenergian hintana (OFF -tila), riippuen mistä tarvittava energia joudutaan hankkimaan.

23 23 6. SÄHKÖENERGIAN SIIRTOPALVELU Palvelua, jossa sähköenergia siirretään voimalaitokselta kuluttajalle, kutsutaan siirtopalveluksi. Aikaisemmin siirtopalvelu on nähty osana sähkönsyöttöä, mutta nykyisin se on eroteltu tuotannosta ja se itsessäänkin koostuu monista palveluista: siirron toimittaminen järjestelmätoiminnot jakelu mittaus Siirtopalvelu on tarkoitettu sähköenergian omistajille ja sen tarkoitus on siirtää sähköenergiaa tuotantopaikalta sinne missä sitä tarvitaan. Tämä palvelu koostuu kahdesta osasta: yhteys julkiseen siirtoverkkoon kyky siirtää sähköenergia julkisen siirtoverkon yli yksittäiselle kuluttajalle Voimalaitos täytyy kytkeä julkiseen verkkoon ja se tapahtuu päämuuntajan kautta. Julkinen verkko siirtää ja jakaa sähköenergian yksittäisille kuluttajille. Kaikki siirtopalvelun kuluttajat ovat kiinnostuneita kahdesta tekijästä, sähkön laadusta ja sen saannin luotettavuudesta. Julkisen verkon sähkön laatu määritellään järjestelmä standardeissa. 6.1 Kustannukset Siirtopalvelun kustannukset ovat suhteellisen helppo laskea. Kustannukset muodostuvat pääomakustannuksista, kunnossapitokustannuksista ja käyttökustannuksista kuten häviöt jne. 6.2 Sähköenergian siirtohinnoittelu Sähkön kulutuksen siirtomaksuilla verkon haltija perii verkkoonsa liittyneiltä käyttäjiltä heidän kuluttamansa sähkön siirtokustannukset kantaverkosta asiakkaan käyttöpaikalle. Eli käytännössä kantaverkon haltija perii siirtokustannukset kantaverkkoon liittyneeltä alueverkon haltijalta, alueverkon haltija jakeluverkon haltijalta ja jakeluverkon haltija kuluttajalta. Vastaavasti tuotannon siirtomaksuilla kantaverkon haltija perii verkkoonsa liittyneiltä sähkön tuottajilta heidän tuottamansa sähkön siirtokustannukset voimalaitokselta kantaverkkoon. Sähkön siirtomaksua ei voi kilpailuttaa. Asiakkaan maksama siirtomaksu voi riippua jännitetasosta ja verkosta, johon asiakas on liittynyt. Sen sijaan siirtomaksu ei saa muuttua sen mukaan, kenen myyjän sähköä siirretään.

24 Kantaverkkopalvelu Kantaverkkopalvelun sisältö Kantaverkkopalvelusta sovitaan kantaverkkosopimuksella, joka solmitaan kantaverkkoon liittyneen asiakkaan ja kantaverkkoyhtiön (Fingrid) kesken. Asiakas saa kantaverkkosopimuksen solmittuaan oikeuden siirtää sähköä kantaverkosta ja kantaverkkoon liittymispisteensä kautta. Samalla asiakas saa mahdollisuuden käydä sähkökauppaa valtakunnallisella sähkön markkinapaikalla. Fingrid ylläpitää, käyttää ja kehittää kantaverkkoa ja yhteyksiä toisiin verkkoihin asiakkaiden tarpeiden mukaisesti noudattaen pohjoismaisten kantaverkko-organisaatioiden kesken yhteisesti sovittuja periaatteita. Se myös poistaa verkon siirtorajoitukset vastakaupoilla tai tarvittaessa kantaverkkoa vahvistamalla. Fingrid turvaa asiakkaalle järjestelmän teknisen toimivuuden ja osaltaan sähkön riittävän laatutason. Järjestelmävastuullisena verkkoyhtiönä se huolehtii jatkuvasti siitä, että Suomen sähköjärjestelmää ylläpidetään ja käytetään teknisesti tarkoituksenmukaisella tavalla. Kantaverkkopalvelun maksut Kantaverkkopalvelusta Fingrid perii markkinapaikka- ja käyttömaksun. Pohjoismaisen sähkön yhteismarkkina-alueen ulkopuolelle suuntautuvien yhteyksien kautta siirrettävältä sähköltä peritään lisäksi markkinarajamaksu. Markkinapaikkamaksu kohdistetaan asiakkaan ja Fingridin välisen liittymispisteen takaiselle sähköenergian kulutukselle. Käyttömaksu kohdistetaan asiakkaan liittymispisteen kautta siirtyvän sähköenergian määrään ja se määritetään erikseen talviarkipäivälle ja muulle ajalle. Talviarkipäivä on klo 7.00 ja välinen aika maanantaista lauantaihin. Maksut perustuvat fysikaalisiin mittaustietoihin ja ovat riippumattomia markkinaosapuolten välisestä sähkökaupasta. Kantaverkkomaksut laskutetaan kuukausittain. Fingrid vastaa liittymispisteessä siirtyvän sähkön mittausten järjestämisestä ja ylläpidosta[1].

25 25 Yksikköhinnat vuodelle 2004 /MWh Markkinapaikkamaksu / kulutus 1,30 Käyttömaksu / kantaverkosta otto Talviarkipäivä, klo ,75 Muu aika 0,75 Käyttömaksu / kantaverkkoon anto 0,24 Markkinarajamaksu / tuonti tai vienti 2,00 Verot eivät sisälly yksikköhintoihin. Alueverkkopalvelun hinnoittelu Kuten kantaverkkoyhtiö (Fingrid), perii alueverkon omistaja alueverkkoon liittyviltä asiakkailtaan kohtuullisen korvauksen. Hinta muodostuu yleensä kantaverkkomaksusta lisättynä alueverkkopalvelun hinnalla. 6.4 Jakeluverkon siirtohinnoitteluperiaate Suomessa Kuluttajan on ostettava siirtopalvelu oman alueensa jakeluverkon haltijalta. Asiakkaan sijainti jakeluverkon haltijan vastuualueella ei saa vaikuttaa siirtohintojen suuruuteen. Siirtohintaan ei saa myöskään vaikuttaa keneltä sähkönmyyjältä asiakas sähkönsä ostaa. Siirtopalveluiden hinnat eri jakeluverkoissa poikkeavat toisistaan, mutta niitä asiakkaat eivät voi kilpailuttaa (tilanne : kerrostalo 2000 kwh/v, halvin verollinen siirtohinta 3,75 snt/kwh, kallein 8,53 snt/kwh [4]). Lain mukaan siirtopalvelun hinnan tulee olla kohtuullinen ja tasapuolinen. Hinta ilmoitetaan jakeluverkonhaltijoiden julkisissa hinnastoissa. Hinnoittelua valvoo Energiamarkkinavirasto. Siirtopalvelun hinnat eli tariffit muodostuvat tavallisesti kahdesta osatekijästä: kiinteästä perusmaksusta ( /kk) kulutetun energiamäärän mukaan määräytyvästä kulutusmaksusta (snt/kwh) Aikatariffeissa on kaksi eri suuruista kulutusmaksua. Lisäksi tehotariffeissa on tehomaksuja. Eri yhtiöillä maksujen välinen painotus voi vaihdella. Tehotariffeja käytetään yleensä vain yritysten tai muiden suurempien asiakkaiden laskutuksessa. Tariffit ovat vapaavalintaisia, eli kuluttaja voi valita tariffeista haluamansa.

26 26 Yleistariffi Yleistariffi eli yleissähkö soveltuu kuluttajille, jotka käyttävät vähän sähköä vuodessa (käytännössä alle kwh). Yleissähkön maksut muodostuvat kiinteästä perusmaksusta ( /kk) ja kulutusmaksusta (snt/kwh). Aikatariffi Aikatariffeista yleisimmät ovat yösähkö ja kausisähkö. Aikatariffin maksut muodostuvat kiinteästä perusmaksusta ( /kk) ja kahdesta kulutusmaksusta. Kulutusmaksujen hinnoittelussa käytetään joko päivä/yö -jaottelua (yösähkö) tai talviarkipäivä/muu aika jaottelua (kausisähkö). Osalla sähköyhtiöistä on tuotevalikoimassaan vain yösähkö tai kausisähkö, mutta ei molempia. Kuluttaja voi valita sähkönmyyjältä vain sellaisen tuotteen, joka löytyy myös paikallisen jakelunverkon haltijan valikoimasta. Aikatariffeissa noudatetaan aina paikalliseen jakeluverkon haltijan aikavyöhykkeitä. Tehotariffi Tehotariffi soveltuu paljon sähköä käyttäville yhteisöille. Tehotariffin maksut muodostuvat kiinteästä perusmaksusta ( /kk), kulutusmaksuista (snt/kwh) ja tehomaksuista ( /kw, kk). Verot Siirtopalvelun hintoihin sisältyy kolme erilaista veroa: sähkön valmistevero huoltovarmuusmaksu arvonlisävero Kaksi ensin mainittua ovat ns. sähköveroja. Ne maksetaan kulutetun energiamäärän mukaan siirtopalvelun yhteydessä. Sähkön valmisteverossa on kaksi veroluokkaa. Ensimmäisessä veroluokassa sähkövero on 0,73 snt/kwh ja toisessa 0,44 snt/kwh (tilanne 04/2004). Toista veroluokkaa sovelletaan teollisuusyrityksiin ja kasvihuoneviljelijöihin ja ensimmäistä kaikkiin muihin sähkön käyttäjiin. Huoltovarmuusmaksu on 0,013 snt/kwh. Arvonlisävero on 22% sähköenergian ja siirtopalvelun sähköverollisesta hinnasta[4].

27 27 VIITTEET Cigre Exchange of services between large electricity generating plants and high voltage electric systems s Cigre Exchange of services between large electricity generating plants and high voltage electric systems s Eltra, Vattenfall Utveckling, Lunds Tekniska Högskola, SINTEF Energiforskning WP5-Effects on the network.