Korvausinvestointitarpeet ja niiden rahoitusvaihtoehdot

Transkriptio

1 Kauppa- ja teollisuusministeriö Korvausinvestointitarpeet ja niiden rahoitusvaihtoehdot Pohjois-Lapin sähkönjakeluverkoissa (Dnro 25/401/2006) Empower Oy Raportti EMPOWER OY Lommilantie ESPOO Puhelin (09) Faksi (09) PL HARJAVALTA Puhelin (02) Faksi (02) Y-tunnus: Kotipaikka Helsinki

2 RAPORTTI 1 (63) SISÄLLYSLUETTELO 1 ESIPUHE JOHDANTO SELVITYSTYÖN TAUSTA JA TAVOITTEET YLEISET TOIMINTAOLOSUHTEET ILMASTOLLISET OLOSUHTEET Talvi Tuuliolosuhteet METSÄT JA PUUSTO MAAPERÄ UTSJOEN JA ENONTEKIÖN KUNTIEN VÄESTÖ JA TYÖVOIMAN SAANTI UTSJOEN SÄHKÖOSUUSKUNTA HALLINTO JA TALOUS VERKOSTO SÄHKÖN TOIMITUSVARMUUS SIIRTOHINNAT JA LIITTYMISMAKSUT NYKYINEN YHTEISTOIMINTA INERGIA OY:N KANSSA (ELLAPPI OY) JA MUU YHTEISTOIMINTA VERKOSTON NYKYTILA INVESTOINNIT NYKYISELLÄ TOIMITUSVARMUUSTASOLLA INVESTOINNIT NOSTETTAESSA TOIMITUSVARMUUSTASOA ENONTEKIÖN SÄHKÖ OY HALLINTO JA TALOUS VERKOSTO SÄHKÖN TOIMITUSVARMUUS SIIRTOHINNAT YHTEISTOIMINTA MUIDEN VERKKOYHTIÖIDEN KANSSA VERKOSTON NYKYTILA INVESTOINNIT NYKYISELLÄ TOIMITUSVARMUUSTASOLLA INVESTOINNIT NOSTETTAESSA TOIMITUSVARMUUSTASOA INVESTOINTIEN RAHOITUSVAIHTOEHDOT JA NIIDEN VAIKUTUS SIIRTOHINTOIHIN RAHOITUS TULORAHOITTEISESTI YHTEISTOIMINNAN TEHOSTAMINEN MUUT RAHOITUSVAIHTOEHDOT Mahdollisia rahoitusvaihtoehtoja Avustukset Elinkaarimalli korvausinvestointien rahoituksessa YHTEENVETO JA SUOSITUKSIA JATKOTOIMENPITEILLE...61

3 RAPORTTI 2 (63) 1 ESIPUHE Tämä selvitystyö, Korvausinvestointitarpeet ja niiden rahoitusvaihtoehdot Pohjois-Lapin sähkönjakeluverkoissa (Dnro 25/401/2006), on tehty maalis-elokuussa 2007 Kauppa- ja teollisuusministeriön tilauksesta. Työssä on selvitetty Utsjoen Sähköosuuskunnan ja Enontekiön Sähkö Oy:n sähkönjakeluverkkojen nykytila, tulevien korvausinvestointien tarve ja investointien rahoitusvaihtoehdot. Lisäksi on selvitetty yhteistoiminnan tehostamismahdollisuuksia naapuriverkkoyhtiöiden Inergia Oy:n ja Muonion Sähköosuuskunnan kanssa. Selvitystyössä on hyödynnetty valtakunnallisia tilastoja, tutkimuksia ja verkonhaltijoilta saatuja dokumentteja. Paikallisten olosuhteiden ymmärtämiseksi tehtiin verkostokatselmukset paikanpäällä Utsjoen Sähköosuuskunnan ja Enontekiön Sähkö Oy:n verkkoihin toukokuussa Kauppa- ja teollisuusministeriöstä työtä on ohjannut neuvotteleva virkamies Arto Rajala. Pohjois-Lapin jakeluverkkoyhtiöstä työhön ovat tiiviisti osallistuneet toimitusjohtaja Matti Röntynen Utsjoen Sähköosuuskunnasta, toimitusjohtaja Vilho Kokkonen Enontekiön Sähkö Oy:stä, toimitusjohtaja Pekka Purra Muonion Sähköosuuskunnasta ja toimitusjohtaja Pentti Kellokumpu Inergia Oy:stä. Työn toteutuksesta vastasivat Empower Oy:stä DI Jari Simola (projektipäällikkö), tekn. Tuomo Varjoranta ja DI Tatu Pahkala. Kiitos työryhmälle hyvästä yhteistyöstä. Hämeenlinnassa Empower Oy Konsultointi ja asiantuntijapalvelut Jari Simola Johtava konsultti

4 RAPORTTI 3 (63) 2 JOHDANTO 2.1 SELVITYSTYÖN TAUSTA JA TAVOITTEET Utsjoen Sähköosuuskunnan ja Enontekiön Sähkö Oy:n verkonhaltijoiden vastuualueet sijaitsevat Suomen harvaanasutuimmilla alueilla (ks. kuva 1), joissa verkostopituus kuluttajaa kohti on noin kolminkertainen Suomen keskiarvoon verrattuna. Alueiden sähköistys aloitettiin 1950-luvulla ja saatettiin loppuun 1980-luvulla pääosin valtion tukemana. Nyt verkostokomponentit ovat tulossa käyttöikänsä päähän, mikä merkitsee verkkoyhtiöille toiminnan laajuuteen nähden suuria panostuksia sähkön toimituksen varmistamiseksi. Pääosa komponenteista on uusittava seuraavan 20 vuoden aikana ja investoinnit tulisi aloittaa kymmenen vuoden sisällä. Sähköyhtiöissä ei ole valmistauduttu investointien rahoittamiseen keräämällä pääomaa jo etukäteen, joten verkkoyhtiöiden siirtohintoja tulisi korottaa noin puolella nykyisestä, jotta investoinnit olisivat mahdollisia tulorahoitteisesti. Kuva 1. Enontekiön Sähkö Oy:n ja Utsjoen Sähköosuuskunnan jakeluverkkojen vastuualueet (Lähde: Adato Energia 2006). Tämän selvityksen tavoitteena on määritellä sähkönjakeluverkkojen korvausinvestointitarpeet ja niiden rahoitusvaihtoehdot Utsjoen Sähköosuuskunnan ja Enontekiön Sähkö Oy:n vastuualueilla. Tämän lisäksi selvitetään mahdollisen yhteistoiminnan tehostamisesta saavutettavat hyödyt naapuriverkkoyhtiöiden Inergia Oy:n sekä Muonion Sähköosuuskunnan kanssa. Selvityksessä tutkitaan myös eri rahoitusvaihtoehtoja korvausinvestoinneille.

5 RAPORTTI 4 (63) 3 YLEISET TOIMINTAOLOSUHTEET 3.1 ILMASTOLLISET OLOSUHTEET Pohjois-Lapin toimintaolosuhteet poikkeavat osin Suomen jakeluverkkoyhtiöiden keskimääräisistä olosuhteista. Tästä syystä raportin aluksi on koottu yleisiä tietoja alueen ilmasto-olosuhteista, metsistä ja puustosta, maaperästä, väestöstä ja työvoiman saannista, jotka tulee ottaa huomioon verkkotoimintaa arvioitaessa. Tiedot perustuvat Ilmatieteen laitoksen, GTK:n, Metlan ja Tilastokeskuksen tietoihin. Kuvassa 2 on esitetty Suomen ilmastovyöhykkeet. Enontekiön ja Utsjoen alueella vallitsee pääasiassa pohjoisboreaalinen ilmastovyöhyke, jossa metsät ovat harvoja, hidaskasvuisia ja vain edullisimpina kesinä uudistuvia. Tunturikoivuvyöhyke muodostaa pohjoisboreaalin pohjoisreunan. Kesä on niin lyhyt ja viileä, että aapasoita on paljon ja pohjavesi on läpi kesän lähellä maanpintaa. Kilpisjärven alueella vallitsee hemiarktinen vyöhyke. Seudulla kesän lämpösumma on niin alhainen, ettei puut selviä tällä alueella. Kesäisin esiintyy usein tulvia. Talvella lumi ajautuu tuulen vaikutuksesta helposti, jonka seurauksena lumipeitteen paksuus ja edelleen roudan paksuus vaihtelevat alueellisesti. Tällä on puolestaan vaikutusta siihen kuinka hyvin kasvien ja eläinten talvehtiminen onnistuu. Kuva 2. Suomen ilmastovyöhykkeet (Lähde: Ilmatieteen laitos) Ilmasto muuttuu ilmastovyöhykkeiden rajojen yli etelästä pohjoiseen jyrkemmin kuin yleensä. Siksi sama vyöhykejako soveltuu sekä ilmastoon, biologiaan että metsätalouteen.

6 RAPORTTI 5 (63) Talvi Tuuliolosuhteet Talvi kestää maan lounaisimmissa osissa noin sata päivää ja Lapissa noin 200 päivää. Napapiirin pohjoispuolella vallitsee osan talvea kaamos, jolloin aurinko ei nouse horisontin yläpuolelle. Maan pohjoisimmassa kolkassa tätä aikaa kestää 51 vuorokautta. Etelä-Suomessa lyhimmän talvipäivän pituus on noin 6 tuntia. Lumikerroksen paksuus on suurimmillaan yleensä maaliskuun puolivälin tienoilla, jolloin lunta on Itä- ja Pohjois-Suomessa keskimäärin cm ja maan lounaisosissa keskimäärin cm. Talven alimmat lämpötilat ovat Lapissa ja Itä-Suomessa -45:stä -50 C:seen, muualla Suomessa yleensä -35:n ja -45 C:n välillä, paitsi rannikoilla ja saaristossa yleensä -25:stä -35 C:seen. Lapin pitkä talvi tarkoittaa, että maa on pitkään jäätyneenä. Jäässä olevan maan muokkaaminen vaatii järeämpää kaivinkonekalustoa tai jäätyneen maan sulattamista ennen kaivamista. Sähköverkon rakentamisen osalta tämä tarkoittaa korkeampia rakennuskustannuksia silloin, kun maa on jäässä. Pitkän talven johdosta kesäajalle kohdistuu suurin resurssintarve ja toimenpiteet on toteutettava lyhyellä aikavälillä Talven ympärivuorokautinen pimeys kestää käytännössä Enontekiössä ja Utsjoella noin kaksi kuukautta. Pimeys tai hämäryys tuo työn tekemiseen ylimääräisiä vaatimuksia esimerkiksi valaistusolosuhteiden parantamisen osalta. Tarkkuutta vaativien töiden suorittamista on tarvittaessa harkittava suoritettavaksi valoisampaan vuodenaikaan. Esimerkiksi sähköverkon rakennus- ja kunnossapitotöissä yleistyneitä jännitetöitä ei saa suorittaa olosuhteissa, joissa näkyvyys ei ole riittävä. Suomi sijaitsee keskileveysasteiden länsituulten vyöhykkeellä trooppisten ja polaaristen ilmamassojen raja-alueella, ja säätyypit vaihtelevat nopeasti varsinkin talvella. Talvella vallitseva tuulensuunta on lounaasta. Merialueilla tuulen nopeudet yli 30 m/s ovat varsin harvinaisia, mutta tuntureilla niitä esiintyy joka talvi. Lapin tuulisia olosuhteita on hyödynnetty voimataloudellisesti mm. Muonion Olostunturin ja Enontekiön Lammasoaivin tuulivoimaloissa. Vaikka tuulenvoimakkuudet Pohjois-Lapissa ovat Etelä-Suomea kovempia, ei tuulien ja myrskyjen vaikutus Pohjois-Lapin sähkönjakeluverkkoihin ja toimitusvarmuuteen ole samanlainen kuin metsäisemmässä Suomessa. Puuston määrä Pohjois-Lapissa on vähäistä ja vallitsevan puuston pituus suhteessa ilmajohtojen korkeuteen ei ole niin merkittävä. Tuulet toki aiheuttavat ilmajohdoille mekaanista rasitusta esimerkiksi johdinsidosten vaurioitumisena, mutta tämä on yleensä ennustettavampaa kuin puiden kaatuminen johdoille.

7 RAPORTTI 6 (63) 3.2 METSÄT JA PUUSTO 3.3 MAAPERÄ Sekä Utsjoen että Enontekiön metsät ovat vähäpuustoisia ja kitukasvuisia. Vallitsevana puulajina on koivu, vaivaiskoivu ja mänty. Näin ollen ilmastolliset olosuhteet, kuten kovat tuulet ja myrskyt, eivät aiheuta samassa määrin häiriöitä ilmajohtoverkossa kuin muualla Suomessa. Kaatuvan puuston määrä alueilla on vähäinen eikä se kaatuessaan välttämättä yllä ilmajohtoihin saakka. Toisaalta viimeisimmät tutkimustulokset esimerkiksi Kevon metsäntutkimusasemalla ovat osoittaneet, että metsän kasvuvauhti on kiihtynyt myös Lapissa. Tämän vaikutus sähkönjakeluverkon ilmajohtojen vikamäärissä ei kuitenkaan tapahdu hetkessä. Ilmajohtoverkon alle jäävän johtokadun raivaaminen ei aiheuta samalla tavalla resurssitarvetta Lapissa kuin muualla Suomessa. Tämä pätee niin rakennushetkeen kuin myös myöhemmin suoritettaviin kunnossapitoraivauksiin. Maaperä Enontekiöllä on valtaosin soraa, hiekkaa ja turvetta. Käsivarren Lapissa - Kilpisjärvellä maaperä on pääosin alle 1 metrin syvyydellä olevaa kalliota. Utsjoella maaperä muodostuu valtaosin alle 1 metrin syvyydellä sijaitsevasta kalliosta. Kuvassa 3 on esitetty Lapin maaperä tarkemmin. Kuva 3. Lapin maaperä (Lähde: GTK). Sähköjakeluverkoston kannalta tarkasteltuna nämä maaperät merkitsevät mm. seuraavaa:

8 RAPORTTI 7 (63) - verkon maadoitusolosuhteet ovat vaikeat, koska esiintyvillä maaperillä maan ominaisresistanssiarvot ovat korkeita. Tämä tarkoittaa maadoitusten osalta korkeampia rakentamiskustannuksia, sillä riittävän pienen maadoitusresistanssin saavuttamiseksi kaivettavat elektrodimäärät kasvavat muihin maaperälajeihin verrattuna - ilmajohtoverkon pylväiden perustaminen on suoritettava kalliopylväinä, jos maanpeite on alle 1 metrin syvyinen. Tämä lisää työmäärää ja monimutkaistaa menetelmää mm. kallioon porattavien ja kiinnitettävien komponenttien osalta - maakaapelirakentaminen on monin verroin hankalampaa ja kalliimpaa, jos kaapelioja joudutaan osin räjäyttämällä louhimaan kallioon - turvepitoisilla soilla (aapasoilla) routiminen on voimakasta, mikä lisää kunnossapidon tarvetta kallistuneiden pylväiden oikaisun muodossa. Tämä on selkeästi havaittavissa esimerkiksi kuljettaessa Enontekiöltä Kilpisjärvelle - turvepitoisten alueiden (aapasoilla) kantavuus on huono. Tämä johtaa siihen, että verkon rakentamien ja kunnossapito saatetaan joutua suorittamaan ilman kaivinkonetta miestyönä. Raportissa ei ole otettu huomioon VTT:n tekemiä tutkimuksia ilmastonmuutosten vaikutuksista sähköverkkotoimintaan (ks. esim. Ilmastonmuutoksen-vaikutus sähköverkkoliiketoimintaan, Antti Martikainen, 2006). Tutkimusten mukaan mm. sadanta kasvaa, lämpötila kohoaa, puuston kasvu lisääntyy, ukkoset lisääntyvät, routaantuminen vähenee seuraavien 40 vuoden aikana. Ilmastonmuutoksen vaikutus on syytä ottaa huomioon molempien yhtiöiden verkkovisioissa ja strategioissa. 3.4 UTSJOEN JA ENONTEKIÖN KUNTIEN VÄESTÖ JA TYÖVOIMAN SAANTI Enontekiön ja Utsjoen kuntien asukasluku on ollut laskeva viimeisen reilun kymmenen vuoden aikana jatkuvan muuttoliikkeen vuoksi. Kuvasta 4 nähdään, että suurin muuttoliike ajoittui vuosien 1997 ja 2002 välille, mutta nyt asukasmäärät kunnissa ovat tasaantumassa. Tilastokeskuksen vuonna 2007 tekemän ennusteen mukaan Utsjoen väestömäärä kasvaisi vuoteen 2040 mennessä jopa noin kymmenen prosenttia. Ennusteen mukaan Enontekiön väestömäärä puolestaan pysyisi kutakuinkin ennallaan vastaavana aikana. Tässä selvityksessä on oletettu kuntien väestön pysyvän vuoden 2006 tasolla.

9 RAPORTTI 8 (63) Enontekiön ja Utsjoen kuntien asukasmäärän kehitys Henkilöä Enontekio Utsjoki (e) Kuva 4. Enontekiön ja Utsjoen kuntien asukasmäärän kehitys vuosina Vuoden 2006 luku perustuu ennakkotietoihin. (Lähde: Lapin liitto 2006) Kummankin jakeluverkkoyhtiön toimitusjohtajat ilmaisivat huolensa osaavan työvoiman saannin turvaamisesta. Tällä hetkellä suuri osa verkostoasentajista alkaa lähestyä eläkeikää ja uusia nuoria osaavia asentajia on ollut vaikea saada. Tilanne voi pahimmillaan jopa haitata sähkönjakelua, sillä vanhojen asentajien eläköityessä on verkostotuntemus samalla vaarassa kadota. Samankaltainen suuntaus on nähtävissä myös muualla Suomessa.

10 RAPORTTI 9 (63) 4 UTSJOEN SÄHKÖOSUUSKUNTA 4.1 HALLINTO JA TALOUS Utsjoen Sähköosuuskunta (jatkossa USO) toimii nimensä mukaisesti osuuskuntaperusteella. Osuuskunnan omistavat ne jäseniksi liittyneet kuluttajat, joilla on sähköliittymä nimissään. Vuoden 2006 lopussa jäseniä oli 866, joista yksityisiä 741 sekä yrityksiä ja yhteisöjä 125. USO:n asiakasmäärän kehitys on ollut ailahtelevaa, mutta kasvua vuodesta 2001 vuoteen 2006 on kertynyt 5,2 %. Samaan aikaan Utsjoen kunnan asukasmäärä on pienentynyt noin 3 % (ks. kuva 4). Pääosa uusista asiakkaista on ollut vapaa-ajan kohteita. Taulukko 1. USO:n asiakasmäärän kehitys vuosina Asiakasmäärä Muutos Muutos vuodesta ,3 % 0,0 % ,3 % 2,3 % ,6 % 0,6 % ,4 % 6,0 % ,2 % 3,7 % ,4 % 5,2 % Vakinaiseen henkilöstöön kuuluu kaksi toimihenkilöä (toimitusjohtaja ja toimistonhoitaja) ja yksi henkilö toimii osa-aikaisena. Näiden lisäksi on tyypillisesti kesäisin palkattu joitain määräaikaisia aputyöntekijöitä. USO:n verkon urakointitoiminta on ulkoistettu Ellappi Oy:lle, jossa USO on osakkaana 50 % osuudella (ks. kpl 4.5). Taulukossa 2 on esitetty USO:n verkkoalueen sähkönkäyttö, sen muutos vuodesta 2001 sekä siirtohäviöt. Tarkasteluaikana sähkön käyttö on pysynyt kohtalaisen vakaana ja huipputeho on pysytellyt 5 MW:ssa. Taulukko 2. USO:n verkkoalueen sähkönkäyttö (siirtomyynti) ja häviöt vuosina Sähkön käyttö, GWh Muutos vuodesta 2001 Häviöt, GWh/a Häviöt, % kokonaissiirrosta ,9-1,3 6, ,5 3,2 % 1,6 6, ,1 1,1 % 1,3 6, ,7-1,0 % 1, ,7-1,0 % 1,4 6, ,6 3,8 % 1,6 7,6 Taulukossa 3 on esitetty USO:n liikevaihto ilman muita tuottoja, tilikauden voitto/tappio ja liikevaihdon ja siirtomäärän perusteella laskettu keskimääräinen siirtohinta vuosina Liiketoiminnan voittoa ei olla pyritty

11 RAPORTTI 10 (63) 4.2 VERKOSTO maksimoimaan, vaan liiketoiminnan tarkoituksena on ollut tarjota osakkaille siirtopalveluja kohtuullisella hinnalla. Vuoden 2001 tappio selittyy pääosin siitä, että joulukuun siirtomaksut jätettiin laskuttamatta kyseisen vuoden hyvän taloustilanteen takia. Lisäksi samana vuonna USO luopui sähkönmyyntiliiketoiminnastaan, mikä näkyy seuraavien vuosien alhaisempina liikevaihtoina. Vuoden 2001 jälkeen lähes kaikki liikevaihto on tullut yksinomaan siirtomaksuista, jolloin liikevaihdon ja siirretyn energian perusteella on taulukkoon määritelty laskennallinen keskimääräinen siirtohinta. Vuosina USO myi osuutensa Lapin Sähkövoima Oy:stä, mikä paransi näiden vuosien tulosta. Pääosa näiden tulojen vaikutuksesta poistettiin tuloslaskelmassa poistoeroa lisäämällä. Taulukko 3. USO:n liikevaihto ja tilikauden voitto/tappio. Liikevaihto, Voitto/tappio, Keskimääräinen t t siirtohinta, snt/kwh (1-2 4,2 ( , , , , ,9 1) Sisältää myös sähkönmyynnin liikevaihdon, joten luku ei ole vertailukelpoinen Utsjoen Sähköosuuskunnan 20 kv:n sähkönjakeluverkkokaavio on esitetty kuvassa 5 ohuella mustalla viivalla. Kuvaan on merkitty myös tärkeimpien johto-osuuksien pituudet ja mustalla paksummalla viivalla 220 kv:n kantaverkko. Jakeluverkko on liitetty Fingridin 220 kv:n siirtoverkkoon Utsjoen Alikankaan sähköasemalla. Tämän lisäksi verkosta on varasyöttöyhteydet Petsikon ja Kaamasmukan jännitteensäätöasemilta Inergia Oy:n jakeluverkkoon sekä Nuorgamista, Karigasniemestä ja Peurasta Norjaan. Nämä yhteydet on merkitty kuvassa numerolla 1 ja 2. Verkosta on myös syöttö Norjaan (kartassa numero 3) ja Norjan puolelta syötetään muutamaa kohdetta jakelualueella (numero 4).

12 RAPORTTI 11 (63) Kuva 5. Utsjoen Sähköosuuskunnan sähkönjakeluverkko. Erityispiirteenä USO:n verkossa on Tenon jokivarren noin 100 km:n johtoosuus, joka sijaitsee pääosin jyrkässä tunturirinteessä. Maasto on erittäin vaikeakulkuista, minkä vuoksi valtaosa johto-osuudesta on rakennettu ilman työkoneita hevosta apuna käyttäen. Utsjoen Sähköosuuskunnalla on yhteensä noin 300 km 20 kv:n ja noin 200 km 0,4 kv:n jakeluverkkoa. Johtojen tarkempi jakauma johtotyypeittäin ja niiden pituudella painotetut keski-iät on esitetty taulukossa 4. Keskimääräinen asiakaskohtainen verkostopituus on noin 400 m, mikä on yli kolme kertaa enemmän kuin Suomessa keskimäärin (noin 120 m). Taulukon tiedot perustuvat Energiamarkkinavirastolle (EMV) vuonna 2006 lähetettyyn aineistoon.

13 RAPORTTI 12 (63) Taulukko 4. USO:n jakeluverkon johtopituudet ja keski-iät. Tyyppi Pituus, km Keski-ikä, a 20 kv:n verkosto Raven Pigeon PAS 5 19 SAXKA 0,8 Maakaapelit 8 21 Yhteensä 299 0,4 kv verkosto: Ilmajohdot Maakaapelit Yhteensä 213 Verkoston pituus yhteensä: 501 Verkostopituus/asiakas 420 m/as. Muuntamoita ja muuntajia USO:lla oli vuoden 2006 alussa yhteensä 157 kpl. Näiden tarkempi erottelu on esitetty taulukossa 5. Taulukko 5. USO:n muuntamoiden ja muuntajien määrä- ja ikätiedot. Muuntamot: 4.3 SÄHKÖN TOIMITUSVARMUUS Määrä, kpl Keski-ikä, a 1-pylväsmuuntamo pylväsmuuntamo Puistomuuntamo, tyyppi Puistomuuntamo, tyyppi Kiinteistömuuntamo 4 23 Muuntamoja yhteensä: 157 Muuntajat: 16 kva kva kva kva kva kva kva 4 25 Muuntajia yhteensä: 157 Taulukoista 4 ja 5 nähdään, että verkoston pääkomponentit tulevat 40 vuoden pitoajalla teknisen käyttöikänsä päähän noin 15 vuoden kuluessa. Kuvassa 6 on esitetty USO:n saatuihin tietoihin perustuen verkkoalueen sekä Suomen maaseutuverkkoyhtiöiden keskimääräiset keskeytysajat asiakasta kohti. Kuvasta havaitaan, että luvut ovat hieman muuta maata korkeammat. Keskeytysten pitkähkö aika johtuu pääosin verrattain pitkistä johtolähdöistä, minkä seurauksena vikojen paikallistamiseen ja vikapaikalle pää-

14 RAPORTTI 13 (63) syyn kuluva aika on pitkä. Vuonna 2003 puusto kasvoi poikkeuksellisen nopeasti, jolloin niiden aiheuttamat maasulkujen määrä nousi merkittävästi. Vuoden 2004 aikana hankittu maasulun kompensointilaitteisto on auttanut lyhyiden katkojen lyhentämisessä merkittävästi. Laitteiston vaikutus näkyy myös katkojen määrässä (kuva 7). Utsjoen Sähköosuuskunnan keskimääräinen keskeytysaika / asiakas 25 Tuntia/ asiakas Suomi keskim. 3,15 8,48 6,08 4,52 2,84 USO kaikki 7,14 10,48 10,31 19,66 14,44 5,03 2,73 USO viat 4,29 8,63 4,72 11,78 8,99 4,26 2,11 vuosi Kuva 6. Asiakkaan keskimääräinen keskeytysaika USO:n ja keskimääräisen maaseutujakeluverkonhaltijan verkoissa. Kun USO:n keskeytysmääriä johtopituutta kohti verrataan keskimääräiseen arvoon Suomessa (kuva 7), havaitaan, että ne ovat huomattavasti muuta maata alhaisemmat. Tämä kertoo johtokatujen raivauksen ja verkoston yleisen kunnon hyvästä tasosta. Myös puuston hidaskasvuisuus ja mataluus edesauttavat katkojen määrässä.

15 RAPORTTI 14 (63) kpl Utsjoen Sähköosuuskunnan keskeytysmäärä 100 km:n johtopituutta kohden Suomi keskim. 13,71 17,72 18,55 15,62 14,88 USO kaikki 3,81 4,40 4,69 8,83 4,81 1,69 1,80 USO viat 1,67 2,59 0,90 3,94 3,00 1,48 1,52 vuosi Kuva 7. Verkoston keskeytysmäärä 100 km:n johtopituutta kohden. 4.4 SIIRTOHINNAT JA LIITTYMISMAKSUT Taulukossa 5 on esitetty USO:n siirtotariffivaihtoehdot. 20 MWh vuodessa kuluttavan varaavalla sähkölämmityksellä varustetun omakotitalon vuotuisiksi siirtokustannuksiksi muodostuu edullisimmillaan noin 690 euroa, jolloin keskimääräiseksi siirtohinnaksi saadaan 3,4 snt/kwh (ilman sähköveroa 2,53snt/kWh). Taulukko 6. USO:n yleiset siirtotariffit, voimassa alkaen (alv 22 %). Perusmaksu sulakekoon mukaan /A/vuosi Energiamaksu jatkuva snt/kwh Yleissiirto 4 2,6 Energiamaksu e snt/kwh Energiamaksu e snt/kwh Aikasiirto 2 2 2,9 ( ) 2,15 Aikasiirto 3 4 2,9 ( ) 2,15 Yö- Päivä ( ) 2,9 /päiväsiirto 4 Yö ( ) 1,9 Kesäsiirto 2 5,5 2,15 USO käyttää liittymismaksujen määrittämisessä neljään vyöhykkeeseen perustuvaa hintaa, jossa liittymän hinta kasvaa mitä kauemmaksi lähimmästä muuntamosta siirrytään. Kaava-alueille on lisäksi oma hintansa. Esimerkik-

16 RAPORTTI 15 (63) si 25 A:n sulakkeilla varustetulle omakotitalolle, joka sijaitsee 350 metrin päässä muuntamosta, liittymän hinta on euroa. 4.5 NYKYINEN YHTEISTOIMINTA INERGIA OY:N KANSSA (ELLAPPI OY) JA MUU YHTEISTOIMINTA Vuonna 1999 USO ja Inergia Oy perustivat yhteisen urakointiyhtiön Ellappi Oy:n, josta kumpikin omistaa puolet. Perustettu yhtiö vastaa kokonaisuudessaan osakkaiden harjoittamasta sähköurakointitoiminnasta sekä jakeluverkon rakennustoiminnasta ja tarjoaa asennuspalveluita myös muille asiakkaille. Yhtiöllä on yhteensä 20 työntekijää, joista kaksi toimii Utsjoella verkostoasentajina. Kuvassa 8 on esitetty Ellapin tarkempi organisaatio. 4.6 VERKOSTON NYKYTILA Kuva 8. Ellappi Oy:n organisaatio. Vuonna 2006 Ellappi Oy jakoi ensimmäistä kertaa osinkoja suuruudeltaan euroa. Tämä paransi USO:n tilikauden tulosta noin kaksinkertaiseksi. USO on ollut mukana muiden Lapin verkkoyhtiöiden kanssa selvittämässä mittareiden kaukoluentalaitteiden hankintaa ja uutta asiakastietojärjestelmää. Esimerkiksi yhteisen asiakastietojärjestelmän kustannukset on kaavailtu jaettavan asiakasmäärän mukaan, jolloin USO:n kaltainen pieni yhtiö saavuttaisi merkittävää hyötyä yhteistoiminnasta. Selvityksen aikana USO:n verkolle suoritettiin verkostotarkastus, jossa käytiin läpi noin 170 km 20 kv:n verkostosta. Utsjoelta Nuorgamiin ja Kari-

17 RAPORTTI 16 (63) gasniemeltä Kaamasmukkaan johtavia johto-osuuksia ei tarkastettu. Verkon tarkastaminen suoritettiin Tarkastuksen tehtävänä oli tutkia verkoston nykytilaa, tutustua käytettyihin rakenteisiin, tarkastella verkkoa käytön ja kunnossapidon näkökulmasta ja luoda kuva verkon yleistilasta. Lisäksi arvioitiin etukäteen toimitetun dokumentaation suhdetta paikanpäällä vallitsevaan tilanteeseen. Näiden perusteella muodostettiin näkemys verkon sähköisestä, mekaanisesta ja kunnossapidollisesta tilasta ja niiden vaikutuksesta verkoston jäljellä olevaan pitoaikaan. Tarkastuksessa arvioitiin myös sitä, miten 20 kv verkoston maastoon sijoittaminen tulisi tehdä sitä saneerattaessa eli sijoitetaanko johto entiselle johtokadulle vai tienvarsille. Tarkastaminen suoritettiin näköhavainnoin tukeutuen johtokarttoihin ja toimitusjohtaja Matti Röntysen haastatteluun. Tarkastusreitit sovitettiin mahdollisimman hyvin johtoreittejä noudattaen. Tarkempi havainnointi suoritettiin johto-osilla maastossa verkon rakenteisiin tutustuen. Tarkempaa lahotutkimusta pylväille ei suoritettu. Tarkastuksen aikana tehdyt havainnot Utsjoen verkon rakenteena on sorvatuin, kyllästetyin puupylväin vuosina toteutettu ilmajohtoverkko. Pylväiden perustamistapana on yleisesti maatäyttö vallitsevan maaperän mukaisesti. Vallitsevana johtimena 20 kv avojohdoilla on käytetty joko Pigeon (99 mm 2 ) tai Raven (62 mm 2 ) johdinta. Päällystettyjen 20 kv avojohtojen (PAS) osuus on vähäinen (1,4 km), niitä on käytetty vain toimitusvarmuuden kannalta tarkoituksenmukaisimmissa kohdissa. Johdot kulkevat paikoin maasto-olosuhteissa, joihin ei pääse normaalilla työkonekalustolla (autot ja kaivinkoneet). Näissä tapauksissa rakennusmateriaalit on kuljetettu paikanpäälle hevosilla ja pylvään pystyttäminen on toteutettu käsityönä. Vaikeimmissa paikoissa verkonrakentamiseen on käytetty helikopteria. Pylväiden käsin pystyttämisestä luovuttiin yleisesti Suomessa 1970-luvun alkupuolella kaivinkonekaluston yleistyessä. Pylväiden kyllästysmenetelmänä on käytetty suolakyllästystä ja kyllästyslaitoksena on ollut mm. C5-tunnuksella toiminut laitos. Pylväille ei ole suoritettu jälkikyllästystä tai juurituentaa. Kulmapylväsrakenteena on rakentamisajankohdan mukaisesti harustettu kulmapylväs. 20 kv runkoverkossa johtokulmat on rakennettu kolmella pylväällä kukin johdin oman pylvään kautta. Silmämääräisellä tarkastelulla ja henkilökunnan kokemusten perusteella pylväät ovat varsin hyvässä kunnossa. Verkon vallitsevana latvarakenteena on galvanoitu, teräksinen taso-orsi, joiden vaihejohdinten väli on normaalia (1100 mm) suurempi (1450 mm). Pidempi vaiheväli mahdollistaa pidemmän pylväsvälin käyttämisen, minkä johdosta saavutetaan alhaisemmat investointikustannukset vähäisempänä

18 RAPORTTI 17 (63) materiaali- ja työmenekkinä. 20 kv runkoverkossa pylväsväli on pitkä, keskimäärin noin 120 metriä. Eristimien vallitsevana materiaalina on joko valkoinen posliini tai valuhartsi. Pylväsmuuntamot ovat muuntamoerottimella varustettuja, joko 1- tai 2- pylväsmuuntamoita. Sulakesuojaus on toteutettu pylväsvarokekytkimin. 0,4 kv verkot ovat valtaosin sorvatuin, suolakyllästetyin puupylväin toteutettuja riippukierrejohtoja (AMKA). 20 kv verkkokuva on rakentamishetkensä mukaisesti suoraviivainen ja kulmia on vähän. Verkkojen sijoittaminen noudattaa rakentamishetkelle ominaista sijoittamista noin metriä tiestä poispäin. 0,4 kv tai 20 kv ja tele-yhteiskäyttöjen määrä on vähäinen ja 1990 luvuilla voimakkaammin esille nousseet keskustelut sähkökatkojen aiheuttamista haitoista eivät ole sanottavasti havaittavissa Utsjoen verkon sijoittelussa. Haastattelussa ilmeni, että tieviranomaisen suhtautuminen tiealueelle tai sen välittömään läheisyyteen sijoitettuun sähköjohtoon on ollut kielteinen. Näin on tilanne ollut aikaisemmin myös muualla maassa. Vasta nyttemmin vaatimukset tien varteen sijoitetusta sähköjohdosta on hyväksytty paremmin. Utsjoen sähköverkkoja ei ole vielä ikänsä puolesta jouduttu uusimaan. Tämän tullessa ajankohtaiseksi on varsin luontevaa valita johtojen sijoituspaikoiksi teiden varret. Tällä tavoin tiealue tukee omalta osaltaan kasvavaa käyttövarmuusvaatimusta, jota viranomainen osoittaa sähkönjakelua kohtaan. Sijoitettaessa johto tien varrelle saavutetaan mm. seuraavia hyötyjä: - toinen puoli johdosta on puuvarmaa, puusto ei ylety tien takaa johdolle - johdon vikapartiointi ja korjaaminen nopeutuvat - johdon jokapäiväinen havainnointi lisää tietoutta vikaantumisesta. Puustoisilla osuuksilla johtokatujen leveys ei kaikilta osin täytä 10 metrin rungosta runkoon leveyttä ja aluskasvillisuus on paikoin pitkää. Johtokadun aluskasvillisuuden raivaaminen ja reunapuuston käsittely ovat kuitenkin normaalia sähköverkon suunnitelmallista kunnossapitotoimintaa. Nämä toimenpiteet ovat myös Utsjoella käynnissä. Johtokatujen reunapuiden poistaminen ja maankäyttöoikeussopimuksen mukaisessa tilassa pitäminen ovat halvimmat tavat parantaa käyttövarmuutta. Liian lähellä johtoa kasvavat puut aiheuttavat turhia maasulun aiheuttamia keskeytyksiä. Näiden keskeytysten vaikutuksen piirissä on poikkeuksetta useampia sähkönkäyttäjiä. Yhteenveto USO:n sähköverkosta - valtaosin perinteinen avojohtoverkko - keski-ikä noin 25 vuotta - käytössä suolakyllästetyt, sorvatut puupylväät ja taso-orret (teräs) - johdot ovat valtaosin teiden läheisyydessä, mutta ei teiden vieressä - johdot ovat osin jyrkkäpiirteisessä ja vaikeakulkuisessa maastossa - käyttö- ja kunnossapitotoiminta on suunnitelmallista ja dokumentointi kunnossa

19 RAPORTTI 18 (63) - vallitseva puusto ei aiheuta merkittävää keskeytysriskiä, mutta edellyttää säännöllistä raivausta - viime vuosien häiriökehitys on ollut myönteistä ja tunnusluvut ovat tällä hetkellä Suomen maaseutuverkkoyhtiöiden tasolla tai alapuolella - pylväiden ja verkon yleinen kunto on suppean tarkastuskierroksen perusteella varsin hyvä ja verkon pitoajan nostaminen hyväkuntoisilla osuuksilla 40 vuodesta 50 vuoteen tuntuu perustellulta 4.7 INVESTOINNIT NYKYISELLÄ TOIMITUSVARMUUSTASOLLA Nykyinen toimitusvarmuustaso saadaan säilytettyä korvaamalla ikääntyvät komponentit vastaavilla uusilla komponenteilla. Tällöin verkoston rakenne pysyy samana eikä esimerkiksi johtokatuja siirretä käyttötoiminnan kannalta tarkoituksenmukaisempiin paikkoihin. USO:n verkoston komponenttien keski-ikä on noin 25 vuotta, joten yleisesti käytetyllä 40 vuoden teknisellä pitoajalla laitteistot tulisivat uusittaviksi keskimäärin 15 vuoden kuluttua. Verkostotarkastuksessa verkoston kunto todettiin olevan hyvä (ks. kpl 4.6), joten tarkastelussa on perusteltua ottaa mukaan myös 50 vuoden pitoaika. USO:n verkosta oli saatavilla tarkat tiedot 20 kv:n johto-osuuksien valmistumisvuosista ja muuntamoiden osalta valmistumisvuodesta ja peruskorjausvuodesta. 0,4 kv:n komponenttien ikä- ja muuntamokohtaisia määrätietoja ei ollut käytettävissä, joten niiden määrän oletettiin jakautuvan tasan kaikille muuntamoille ja iän oletettiin olevan saman kuin muuntamonkin. Näin laskettuna 0,4 kv:n komponenttien keski-ikä muodostui noin vuoden oikeaa ikää vanhemmaksi. Komponenttien hintatietoina käytettiin Energiateollisuuden verkostotöiden kustannusluetteloa (KA2:06) ja Empowerin eräiden verkostokomponenttien yksikköhintojen määrittelyä (2007), joita myös EMV käyttää verkonarvonmäärittelyssä. Korvausinvestointeina otettiin huomioon vain varsinaiset verkostokomponentit (sähköaseman 20 kv laitteistot, 20 ja 0,4 kv johdot, muuntajat, muuntamot, jakokaapit), jolloin esimerkiksi tietojärjestelmät, rakennukset, koneet ja energianmittauslaitteet jätettiin tarkastelun ulkopuolelle. USO:n uusittavien verkostokomponenttien jälleenhankinta-arvoksi saatiin noin 12,9 miljoonaa euroa, josta pienjännitekomponenttien (johdot, kaapelit, jakokaapit ja varokekytkimet) osuus on noin 3,1 miljoonaa euroa, muuntajien ja muuntamoiden noin 1,8 miljoonaa, 20 kv johtojen ja erottimien noin 7,2 miljoonaa ja 20 kv sähköasemalaitteistojen noin 0,9 miljoonaa. Investointien ajoitus määriteltiin 40 ja 50 vuoden teknisille pitoajoille. Kaikille komponenteille oletettiin sama pitoaika. Kuvassa 9 ja 10 on esitetty korvausinvestointitarpeen teoreettinen vuosittainen jakauma eri pitoajoilla tarkastelujaksolla Kuvista näh-

20 RAPORTTI 19 (63) dään, että verkosto on rakennettu melko lyhyellä aikavälillä, jolloin pääosa korvausinvestoinneista osuu noin 12 vuoden jaksolle. Kuvat eivät esitä investointien toteutusaikataulua, vaan niiden on tarkoitus antaa kuva korvattavien komponenttien arvon teoreettisesta jakautumisesta tarkastelujaksolle. Utsjoen Sähköosuuskunnan korvausinvestointitarve 40 vuoden pitoajalla /a Jakokaapit ja varokkeet 0,4 kv johdot Muuntajat ja muuntamot 20 kv johdot Sähköasema Kuva 9. USO:n korvausinvestointitarve 40 vuoden pitoajalla vuosina Utsjoen Sähköosuuskunnan korvausinvestointitarve 50 vuoden pitoajalla /a Jakokaapit ja varokkeet 0,4 kv johdot Muuntajat ja muuntamot 20 kv johdot Sähköasemakomponentit Kuva 10. USO:n korvausinvestointitarve 50 vuoden pitoajalla vuosina

21 RAPORTTI 20 (63) 4.8 INVESTOINNIT NOSTETTAESSA TOIMITUSVARMUUSTASOA Toimeksiannossa eri toimitusvarmuustason tarkasteluvaihtoehtoina nykytilanteen (vaihtoehto a) lisäksi olivat seuraavat keskeytyksen kestoaikaan liittyvät vaihtoehdot: Vaihtoehto b) Asiakaskohtainen vuosittainen keskeytysaika ei saisi ylittä suuruusluokkaa keskimäärin 6-10 h/a muutaman vuoden tarkasteluajanjakson kuluessa (Lappeenrannan ja Tampereen teknillisten yliopistojen julkaisema selvitys: Sähkönjakeluverkkoon soveltuvat toimitusvarmuuskriteerit ja niiden raja-arvot sekä sähkönjakelun toimitusvarmuudelle asetettavien toiminnallisten tavoitteiden kustannusvaikutukset) Vaihtoehto c) Pisimmät keskeytykset sähkönjakelussa ovat enintään 6 tuntia hyvinkin poikkeuksellisissa olosuhteissa (KTM:n raportti 18/2002, selvitysmies Forstén) Vaihtoehto d) Päästä eroon 24 tuntia ylittävistä sähkökatkoista seuraavan kuuden vuoden kuluessa (Ruotsin asettama lakisääteinen tavoite) Taustaa Lappeenrannan ja Tampereen teknillisen yliopiston selvityksen mukaan (s. 43) pysyvien vikojen kestoon voidaan merkittävästi vaikuttaa seuraavilla teknisillä ratkaisuilla: - kauko-ohjattavilla erottimilla - varayhteyksillä - valvomoautomaatiolla. Saman raportin mukaan tilanne paranee hieman seuraavilla toimenpiteillä: - kevyillä sähköasemilla - tienvarteen rakentamisella - varavoimalla. Sen sijaan kaapelointi, PAS-johdot, 1000 V sähkönjakelu, pylväskatkaisijat ja maasulkuvirtojen sammutus vaikuttavat vain vähän pysyvien vikojen kesto/asiakas-tunnuslukuun. Tarkastelun tekeminen ja vertailu eri vaihtoehtojen välillä on toisaalta helppo ja toisaalta haastava. Näin siksi, että seuraavat perusasiat ovat melkeinpä samanlaiset sekä Enontekiön Sähkö Oy:llä että Utsjoen Sähköosuuskunnalla: - Molempien yhtiöiden jakelualueet sijaitsevat havupuurajan yläpuolella tai puuston kasvu on vähäistä. Tästä johtuen tuulien ja myrskyjen kaatamien puiden aiheuttamat keskeytykset ovat vähäisiä ja edelleen maakaapeloinnin mukanaan tuoma puuvarmuus ei tuo samalla tavalla hyötyjä kuin muualla Suomessa on esitetty.

22 RAPORTTI 21 (63) - Utsjoella ei ole talvella esiintyvää huurreongelmaa lainkaan ja Enontekiölläkin sitä esiintyy vain sen itäpuolisilla verkko-osuuksilla. Tässäkään tilanteessa maakaapeloinnilla ei ole sanottavaa merkitystä. - Verkostorasitus (verkostoyksikköä henkilöä kohti, vy/hlö) ei ole kummallakaan verkkoyhtiöllä verrattain suuri, mutta pitkien etäisyyksien ja vähäisen henkilökunnan johdosta viankorjausajat kasvavat, kun korjattavia vikoja on useita yhtä aikaa. (USO 1191 vy, 9 hlö (Ellappi), 132 vy/hlö ja ENO 1180 vy, 6 hlö, 197 vy/hlö) - Pitkät maantieteelliset etäisyydet ja verkostoa korjaavan henkilökunnan ja korjausmateriaalin sijoittuminen verkkoon nähden lisää matkustus- ja kuljetusajan osuutta kokonaiskorjausajasta ja näin ollen osaltaan kasvattaa keskeytysten pituuksia. - Vallitsevat olosuhteet: pitkä pimeä talvi, vaikeat maasto-olosuhteet, kova pakkanen ja rajalliset resurssit, hankaloittavat ja vaikeuttavat viankorjausta ja pidentävät häiriöiden kestoaikoja. Vaihtoehto b) Asiakaskohtainen vuosittainen keskeytysaika ei ylitä keskimäärin 6-10 h/vuosi Vuonna 2006 USO:n asiakaskohtaisen keskeytysajan toteutunut arvo oli 2,73 tuntia/asiakas ja vuonna 2005 vastaava arvo oli 5,03 tuntia/asiakas. Keskeytysajan pieneneminen ja hyvä nykyinen taso on pääosin käyttöönotetun 20 kv:n verkon maasulun sammutuslaitteiston ansiota. Toki vallinneilla ilmastollisilla olosuhteilla on oma suuri merkityksensä lukuihin. Koska verkoston pitoaikaa on vielä jäljellä vähintään vuotta eikä ennen pitoajan päättymistä tapahtuviin korvausinvestointeihin ole tarkoituksenmukaista lähteä, normaali, tarkoituksenmukainen ja suunnitelmallinen toiminta takaa vaihtoehdon b) mukaisen toimitusvarmuustason mm. seuraavin toimenpitein: - olemassa olevan kunnossapito-ohjelman arviointi ja täsmentäminen niin, että ennakoiva ja korjaava kunnossapito kytkeytyy selkeästi myös vallitsevaan häiriötilastointiin ja sen antamaan toteumatietoon. Tämä tarkoittaa esimerkiksi, että lähimenneisyydessä vikaantumisherkät 20 kv valuhartsieristimillä varustetut erottimet (arvio 100 kpl) tarkastetaan vuosittain - kunnossapito-ohjelman mukainen suunnitelmallinen verkoston tarkastus ja kunnossapito, johon kuuluu esimerkiksi puupylväiden lahotarkastusten aloittaminen (ennustettavuuden lisääminen) - kunnossapito-ohjelman mukainen suunnitelmallinen johtokaturaivaus ja vierimetsänhoito - tarkoituksenmukaisen tavoiteverkon toteuttaminen, mikä tarkoittaa asiakas- ja omistajavaatimuksiin ja alan ja viranomaisten vaatimuksiin perustuvan verkkostrategian toteuttamista. Tähän voidaan sisällyttää kuuluvaksi esimerkiksi uusien rakennettavien verkkojen sijoittaminen teiden varsille.

23 RAPORTTI 22 (63) - sopimushallinta palveluntuottajan kanssa, mikä tarkoittaa esimerkiksi, että vasteajat on selkeästi määritetty tai palveluntuottajan sijoittuminen verkostoon nähden on tarkoituksenmukainen, jolloin mm. matka-ajat eivät kasva kriittisiksi tekijöiksi. - osaamisen turvaaminen tulevaisuudessa, mikä tarkoittaa osaamisen turvaamista sekä USO:n itsensä osalta että palveluntuottajan osalta. Tämä korostuu erityisesti poikkeustilanteissa, esimerkiksi jouduttaessa varasyöttöjärjestelyjen nopeaan ja ennalta suunnittelemattomaan toteuttamiseen. Toimenpiteiden kustannukset - verkoston nykytilan arviointi ja täsmennys, kunnossapito-ohjelman arviointi ja täsmennys, yli 20 vuotta vanhojen puupylväiden lahoisuustarkastusten aloittaminen ja haltuunotto viiden (3) vuoden aikana (5634 pylvästä/2/3=939 pylvästä/vuosi), täsmennetyn kunnossapito-ohjelman mukainen 20 kv valuhartsieristeisten erotinten tiheämpi tarkastus (100 kpl/a), toimenpiteiden kertaluontoiset kustannukset yhteensä ja vuosittaiset kustannukset yhteensä Vaihtoehto c) Pisimmän yksittäisen keskeytyksen kesto ei ylitä 6 tuntia hyvinkin poikkeuksellisissa olosuhteissa 20 kv ilmajohtoverkon vikojen kokonaiskestoajat ovat seuraavat (Lappeenrannan teknillinen korkeakoulu, Tutkimusraportti EN B-113, syyskuu 1997): - avojohdot/työaikana 1,93 tuntia - avojohdot/vaikea häiriötilanne /työaika 5,89 tuntia - avojohdot/päivystysaikana 2,78 tuntia - avojohdot/vaikea häiriötilanne/päivystysaika 3,17 tuntia Tutkimusaineisto perustuu Hämeen Sähkö Oy:n tilastointiin vuosilta , poislukien vuosi Pitkistä etäisyyksistä johtuen USO:n verkossa keskeytysaikoihin on tarkoituksenmukaista lisätä yksi (1) tunti lisää matka-aikana. Matka-ajan lisäksi erona tilaston aineistoon on kaatuneiden puiden aiheuttamat viat. Puuston vähäisyyden johdosta kovien tuulien ja myrskyjen aiheuttamien häiriöiden määrä on USO:n alueella vähäisempi. Maakaapeliverkon osalla viankorjauksen ajat voidaan kertoa kahdella, johtuen niiden työläämmästä korjaamisesta. Esitetyt luvut kattavat valtaosan kaikista esiintyvistä vioista ja tämän johdosta tarkastelu on suoritettu tältä pohjalta. Keskimääräisillä viankorjausajoilla tarkasteltuna tullaan siihen tulokseen, että yksittäisten tai muutaman yhtäaikaisen vian selvittäminen ja korjaami-

24 RAPORTTI 23 (63) nen pystytään hoitamaan kuuden (6) tunnin sisällä. Riippuen vikojen yhtäaikaisesta määrästä ja viankorjaukseen käytettävästä henkilömäärästä kuuden tunnin raja pahimmissa tilanteissa ylitetään. Samoin on myös niissä vaikeissa ja poikkeuksellisissa häiriöissä, jotka aiheutuvat jonkun kriittisen pääkomponentin vaurioitumisesta. Kuuden tunnin ehdon täyttäminen tarkasti kaikissa tilanteissa ei ole USO:n verkossa mahdollista eikä välttämättä tarkoituksenmukaistakaan. Koska verkoston pitoaikaa on vielä jäljellä vähintään vuotta eikä ennen pitoajan päättymistä tapahtuviin korvausinvestointeihin ole tarkoituksenmukaista lähteä, lähimmäksi asetettua kuuden tunnin vaatimusta päästään mm. seuraavilla toimenpiteillä: - edellä vaihtoehdon b) mukaisten toimien toteuttamisella - ilmajohtojen sijoittamisella teiden varsille osin tieaukkoon - kauko-ohjattavien erottimien lisäämisellä (arviolta kolme kappaletta) - varasyöttöjen hallinnalla ja jatkuvalla ylläpitämisellä - suurhäiriösuunnitelman mukaisella toiminnalla ja harjoittelulla, myös palveluntuottajan kanssa, ja suunnitelman säännöllisellä päivittämisellä. Toimenpiteiden kustannukset - ilmajohtojen teiden varsille sijoittaminen silloin, kun korvattava verkko on pitoaikansa päässä, ei maksa yleensä sen enempää kuin vanhalle paikalle rakentaminen. Rakennustarvikkeiden vähentynyt kuljettaminen, varasyöttö- ja kytkentäjärjestelyjen vähentyminen ja työn helpompi toteuttaminen ovat yleensä suurempi kustannusetu kuin uuden johtokadun hankinnan kustannukset ja tieviranomaisen työlupamaksut yhteensä. - kauko-ohjattavan erottimen lisäkustannus on /kpl, yhteensä Erottimet voidaan asentaa useamman vuoden aikana. - varasyöttöjen hallinta ja suurhäiriövalmiuden ylläpitäminen on käytännössä tiedon ja taidon ylläpitämistä odotettavissa olevaa tarvetta varten. Tätä voidaan hallita koulutuksella ja harjoittelulla (soveltuvin osin). Koulutuksesta muodostuva lisäkustannus on arviolta toimenpiteiden kertaluontoiset kustannukset yhteensä ja vuosittaiset kustannukset yhteensä Vaihtoehto d) Päästä eroon 24 tuntia ylittävistä sähkökatkoista seuraavan kuuden vuoden aikana Tämän vaihtoehdon toteutuminen tarkoittaa vian korjaamista alle 24 tunnissa myös pahimman häiriövaihtoehdon toteutuessa. USO:n verkossa tämä häiriö olisi esimerkiksi Alikankaan 220/20 kv sähköaseman päämuuntajavaurio tai Utsjoen kytkinaseman vaurioituminen ts. jakeluverkon pääkomponentin vaurio. Näiden vikojen todennäköisyys on erittäin pieni, mutta mahdollinen. Näissä häiriötilanteissa korjaus- tai korvausvaihtoehdoiksi nousevat järjestyksessä

25 RAPORTTI 24 (63) - varasyöttöyhteydet - varavoimakoneet - kauko-ohjattavat erottimet - verkostoautomaatio. Kauko-ohjattavien erottimien merkitys ei tämän vaihtoehdon tilanteessa tuo suurta hyötyä. Verkostoautomaatio vallitsevassa tilanteessa on hyvä apuväline oikeisiin ratkaisuihin. USO:n suurhäiriösuunnitelma sisältää kuitenkin suunnitelman tämäntyyppisten tilanteiden hallintaan. Olemassa olevia varasyöttöpisteitä on viisi ja niiden kautta voidaan tarvittaessa siirtää kaikki USO:n tarvitsema sähköteho. Olemassa olevat varasyötöt ovat: - Karigasniemi Luostejok Kraft - Nuorgam Varanger Kraft - Peura Varanger Kraft - Kaamasmukka Inergia Oy - Petsikko Inergia Oy. On todettava, että nämä neljä varasyöttöpistettäkään, niin kuin ei mikään muukaan ratkaisu, absoluuttisesti takaa tarkasteltavan ehdon toteutumista. On kuitenkin hyvin epätodennäköistä, ettei näillä varasyöttöyhteyksillä selviydytä kuvatunlaisesta tilanteesta. Tämän tarkastelun perusteella emme tässä vaiheessa ja näillä taustatiedoilla esitä siirrettävän varavoimakoneen hankintaa vaihtoehdoksi päästä eroon kuuden vuoden aikana yli 24 tunnin sähkökatkoista. Pelkästään USO:n käyttöön tulevan järeän MW-luokan siirrettävän varavoimakoneen hankinta ja hallinta ei mielestämme ole tässä tilanteessa tarpeellista eikä tarkoituksenmukaista. Inergialla on lisäksi käytössään 400 kva:n varavoimageneraattori, joka on myös USO:n käytettävissä. Arvion mukaan generaattori on mahdollista saattaa toimintakuntoon Utsjoella noin neljässä tunnissa ilmoituksen jättämisestä. Toimenpiteiden kustannukset: - varasyöttötilanteen pitäminen vaatimuksenmukaisella tasolla ei sinällään vaadi erityistä lisäpanostusta tekniikkaan. Kuten vaihtoehdossa c) arvioitiin, varasyöttöjen hallinnan ja suurhäiriövalmiuden ylläpitäminen vuosittaisella omalle ja palveluntuottajan henkilöstölle järjestetyllä koulutuksella maksaa noin Yhteenveto toimenpiteistä toimitusvarmuuden nostamiseksi USO:n verkossa Taulukkoon 7 on koottu edellä vaihtoehdoissa b-d esitettyjen toimitusvarmuutta parantavien toimenpiteiden kokonaiskustannukset verrattuna nykyiseen toimitusvarmuustasoon. Osa toimenpiteistä on kertaluonteisia investointeja ja osa vuosittain toistuvia kustannuksia. Toimenpiteiden vaikutus

26 RAPORTTI 25 (63) siirtohintaan on suuruusluokaltaan 0,1 snt/kwh, mikäli kertainvestoinnit voidaan jakaa useammalle vuodelle. Merkittävin vaikutus on vuosittaisilla erillä, kertainvestointien vaikutukset oletettiin jakautuvan useammalle vuodelle. Taulukko 7. Kustannukset USO:n verkon toimitusvarmuuden parantamiseksi vaihtoehdosta a) vaihtoehtoihin b), c) ja d). Toimitusvarmuustaso Kertainvestointi Vuosittain toistuva /vuosi Vaihtoehto b) Vaihtoehto c) Vaihtoehto d)

27 RAPORTTI 26 (63) 5 ENONTEKIÖN SÄHKÖ OY 5.1 HALLINTO JA TALOUS Enontekiön Sähkö Oy (jatkossa ES) on perustettu vuonna 1955 ja se yhtiöitettiin osakeyhtiöksi vuonna Sähkölaitoksen omistaa kokonaan Enontekiön kunta. Taulukkoon 7 on koottu ES:n asiakasmäärän kehitys vuosina Tarkasteluaikana asiakasmäärä on lisääntynyt yhteensä 8,5 %. Samaan aikaan Enontekiön asukasmäärä on laskenut lähes 5 %. Uudet asiakkaat ovat pääasiassa vapaa-ajan kohteita. Asiakasmäärän kasvu on painottunut Kilpisjärven alueelle, jonka syöttöyhteyden kapasiteetti alkaa loppua. Taulukko 7. ES:n asiakasmäärän kehitys vuosina Asiakasmäärä Muutos Muutos vuodesta ,0 % ,3 % -0,3 % ,6 % 1,2 % ,0 % 4,3 % ,0 % 6,4 % ,9 % 8,5 % Yhtiön vakinaiseen henkilöstöön kuuluu kuusi henkilöä: kaksi toimihenkilöä ja neljä asentajaa (yksi kuukausipalkkainen ja kolme tuntipalkkaista). Kesäajoiksi on lisäksi palkattu muutama henkilö lomituksien ja työkuorman takia. Laskutus-, kirjanpito-, palkanlaskenta- ja muut toimistopalvelut on ostettu Enontekiön kunnalta. Sähkölaskutus- ja postituspalvelut ostetaan Enfo Oy:ltä Kuopiosta. Taulukossa 8 on esitetty ES:n verkkoalueen laskutettu sähkön siirto, verkkoalueen häviöt sekä häviöiden osuus koko sähkön siirrosta alueelle (sähkön siirto alueelle + tuotanto). Toisin kuin USO:n alueella, on ES:n sähkönkäyttö pääasiassa kasvanut tarkastelujaksolla, kasvua vuodesta 2001 on kertynyt 6,7 %. Taulukosta nähdään myös, että häviöiden osuus koko siirrosta on huomattava ja että häviöiden määrä vaihtelee vuosittain paljon. Suurin keskiteho verkossa on viime vuosina pysytellyt 6,8 MW tuntumassa.

28 RAPORTTI 27 (63) 5.2 VERKOSTO Taulukko 8. ES:n verkkoalueen sähkönkäyttö (siirtomyynti) vuosina Sähkön käyttö, GWh Muutos vuodesta 2001 Häviöt, GWh Häviöt, % kokonaissiirrosta ,7 0,0 % 2,7 9,8 % ,1 1,8 % 1,9 6,7 % ,6 3,8 % 3,7 12,5 % ,3 10,5 % 2,7 8,7 % ,1 6,0 % 3,6 12,0 % ,3 6,7 % 4,1 13,2 % Taulukossa 9 on esitetty ES:n liikevaihto ilman muita tuottoja, tilikauden voitto/tappio ja liikevaihdon ja siirtomäärän perusteella laskettu keskimääräinen siirtohinta vuosina Keskimääräisessä siirtohinnassa ei laskentatavasta johtuen oteta huomioon sähköveroa. ES luopui sähkönmyyntiliiketoiminnastaan vuoden 2001 aikana, mikä näkyy seuraavien vuosien alhaisempina liikevaihtoina. Vuoden 2001 jälkeen liikevaihto on tullut yksinomaan siirtomaksuista, jolloin liikevaihdon ja siirretyn energian perusteella on taulukkoon määritelty laskennallinen keskimääräinen siirtohinta. ES:ssä on viime tarkasteluvuosina ollut tapana pienentää tilikauden voittoa poistoeroa kasvattamalla. Ilman poistoeron muutosta tilikauden voitot olisivat merkittävästi suurempia. Taulukko 9. ES:n liikevaihto ja tilikauden voitto/tappio. Liikevaihto, Voitto/tappio, Keskimääräinen t t siirtohinta, snt/kwh (1 5 4,4 ( , , , , ,4 1) Sisältää myös sähkönmyynnin liikevaihdon, joten luku ei ole vertailukelpoinen ES:n jakeluverkkoa syötetään kahden 45 kv:n sähköaseman (Hetta ja Karesuvanto) kautta. Karesuvannon sähköasemalle on 45 kv:n yhteys Ruotsista ja Maunun kytkinasemalle 20 kv:n varasyöttöyhteys Ruotsista. Muonion Sähköosuuskunnan Suaskosken aluetta syötetään ES:n verkon kautta. Kilpisjärven johtolähdöstä syötetään kuutta muuntopiiriä Ruotsin puolelle. Kuvassa 11 on esitetty ES:n jakeluverkon kartta.

29 RAPORTTI 28 (63) Kuva 11. Enontekiön Sähkö Oy:n sähkönjakeluverkko. Kilpisjärven noin 110 km:n pituiselle syöttöjohdolle ei ole varayhteyttä. Tämä muodostaa alueen toimitusvarmuuden ylläpitämisen haastavaksi. Kilpisjärven alueen rakennusmäärä kasvaa lisäksi voimakkaasti ja suurin osa koko verkkoalueen uusista asiakkaista on tullut juuri tälle alueelle. Nykyisellä kasvuvauhdilla syötön siirtokapasiteetti loppuu muutaman vuoden kuluessa. Siirtokapasiteettia voidaan nostaa joko rakentamalla uusi 45 kv:n johto ja 45/20 kv sähköasema 20/20 kv säätöaseman paikalle Iittoon tai vahvistamalla nykyistä 20 kv:n yhteyttä. Myös Norjalaisen Troms Kraft Nett AS:n 22 kv:n verkko ulottuu noin viiden kilometrin päähän Kilpisjär-

30 RAPORTTI 29 (63) ven alueen verkosta. Tämä yhteys voi olla varteenotettava vaihtoehto alueen sähkönsiirron turvaamiseen. Käsivarren alueelle Lammasoaiviin, noin 35 kilometrin päähän Kilpisjärveltä, on rakennettu tuulipuisto, joka koostuu kolmesta tuulivoimalasta. Vuonna 1996 rakennettujen kahden tuulivoimalan nimellisteho on 450 kw ja vuonna 1998 rakennetun voimalan 600 kw. Vanhempien voimaloiden toiminnassa on ollut ongelmia ja lisäksi toinen niistä on aiheuttanut häiriöitä sähkön laatuun. Uusin voimala on toiminut kahta vanhempaa paremmin ja sen osuus koko puiston tuottamasta energiasta onkin VTT:n tuulivoimatilastojen mukaan noin puolet. Vuosina tuulipuiston sähköntuotanto on vaihdellut välillä 2,2-2,7 GWh. ES:llä on noin 360 km 20 kv:n ja 200 km 0,4 kv:n jakeluverkkoa, mikä tekee asiakasta kohti laskettuna 341 metriä. Tämän lisäksi ES:llä on 85 km 45 kv:n sähköverkkoa, joka on rakennettu vuosina 1991 ja Tiedot perustuvat 45 ja 20 kv:n verkkojen osalta verkostokarttojen tietoihin ja 0,4 kv:n osalta EMV:lle lähetettyihin tietoihin. Taulukossa 10 on esitetty tarkemmin ES:n jakeluverkon pituus- ja ikätiedot. Taulukko 10. ES:n jakeluverkon johtopituudet ja keski-iät. Tyyppi Pituus, km Keski-ikä, a 45 kv verkosto kv:n verkosto Sparrow, Fercemal Raven 2 11 Pigeon Maakaapeli 5 10 Yhteensä 363 0,4 kv verkosto Ilmajohdot Maakaapelit 20 7 Yhteensä 201 Verkoston pituus yhteensä 624 Verkostopituus/asiakas 378 m/as. Muuntamoita ja muuntajia ES:llä oli vuonna 2006 yhteensä 189 kpl ja niiden keskikoko oli 115 kva. Suurimmat muuntajakoot keskittyvät Hettan alueelle ja Kilpisjärvelle. Muuntamoiden tarkempi erottelu on esitetty taulukossa 11.