MATTI LAINE EUROOPAN SÄHKÖNSIIRTOJÄRJESTELMÄN PULLONKAULAT Projektityö

MATTI LAINE EUROOPAN SÄHKÖNSIIRTOJÄRJESTELMÄN PULLONKAULAT Projektityö Tarkastaja: tutkija Sami Repo

I TIIVISTELMÄ TAMPEREEN TEKNILLINEN YLIOPISTO Sähkötekniikan koulutusohjelma LAINE, MATTI: Euroopan sähkönsiirtojärjestelmän pullonkaulat Projektityö, 20 sivua Elokuu 2008 Pääaine: Sähkövoimatekniikka Tarkastaja: tutkija Sami Repo Tämän projektityön tarkoituksena on selvittää Euroopan sähkönsiirtojärjestelmässä käytettäviä pullonkaulojen hallintamenetelmiä sekä rajasiirtoja maiden välillä. Rajasiirtoja havainnollistetaan myös PowerWorld -simulointiohjelmistolla. Aineistona selvityksessä on käytetty ensisijaisesti teknisen alan verkkojulkaisuja sekä Euroopan kantaverkkoyhtiöiden ja energia-alan järjestöjen julkaisemia raportteja ja tilastoja. Maiden välisiä rajasiirtokapasiteetteja mallinnetaan nykyisin käsitteen NTC (Net Transfer Capacity) avulla, joka tarkoittaa arviota rajasiirtojohdon tehonsiirtokapasiteetista. NTC voidaan laskea kaavasta NTC = TTC TRM, jossa TTC (Total Transfer Capacity) tarkoittaa sitä teoreettista tehoa, jonka siirtoyhteys kestää vaarantamatta järjestelmän turvallisuutta. TRM (Transmission Reliability Margin) on luotettavuusmarginaali, jolla operaattori määrittelee epävarmuuden lasketulle TTC:n arvolle. NTC-malli on nykyään jo melko vanhentunut, minkä vuoksi uusia rajasiirtokapasiteettimalleja on kehitteillä. Malleja ovat muun muassa Combined NTC, Enhanced NTC sekä Flow Based Model. Kyseisillä malleilla pyritään parantamaan kapasiteettien arvioinnin tehokkuutta ja sähkömarkkinoiden toimivuutta rajasiirtojen osalta. Nykyään pullonkauloja hallitaan niin sanotuilla markkinapohjaisilla menetelmillä, joissa periaatteena on nostaa sähkön hintaa pullonkaula-alueella, jolloin saadaan vähennettyä sähkönsiirtoja kyseisellä alueella. Selvityksen kohteina olevissa maissa(ranska, Saksa, Sveitsi, Italia) käytetään ensisijaisesti implisiittistä ja eksplisiittistä huutokauppaa pullonkaulojen hallintaan.

II Sisällysluettelo Lyhenteet ja merkinnät 1. Johdanto...1 2. Rajasiirrot...2 2.1. Rajasiirtojen mallintaminen... 2 2.2. Uudet mallinnusmenetelmät... 4 2.3. Rajasiirtojen laskenta UCTE:n verkossa... 4 3. Pullonkaulat...5 3.1. Pullonkaulojen ilmeneminen... 5 3.2. Hinta-alueiden muodostuminen pullonkaulatilanteessa... 5 4. Pullonkaulojen hallintamenetelmät...6 4.1. Aluehintamenetelmä... 6 4.2. Implisiittinen huutokauppa... 7 4.3. Eksplisiittinen huutokauppa... 7 4.4. Remedial methods... 8 5. Maakohtainen tarkastelu...9 5.1. Ranska... 10 5.2. Saksa... 12 5.3. Italia... 13 5.4. Sveitsi... 14 6. Simulointi...15 7. Yhteenveto...18 8. Lähteet...19

III Lyhenteet ja merkinnät AAC ATC BCE ETSO EuroPEX NTC TRM TSO TTC UCTE Already Allocated Capacity Available Trasfer Capacity Base Case Exchange European Transmission System Operators Association of European Power Exchanges Net Trasfer Capacity Transmission Reliability Margin Transmission System Operator Total Transfer Capacity Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity

1 1. Johdanto Manner-Euroopan sähkönsiirtojärjestelmä on teknisesti erittäin monimutkainen muun muassa verkon silmukoidun ja tiheän rakenteen vuoksi. Useat Euroopan maat, kuten Suomikin, ovat riippuvaisia sähkön tuonnista naapurimaista. Tämä luo tarpeen hallita ja toteuttaa kustannustehokkaasti maiden välisiä rajasiirtoja. Jos sähkömarkkinaosapuolien välistä kaupankäyntiä ei valvota rajasiirtojen osalta on mahdollista, että siirtojohdolle muodostuu ylikuormitustilanteen vuoksi niin sanottu pullonkaula, mikä haittaa sähköntoimitusta maiden välillä. Pohjoismaiset sähkömarkkinat toimivat nykyään luotettavasti. Tavoitteena on saada myös Manner-Eurooppaan yhteiset sähkömarkkinat, joilla kilpailu olisi avointa ja tasapuolista eri markkinaosapuolien välillä. Pullonkaulojen hallintamenetelmät liittyvät oleellisesti sähkömarkkinoihin. Mikäli sähkömarkkinat eivät ole riittävän hyvin organisoidut on myös pullonkaulojen tehokas hallinta vaikeaa. Projektityössä selvitetään miten operaattorit laskevat ja arvioivat käytettävissä olevia rajasiirtokapasiteetteja. Lisäksi selvitetään Euroopassa nykyään käytössä olevat pullonkaulojen hallintamenetelmät ja vertaillaan niitä keskenään. Työn jälkimmäisessä osassa selvitetään rajasiirtoja ja pullonkaulojen hallintamenetelmiä Ranskan, Saksan, Sveitsin ja Italian välillä. Lisäksi esitetään tilastotietoja muun muassa toteutuneista rajasiirroista maiden välillä sekä mallinnetaan rajasiirtoja PowerWorld -ohjelmistolla.

2 2. Rajasiirrot Rajasiirroilla tarkoitetaan valtioiden välisiä sähkönsiirtoyhteyksiä hyödyntäviä sähköntoimituksia. Sähkömarkkinaosapuolet tarvitsevat tietoa rajasiirtokapasiteettien suuruuksista maiden välillä tehdäkseen päätöksiä ostaa tai myydä sähköä. Jos rajasiirtokapasiteetti ylitetään syntyy siirtojohdolle pullonkaula, joka rajoittaa kaupankäynnin sujuvuutta. Euroopan siirtoverkko-operaattoreiden järjestö ETSO pyrkii jakamaan jäsenilleen tietoa rajasiirtokapasiteeteista. Mitä paremmin rajasiirtokapasiteetit pystytään hyödyntämään, sitä tehokkaammin toimii maiden välinen sähkönsiirto. Luotettavat rajasiirrot ovat myös edellytyksenä sähkömarkkinoiden täydelliselle toimintakyvylle ja kilpailun mahdollistamiselle sähköyhtiöiden välille. 2.1. Rajasiirtojen mallintaminen Rajasiirtoja voidaan mallintaa eri tavoilla. Nykyisin käytössä oleva malli on ETSO:n kehittämä NTC (Net Transfer Capacity) -malli. Muita kehitys- ja testausvaiheessa olevia malleja ovat Combined NTC, Enhanced NTC ja Flow Based Model. NTC tarkoittaa yksinkertaisimmillaan suurinta mahdollista todellista tehoa, joka voidaan siirtää kahden alueen välillä siirtoyhteyttä pitkin. NTC voidaan laskea kaavasta NTC = TTC TRM. (1) TTC (Total Transfer Capacity) tarkoittaa sitä teoreettista tehoa, jonka siirtoyhteys kestää vaarantamatta järjestelmän turvallisuutta. TTC:tä määriteltäessä huomioidaan siirtojohdon termiset rajat, jänniterajat sekä järjestelmän stabiilisuus. TTC:n arviointi liittyy oleellisesti alueiden välisiin kulutus- ja tuotantoennusteisiin sekä verkon matemaattisen mallin paikkansapitävyyteen. Operaattoreiden määrittelemästä verkon matemaattisesta mallista saadaan lähtökohta (base case) TTC:n määrittelemiselle. Tätä lähtökohtaa voidaan nimittää lyhenteellä BCE (Base Case Exchange). TRM (Transmission Reliability Margin) on luotettavuusmarginaali, jolla operaattori määrittelee epävarmuuden lasketulle TTC:n arvolle. Jokainen operaattori määrittelee verkollensa TRM:n arvon taatakseen turvallisen tehonsiirron. Epävarmuutta ennusteisiin aiheuttavat muun muassa tahattomat poikkeamat fyysisessä tehonsiirrossa, operaattorin tekemät säätötoimenpiteet stabiilisuuden ylläpitämiseksi ja mittausepätarkkuus. [7] Kantaverkkoyhtiöt voivat tarvittaessa määritellä rajasiirtokapasiteetin (NTC) seuraaville aikaväleille: vuosi, kuukausi, viikko, D-2, D-1 ja päivän sisäinen kapasiteetti (intra-day). Mitä lähempänä sähkönsiirron toteutus on nykyhetkeä, sitä tarkemmin NTC

voidaan arvioida. D-2 tarkoittaa rajasiirtokapasiteettia kahden päivän päästä ja D-1 yhden päivän päästä. D-1 saadaan suoraan D-2:sta tarkentamalla luotettavuusmarginaali TRM:n arvoa sen hetkisten päivitettyjen tietojen perusteella. Rajasiirtojen toteutuessa voidaan jäljellä olevaa kapasiteettia kuvata lyhenteellä ATC (Available Transmission Capacity), joka saadaan kaavasta ATC = NTC AAC. (2) Kaavassa lyhenne AAC (Already Allocated Capacity) kuvaa kyseisellä hetkellä käyttöön varattua kapasiteettia. [7] 3 Kuva 2.1: Tehonsiirto Belgian ja Italian välillä. [6] Kuvassa 2.1 on yksinkertaistettu ja pelkistetty esimerkkitapaus valtioidenvälisen tehonsiirron vaikutuksista eräissä Euroopan maissa. Kuvasta havaitaan että kahden maan, Belgian ja Italian, välinen tehonsiirto näkyy ympärysmaissa eri suuruisina tehonsiirtoina. Kuvan tilanne on mallinnettu tekemällä portaittainen 100MW:n tehonlisäys Belgiassa ja samanaikaisesti vähennetty vastaavalla tavalla 100MW tehontuotantoa Italiassa. Kuvan tilanne on yksinkertaistettu eikä se vastaa täysin todellisuutta, mutta tilanteesta nähdään kuitenkin tehonjaon mallinnuksen vaativuus silmukoidussa verkossa. Mitä monimutkaisempi sähköverkko on kyseessä, sitä hankalampi on mallintaa siirrettyjä tehoja maiden välillä. Operaattorit laskevatkin yleensä arvion mahdollisesta siirtokapasiteetista (NTC) kahden maan välille jättäen muiden maiden vaikutukset huomioimatta, jotta saataisiin markkinaosapuolille ymmärrettävä ja selkeä kuva maidenvälisistä sähkönsiirtomahdollisuuksista. [6] Siirtokapasiteetin määrittäminen voidaan jakaa kahteen vaiheeseen, suunnitteluja toteutusvaiheeseen. Suunnitteluvaiheessa määritellään siirtoyhteydelle TTC, RTM sekä NTC. On muistettava että arvot ovat operaattorin tekemiä suuntaa antavia oletuksia

mahdollisista todellisista arvoista. Markkinaosapuolet tekevät omat osto/myyntipäätöksensä näihin arvioihin pohjautuen toteutusvaiheessa. 4 2.2. Uudet mallinnusmenetelmät Perinteisen NTC-mallin puutteita pyritään korjaamaan uusilla kapasiteettimalleilla. ETSO on yhdessä Euroopan sähkömarkkinaliiton EuroPEX:n (Association of European Power Exchanges) kanssa määritellyt uusia rajasiirtokapasiteettimalleja, joita ovat Combined NTC, Enhanced NTC sekä Flow Based Model. Mikään kyseisistä malleista ei vielä ole laaja-alaisesti käytössä, joten käyttökokemuksia mallien toimivuudesta ei vielä ole saatavilla. Combined NTC -mallissa pyritään tunnistamaan alueen sisäisiä pullonkauloja ja näin pyritään tarkempaan kuvaukseen todellisesta tilanteesta. Mallia on käytetty Euroopassa Saksan ja Ranskan välisillä siirtoyhteyksillä. Enhanced NTC -malli on kehitysasteella oleva malli jolla pyritään parantamaan hinnoittelumenetelmiä rajasiirroissa. Flow based model on myös kehitysasteella oleva malli, jonka periaatteena on yhdistää alueellinen hinnoittelu ja alueiden välinen hinnoittelu, jolloin saataisiin eliminoitua tarpeettomia riskejä kaupankäynnissä. Mallin kehittelijöiden mukaan tämä malli on tasapainoinen, sillä se täyttää vaatimukset tehokkaan pullonkaulojenhallinnan ja tehokkaasti toimivien sähkömarkkinoiden suhteen. Lisäksi malli on markkinaosapuolille käyttökelpoinen. Malli ei tosin vielä ole kaupallisessa käytössä. [8] [12] 2.3. Rajasiirtojen laskenta UCTE:n verkossa Euroopan kantaverkkoyhtiöiden yhteistyöjärjestö UCTE (Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity) velvoittaa jäsenmailtansa yhteistyötä sähkönsiirtojärjestelmän luotettavuuden ja toimintavarmuuden ylläpitämiseksi. Jokaisen operaattorin täytyy välittää UCTE:n jäsenmaiden yhteiselle palvelimelle tietoa verkkonsa tilasta. Välitettäviä tietoja ovat ennusteet mahdollisista pullonkauloista, tilannekuva verkon nykyisestä tilasta sekä muut referenssitiedot. Näiden tietojen pohjalta on luotu yhteinen tietokanta, jota voidaan hyödyntää suunniteltaessa muun muassa verkon laajennuksia tai laskettaessa NTC -arvoja. Pullonkaulojen ennustamiseen käytetään niin sanottua DACF (Day Ahead Congestion Forecast) -menettelytapaa, mikä pohjautuu operaattoreiden välittämiin tietoihin tehon tuotannosta ja -kulutuksesta. Verkon tilannekuvan tulee olla mahdollisimman todellinen kuva verkon vallitsevasta tilasta, josta tulee selvitä muun muassa irtikytketyt verkko-osuudet ja tuotantolaitokset. Referenssitiedot sisältävät muun muassa keskipitkän(medium term forecast) sekä pitkän(long term forecast) aikavälin ennusteet, joita hyödynnetään rajasiirtokapasiteettien määrittämisen pohjatietoina. [17]

5 3. Pullonkaulat Sähkönsiirtoverkon pullonkaula tarkoittaa sellaista tilannetta missä kahden alueen, esimerkiksi valtioiden, välinen sähkönsiirtokapasiteetti rajoittaa eri sähkömarkkinaosapuolien välistä kaupankäyntiä [1]. Euroopan komission säädöksessä 1228/2003/EC määritellään suuntaviivat pullonkaulojen hallintamenetelmiin liittyen: taloudellinen tehokkuus ja kilpailun edistäminen, saatavissa olevan sähkönsiirtokapasiteetin määrän maksimointi, syrjimätön ja avoin perusta sähköverkon käyttäjille, sähköverkon turvallinen käyttö ja verkko-operaattoreiden näkökulmasta katsottuna liikevaihdollisesti neutraalit mekanismit [1]. 3.1. Pullonkaulojen ilmeneminen Pullonkaulat voidaan jakaa lyhyt- ja pitkäaikaisiin niiden vaikutusajan perusteella. Lyhytaikaiset(temporary) pullonkaulat voivat johtua muun muassa hetkellisistä vikatilanteista, huoltotoimenpiteistä tai vallitsevasta markkinatilanteesta. Jos vikoja ei saada paikannettua ja korjattua ajoissa, on mahdollista että lyhytaikaisesta pullonkaulasta kehittyy pitkäaikainen. Pitkäaikaiset eli rakenteelliset(structural) pullonkaulat voivat johtua verkon rakenteesta johtuvista rajoituksista. Esimerkiksi sähköntuotannon liiallinen keskittäminen yhteen pisteeseen kulutuksen ollessa hajautettuna pitkien siirtoyhteyksien päässä voi aiheuttaa rakenteellisia pullonkauloja. Pullonkauloja ilmenee siirtoyhteyksillä esimerkiksi kulutushuippujen aikana, kun markkinaosapuolet yrittävät tehdä ostotarjouksia sähkömarkkinoilla tai käyvät kahden välistä kauppaa. Myöskin tilanne, jossa sähkön hinta vaihtelee merkittävästi eri maiden välillä voi johtaa pullonkauloihin operaattoreiden pyrkiessä ostamaan sähköä halvimmasta maasta. Siirtokapasiteetin ollessa rajallinen täytyy operaattoreiden, yleensä kantaverkkoyhtiöiden(tso), rajoittaa sähkönsiirtoa maiden välillä. 3.2. Hinta-alueiden muodostuminen pullonkaulatilanteessa Mikäli maiden välisellä rajasiirtoyhteydellä ilmenee sähkönsiirron pullonkaula, voidaan maat jakaa eri hinta-alueisiin. Tarkastelun kohteina olevista maista Saksa voidaan jakaa sähköpörssi EEX:n määrittelemiin neljään hinta-alueeseen kantaverkkoyhtiöidensä vastuualueiden perusteella. [18] Ranskan sähköpörssi Powernext ja Sveitsissä toimiva itävaltalainen sähköpörssi EXAA toimivat siten, että maat eivät jakaudu pienempiin hintaalueisiin vaan toimivat omina koko maan kattavina hinta-alueina pullonkaulatilanteessa. [19] [20] Italian sähköpörssi GME on määritellyt hinta-alueet siten että maa voidaan tarvittaessa jakaa kuuteen maantieteelliseen hinta-alueeseen: Pohjois-Italiaan, Keski- Pohjois-Italiaan, Keski-Italiaan, Etelä-Italiaan, Sardiniaan ja Sisiliaan. [21]

6 4. Pullonkaulojen hallintamenetelmät Pullonkaulojen hallinnan avulla pyritään välttämään ylikuormitustilanteet sähköverkossa eri alueiden välisillä siirtoyhteyksillä. Pullonkaulojen hallinta on välttämätöntä sähköverkon tehokkaan toiminnan ja luotettavuuden mahdollistamiseksi. Euroopassa on käytössä monia eri tapoja hallita pullonkauloja. Menetelmät voidaan jakaa markkinapohjaisiin menetelmiin ja muihin, eli eimarkkinapohjaisiin menetelmiin [2]. Markkinapohjaiset hallintamenetelmät parantavat sähkömarkkinoiden avoimuutta ja toimintakykyä [3]. Nämä menetelmät ovatkin nykyään laajasti käytössä varsinkin Euroopan suurimmissa maissa. Ei-markkinapohjaiset menetelmät pohjautuvat joko pitkä- tai lyhytaikaisiin sopimuksiin; first-come/first-serve -periaatteeseen, missä kapasiteettia jaetaan jonotusperiaatteen mukaan tai kapasiteetin suhteelliseen jakoon markkinaosapuolien kesken (pro-rata distribution). Nämä menetelmät eivät toimi tasapuolisesti eri markkinaosapuolien näkökulmasta, eivätkä menetelmät ole taloudellisesti tehokkaita. Jatkossa keskitytäänkin ainoastaan markkinapohjaisiin menetelmiin, jotka voidaan jakaa hinnoittelumenetelmiin (congestion pricing method) sekä remedial methods -menetelmiin. Hinnoittelumenetelmissä periaatteena on nostaa sähkön hintaa pullonkaulaalueella, jotta saadaan vähennettyä siirretyn sähkön määrä alueen/johto-osuuden sallimiin rajoihin. Euroopassa käytettyjä hinnoittelumenetelmiä ovat eksplisiittinen huutokauppa(explicit auction), implisiittinen huutokauppa (implicit auction) sekä aluehintamenetelmä (market splitting). Remedial methods -menetelmiä ovat redispatching ja counter trading. Näille menetelmille on ominaista se, että markkinoiden annetaan toimia ilman rajoitteita markkinaosapuolien näkökulmasta operaattoreiden ylläpitäessä itsenäisesti järjestelmän toimivuutta. [2] 4.1. Aluehintamenetelmä Aluehintamenetelmän (Market splitting) periaatteena on markkina-alueiden jakaminen pienempiin hinta-alueisiin pullonkaulojen ilmetessä. Vallitsevan kysynnän ja tarjonnan perusteella lasketaan markkinoille systeemihinta. Hinta-alueille muodostetaan uusi hinta, joka poikkeaa alkuperäisestä systeemihinnasta riippuen siitä onko alueella yli- vai alituotantoa. Ylituotantoalueella hinta laskee ja alituotantoalueella hinta nousee. Näin pyritään vähentämään alueiden välisten siirtoyhteyksien kuormitusta. Menetelmä on tehokas ja käytännöllinen pullonkaulojen hallinnassa ja se on

käytössä Pohjoismaisilla sähkömarkkinoilla. Menetelmä vaatii toimiakseen hyvin organisoidut sähkömarkkinat, kuten esimerkiksi pohjoismaissa toimiva Nordel. Tämän vuoksi menetelmä ei ole käytössä Manner-Euroopassa. [4] 7 4.2. Implisiittinen huutokauppa Implisiittinen huutokauppa (implicit auction) perustuu markkinaosapuolien tekemiin tarjouksiin oikeudesta siirtää tehoa siirtojohdolla. Tarjoukset tehdään sen maan operaattorille, minne sähköä ollaan siirtämässä. Tarjousten jättämisen jälkeen operaattori määrittelee tehtyihin tarjouksiin lisättävän lisämaksun, minkä avulla saadaan siirtojohto kuormitettua optimaalisesti. Siirtojohdon optimaalinen kuormitus tarkoittaa sitä, että lisämaksuilla muokattujen tarjousten perusteella siirrettävä teho vastaa tarkalleen siirtojohdon sallittua kapasiteettia. Menetelmä on yksinkertainen markkinaosapuolille, koska huutokaupan komponentit eli siirtokapasiteetti ja energia ovat yhdistetty yhdeksi kokonaisuudeksi toisin kuin esimerkiksi eksplisiittisessä huutokauppamenetelmässä. Implisiittisen huutokauppamenetelmän käyttäminen edellyttää sähköpörssin ja sähkömarkkinoiden olemassaoloa, joten menetelmää ei voida vielä nykyisin käyttää kaikissa Euroopan maissa. Menetelmä täyttää kuitenkin asetuksen (EY) N:o 1228/2003 vaatimukset pullonkaulojen hallinnan tehokkuuteen liittyen, joten on todennäköistä että menetelmän hyödyntäminen tulee yleistymään tulevaisuudessa. [2] [3] [5] 4.3. Eksplisiittinen huutokauppa Eksplisiittisen huutokaupan (explicit auction) periaatteena on että pullonkaula-alueella toimivat operaattorit myyvät rajasiirtokapasiteettia huutokaupassa korkeimpien tarjousten tehneille osapuolille. Huutokauppa voi toimia monella eri tavalla. Yksinkertaisimmillaan toimitaan niin, että kerätään markkinaosapuolilta tarjouksia osuudesta rajasiirtokapasiteettiin (NTC). Tehdyt tarjoukset kootaan tarjotun summan perusteella suuruusjärjestykseen, minkä jälkeen kapasiteettia myydään markkinaosapuolille aloittaen korkeimman tarjouksen tehneestä osapuolesta. Tätä jatketaan kunnes koko siirtokapasiteetti on täytetty. Suosittu tapa toteuttaa eksplisiittistä huutokauppaa on laskea kapasiteetille niin sanottu selvityshinta, jolloin kaikki tarjouksia tehneet osapuolet saavat osuuden kapasiteetista samaan hintaan. Huutokauppaa käydään vuosi-, kuukausi-, viikko- ja päivätasolla ja kaupanteko voi sisältää myös oikeuden kiinteään kapasiteetin suuruuteen. Menetelmässä erotetaan toisistaan siirretty sähköenergia ja siirtokapasiteetti. Tätä voidaan pitää eksplisiittisen huutokaupan etuna, koska tällä tavalla noudatetaan yleistä periaatetta erottaa siirretty energia siirtokapasiteetista kilpailun edistämiseksi. Markkinaosapuolille tästä voi kuitenkin olla haittaa, koska kaupankäynti on monimutkaisem-

paa verrattuna muihin menetelmiin. Euroopassa tämä menetelmä on kuitenkin suosittu, koska menetelmä toimii alueiden välillä huolimatta siitä kuinka hyvin maan sisäinen sähköpörssi toimii kullakin alueella täyttäen kuitenkin asetuksen (EY) N:o 1228/2003 vaatimukset. Operaattorit saavat huutokaupasta tuloja, joita voidaan käyttää rajasiirtoyhteyksien parantamiseen. [2] [3] [5] 8 4.4. Remedial methods Menetelmien periaatteena on vaikuttaa sähköntuotantoon pullonkaulan molemmin puolin siten, että vältytään ylikuormittamasta siirtoyhteyttä. Markkinoiden näkökulmasta siirtojärjestelmässä ei ole rajoituksia sähkönsiirrolle. Ylituotantoalueella vähennetään ja vastaavasti alituotantoalueella lisätään sähköntuotantoa markkinoiden vaatima määrä. Menetelmät aiheuttavat kustannuksia operaattorille jouduttaessa ostamaan ja myymään säätösähköä halutun tilan ylläpitämiseksi. Ylituotantoalueella sähköä joudutaan myymään alle markkinahinnan ja vastaavasti alituotantoalueella sähköä joudutaan ostamaan hinnalla joka ylittää markkinahinnan. Takaisinostomenetelmässä (Redispatching) operaattori käy sähkökauppaa suoraan sähköntoimittajien kanssa. Pullonkaulatilanteen ilmestyessä kahden maan välille maiden operaattorit tekevät yhteistyötä saadakseen siirtojohdolla siirretyn tehon pysymään johdon kapasiteetin sallimissa rajoissa. Sähköntoimittajia voidaan ohjata joko lisäämään tai rajoittamaan tuotantoaan riippuen tuotantopaikan sijainnista pullonkaulaan nähden. Markkinaosapuolet eivät saa pullonkaulatilanteesta minkäänlaista signaalia, mikä on vastoin sähkökaupan vapauttamisen periaatteita. Näin ollen pullonkaulojen vaikutusten minimoiminen on täysin operaattoreiden vastuulla. Vastaostomenetelmä (counter trading) eroaa takaisinostomenetelmästä siinä, että operaattori toimii sähkömarkkinoilla sen sijaan että ohjaisi suoraan sähköntoimittajia. Pullonkaulatilanteessa operaattori ostaa tai myy markkinasähköä tehon siirtosuuntaa vastaan ja näin saadaan kumottua pullonkaulan vaikutus siirtojohdolle. Operaattori joutuu toimimaan sähkömarkkinoilla operaattorin kannalta epäedullisesti ostaen sähköä kalliilla ja myymällä halvalla. Yleensä vastaostomenetelmän kustannukset ovat operaattorille korkeammat, kuin käytettäessä takaisinostomenetelmää. [3]

9 5. Maakohtainen tarkastelu Rajasiirrot ja sitä kautta pullonkaulojen hallinta ja näiden menetelmien tehokkuus ovat Euroopassa tärkeässä roolissa jo pelkästään niiden laajuudenkin vuoksi. Kuvasta 5.1 nähdään Euroopassa toteutuneet rajasiirrot vuonna 2005. Kuvassa punaiset nuolet osoittavat rajasiirtojen suuruutta ja suuntaa. Nuolen läheisyydessä olevat lukuarvot ilmoittavat vuoden kokonaisrajasiirron GWh:ina. Kuva 5.1: Euroopan rajasiirrot vuonna 2005. GWh. [9] Kuvassa 5.1 vaaleanharmaalla väritetyt maat ovat Euroopan kantaverkkoyhtiöiden yhteistyöjärjestö UCTE:n (Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity) jäsenmaita. Tummanharmaalla merkittyjen viiden maan sähköverkot ovat synkronisessa yhteydessä UCTE:n kanssa vaikka maat eivät varsinaisesti kuulu UCTE:hen. Valkoisella merkityt maat eivät kuulu UCTE:hen, mutta rajasiirtoja tehdään myös näiden maiden kanssa. Kaikkia Euroopan valtioita ei tämän työn puitteissa tarkastella, vaan keskitytään tarkastelemaan rajasiirtoja ja pullonkaulojenhallintamenetelmiä välillä Saksa-Ranska-

Sveitsi-Italia. Kaikki valitut maat kuuluvat UCTE:hen ja ovat sähköverkkojen osalta yhteydessä toisiinsa. Saksalla ja Italialla tosin ei ole yhteistä maantieteellistä rajaa, mutta sähkön siirtotienä käytetään muun muassa Sveitsiä. Kullakin valituista maista on omat erityispiirteensä sähkönsiirtojen suhteen. Taulukkoon 5.1 on koottu tarkasteltavien maiden väliset rajasiirrot vuonna 2005 liittyen kuvaan 5.1. Taulukko 5.1: Rajasiirrot vuonna 2005. [9] Vienti GWh Tuonti GWh Ranska (FR) Saksa (DE) Sveitsi (CH) Italia (IT) Ranska (FR) - 16233 9974 14493 Saksa (DE) 494-19074 - Sveitsi (CH) 2637 1573-25407 Italia (IT) 702-131 - 10 Taulukosta on luettavissa maiden välinen sähkön vienti sekä tuonti. Esimerkiksi vienti Ranskasta Saksaan on taulukon mukaisesti vuonna 2005 ollut 16233 GWh. Vastaavasti vienti Saksasta Ranskaan on 494 GWh. Taulukosta havaitaan, että Ranskasta viedään paljon sähköä muihin maihin. Saksasta viedään sähköä huomattava määrä Sveitsin kautta Italiaan, mikä näkyy taulukossa Saksan ja Sveitsin välillä sekä edelleen Sveitsin ja Italian välillä. Tarkastellaan valittujen neljän maan käyttämiä menetelmiä pullonkaulojen hallintaan sekä rajasiirtokapasiteettien kohdentamiseen. Tarkastellaan myös maiden riippuvuuksia toisistaan sähkönsiirtojen kannalta. 5.1. Ranska Ranskalla on paljon omaa sähköntuotantoa, ensisijaisesti ydinvoimaa, ollen näin suuri sähkön viejämaa. Sähkön kokonaistuotanto Ranskassa oli noin 550 TWh vuonna 2006, josta noin 80% tuotettiin ydinvoimalla. Maiden välisiä siirtoyhteyksiä sillä on kuuden naapurimaansa välillä yhteensä 44 kappaletta. Ranskalla on kaikkien tarkasteluun valittujen maiden (Saksa, Italia, Sveitsi) välillä suora sähkönsiirtoyhteys. [10] Ranskan ja Saksan välisiä rajasiirtoja ja mahdollisia pullonkauloja hallitaan eksplisiittisillä huutokaupoilla(explicit auction). Kauppaa käydään vuosi-, kuukausi- ja päivätasoilla. Maat käyvät myös päivänsisäistä (intra-day) kauppaa. Ranskan kantaverkkoyhtiö RTE (RTE EDF Transport S.A.) käy huutokauppaa yhdessä Saksassa toimivien operaattoreiden RWE:n (RWE Transportnetz Strom GmbH) ja EnBW:n (EnBW Transportnetze AG) kanssa. Huutokaupan säännöistä on sovittu maiden välisillä julkisilla säännöillä (Capacity Access Rules). Ranskan sähkönvientiä Italiaan hallitaan RTE:n johdolla niin ikään eksplisiittisillä huutokaupoilla vuosi-, kuukausi,- ja päivätasolla. RTE tekee yhteistyötä TERNA:n, Italian kantaverkkoyhtiön kanssa.

Sähkönsiirtoa Ranskasta Sveitsiin toteutetaan lähinnä markkinaosapuolien välisillä pitkäaikaisilla sopimuksilla, jotka ovat siirroissa aina etusijalla. Myös päivänsisäisiä sähkönsiirtoja voidaan tehdä RTE:n johdolla. Kun käytettävissä oleva kapasiteetti ylitetään, käytetään kapasiteetin suhteellisen jakamisen menetelmää (pro-rata). [15] Taulukko 5.2: D-1 rajasiirtokapasiteetit Ranskassa. [11] Ranska: 09.07.2008 D-1 NTC (MW) FR -> DE DE -> FR CH -> FR FR -> CH FR -> IT IT -> FR 00.00-01.00 1700 2881 1800 3000 2250 1055 01.00-02.00 1700 2881 1800 3000 2250 1055 02.00-03.00 1700 2881 1800 3000 2250 1055 03.00-04.00 1700 2881 1800 3000 2250 1055 04.00-05.00 1700 2881 1800 3000 2250 1055 05.00-06.00 1700 2881 1800 3000 2250 1055 06.00-07.00 1700 2881 1800 3000 2250 1055 07.00-08.00 1700 2881 1800 3000 2250 1055 08.00-09.00 1700 2881 1800 3000 2400 870 09.00-10.00 1700 2881 1800 3000 2400 870 10.00-11.00 1700 2881 1800 3000 2400 870 11.00-12.00 1700 2881 1800 3000 2400 870 12.00-13.00 1700 2881 1800 3000 2400 870 13.00-14.00 1700 2881 1800 3000 2400 870 14.00-15.00 1700 2881 1800 3000 2400 870 15.00-16.00 1700 2881 1800 3000 2400 870 16.00-17.00 1700 2881 1800 3000 2400 870 17.00-18.00 1700 2881 1800 3000 2400 870 18.00-19.00 1700 2881 1800 3000 2400 870 19.00-20.00 1700 2881 1800 3000 2400 870 20.00-21.00 1700 2881 1800 3000 2400 870 21.00-22.00 1700 2881 1800 3000 2400 870 22.00-23.00 1700 2881 1800 3000 2400 870 23.00-00.00 1700 2881 1800 3000 2400 870 11 Taulukkoon 5.2 on koottu arvioidut D-1 rajasiirtokapasiteetit eli yhden päivän päähän tehdyt arvioinnit käytettävissä olevista rajasiirtokapasiteeteista. Arviointi on tehty erikseen jokaiselle vuorokauden tunnille. Merkillepantavaa taulukon arvoissa on, että kahden maan välinen siirtokapasiteetti on riippuvainen siirron suunnasta. Esimerkiksi siirtokapasiteetti Ranskasta Saksaan aikavälillä 00 01 on 1700 MW, kun taas siirtokapasiteetti Saksasta Ranskaan samalla aikavälillä on 2881 MW. Taulukosta 5.3 ilmenevät toteutuneet rajasiirrot Ranskan ja naapurimaidensa välillä. Taulukon arvot liittyvät samalle päivälle kuin arvioidut arvot taulukossa 5.2. Taulukosta havaitaan, että ainoastaan tehonsiirrot Ranskasta Italiaan ovat suhteellisen säännölliset ja tasaiset. Siirtotehot muihin maihin/muista maista ovat huomattavan epätasaiset. Voidaan myös päätellä, että rajasiirtojohdot ovat suhteellisen kevyesti kuormitetut, koska toteutunut tehonsiirto on huomattavasti vähäisempää, kuin taulukossa 5.2 on arvioitu.

12 Taulukko 5.3: Toteutuneet rajasiirrot Ranskassa yhden vuorokauden aikana. [11] Ranska: 09.07.2008 Toteutuneet rajasiirrot (MW) FR -> DE DE -> FR CH -> FR FR -> CH FR -> IT IT -> FR 00.00-01.00 0 19 435 0 1328 0 01.00-02.00 613 0 0 21 1547 0 02.00-03.00 819 0 0 317 1817 0 03.00-04.00 1091 0 0 364 1746 0 04.00-05.00 1375 0 0 544 1760 0 05.00-06.00 1524 0 0 549 1829 0 06.00-07.00 1677 0 0 705 NA NA 07.00-08.00 1574 0 0 498 2029 0 08.00-09.00 1493 0 0 271 1855 0 09.00-10.00 688 0 38 0 1646 0 10.00-11.00 0 42 797 0 1338 0 11.00-12.00 0 122 807 0 1181 0 12.00-13.00 0 159 820 0 1165 0 13.00-14.00 0 476 1023 0 1165 0 14.00-15.00 0 449 911 0 1104 0 15.00-16.00 0 491 801 0 1276 0 16.00-17.00 0 254 556 0 1315 0 17.00-18.00 0 176 560 0 1355 0 18.00-19.00 205 0 454 0 1398 0 19.00-20.00 78 0 629 0 1301 0 20.00-21.00 235 0 633 0 1384 0 21.00-22.00 961 0 99 0 1731 0 22.00-23.00 946 0 34 0 1695 0 23.00-00.00 0 61 704 0 1177 0 Ranskan ja Italian välisessä rajasiirrossa aikavälillä 06 07 on merkintä NA. Tämä tarkoittaa sitä, että mittaustietoa ei ole kyseiseltä tunnilta saatavilla, vaikka tehonsiirto maiden välillä on toiminutkin. Syynä tiedon puuttumiseen voi olla esimerkiksi katkos tiedonsiirtoyhteyksissä. 5.2. Saksa Saksan sähköntuotanto oli vuonna 2005 noin 570 TWh, josta ydinvoimalla tuotettiin vajaa kolmannes ja lämpövoimalla noin 60%. Saksassa vastuu kantaverkon toimivuudesta sekä rajasiirroista on jaettu alueellisesti yhteensä neljän eri operaattorin kesken. Kuvassa 5.2 on periaatteellinen Saksan kartta, missä on kuvattuna aluejako operaattoreiden kesken. Kuten on edelläkin mainittu, RWE (RWE Transportnetz Strom GmbH) ja EnBW:n (EnBW Transportnetze AG) vastaavat rajasiirroista Ranskaan. EnBW vastaa myös rajasiirroista Sveitsiin. Muut kuvassa näkyvät operaattorit ovat E.ON sekä Vattenfall Europe (VE). [9]

13 Kuva 5.2: Operaattoreiden vastuualueet Saksassa. [13] Siirto-oikeuksien myynti Saksasta Ranskaan tapahtuu vastaavasti kuin kauppa Ranskasta Saksaan eli eksplisiittisillä huutokaupoilla. Saksa käy myöskin Sveitsin kanssa eksplisiittistä huutokauppaa, mutta vain kuukausi- ja päivätasolla. Italian kanssa Saksa ei käy kauppaa rajasiirtokapasiteeteista, koska mailla ei ole yhteistä maantieteellistä rajaa. Saksasta Italiaan siirretty sähkö näkyy Saksan ja Ranskan sekä Saksan ja Sveitsin välisissä sähkönsiirroissa. 5.3. Italia Italian sähköntuotanto oli vuonna 2005 noin 290 TWh, josta lämpövoimalla tuotettiin noin 80%. [9] Italian kansallinen kantaverkkoyhtiö Terna omistaa suurimman osan Italian sähköverkkoinfrastruktuurista ja on vastuussa myös maiden välisistä rajasiirroista. Italialla on yhteensä 18 rajasiirtoyhteyttä, joista neljä on yhteydessä Ranskaan ja yhdeksän Sveitsiin. Lisäksi Italialla on siirtoyhteyksiä Itävaltaan ja Sloveniaan sekä kaapeliyhteydet Kreikkaan, Korsikaan ja Sardiniaan. Italia tuo sähköä vuosittain noin 16 prosenttia kulutuksestaan ollen näin Euroopan suurin sähkön tuoja. Italiasta Ranskaan vietävällä sähköllä ei ole ennalta määrättyä kapasiteettirajoitusta, koska sähkön vienti Italiasta Ranskaan on erittäin harvinaista. Italian ja Sveitsin välillä käydään kauppaa siten että TERNA:n johdolla kohdennetaan 50% tuontikapasiteetista lähinnä pitkäaikaisilla sopimuksilla. Sveitsin kantaverkkoyhtiö swissgrid kohdentaa jäljelle jääneen 50% kapasiteetista omistajuusoikeuksiin perustuen. [15]

14 5.4. Sveitsi Sveitsi sijaitsee maantieteellisesti keskeisellä paikalla Euroopan laajuiseen sähköverkkoon nähden. Sveitsi toimiikin sähkön kauttakulkumaana monen maan välillä, erityisesti Saksan ja Italian välillä. Siirtolinjoja maiden välillä on yli 30. Sveitsi on selvityksen kohteena olevista maista ainoa Euroopan Unionin ulkopuolinen valtio, joten periaatteessa EU:n sähkönsiirtoihin liittyvät säädökset eivät koske Sveitsiä. Sveitsin sähköntuotanto oli vuonna 2005 noin 58 TWh, josta ydinvoimalla tuotettiin noin 40% ja vesivoimalla vajaa 60%. [9] Ydinvoima tuodaan käytännössä Ranskasta, koska Sveitsillä on omistusosuuksia Ranskan ydinvoimaloista. [16] Sveitsiin perustettiin uusi kantaverkkoyhtiö swissgrid vuonna 2006, jolle siirrettiin kantaverkkotoiminnot muilta sähköyhtiöiltä. Lähitulevaisuudessa swissgridille on tarkoitus siirtää myös kantaverkon omistus. Tulevaisuuden tavoitteena on vapauttaa Sveitsin sähkömarkkinat kilpailulle. Sveitsin ja Ranskan välillä ei ole ennakolta määriteltyjä rajoituksia sähkönviennin suhteen. Pullonkaulojen ilmetessä siirtoja vähennetään suhteellisesti kaikilta osapuolilta. [15] [16] Sähkönsiirroista Sveitsistä Saksaan käydään eksplisiittistä huutokauppaa vastaavasti kuin Saksasta Sveitsiinkin. Mahdollisesti jäljelle jäävä kapasiteetti myydään päivänsisäisillä markkinoilla first-come first-serve -periaatteella. Myöskin Sveitsin ja Italian väliset sähkönsiirrot toteutetaan vastaavalla tavalla kuin Italiasta Sveitsiin.

15 6. Simulointi Sähköverkkojen mallinnukseen ja simulointiin on kehitetty lukuisia eri ohjelmistoja. Tässä työssä havainnollistetaan UCTE:n rajasiirtoja käyttäen PowerWorld - simulaattoria. Ohjelmiston valmistaja on PowerWorld Corporation. Työssä käytettävä simulointimalli UCTE:n verkosta on luotu Edinburgin yliopistossa Isossa Britanniassa vuonna 2005. Simulointimallin tehonjako- ja tuotantotilanne kuvaa UCTE:n verkkoa kesällä vuonna 2002. Malliin on kuvattu kaikki UCTE:n jäsenvaltiot, merkittävimmät generaattorit ja kuormat sekä sähkönsiirtoyhteydet. Ohjelmiston maksullinen lisenssi tarjoaisi mahdollisuuden käyttää rajasiirtojen NTC / ATC -malleja, mutta tässä työssä käytettävissä olevassa opiskelijalisenssissä tätä mahdollisuutta ei ole saatavilla. Tarkastellaan näin ollen rajasiirtoja lähinnä johtojen mallissa ilmoitettujen tehonkestojen perusteella. Tarkastellaan Ranskan ja Saksan välisiä rajasiirtojohtoja Ranskan pohjoispuolella, Luxemburgin rajan tuntumassa. Kuvassa 6.1 on ote UCTE:n karttapohjasta, jossa on kuvattuna kaksi siirtojohtoa Ranskan (FR) ja Saksan (DE) välillä. Johtojen kuormitustilannetta kuvataan ympyrädiagrammeilla. Kuva 6.1: Ranskan ja Saksan välisiä rajasiirtojohtoja PowerWorld -simulointimallista

Taulukkoon 6.1 on koottu kuvassa 6.1 olevien rajajohtojen tehonsiirrot. Kuten kuvastakin voidaan päätellä, ovat rajajohdot melko raskaasti kuormitetut. Johtovälin F_Vigy D_185 (kuvassa 6.1 johtoväli, jonka pätöteho ympyrädiagrammin mukaan on 92% maksimista.) syöttämä teho on taulukon mukaan 2150,8 MW. Molemmilla johdoilla syötetään tehoa Ranskasta Saksaan. Miinusmerkkinen teho taulukon alemman johdon tapauksessa johtuu siitä, että johto on merkitty alkamaan Saksasta ja päättymään Ranskaan ja tässä tapauksessa tehoa siirretään päinvastaiseen suuntaan. 16 Taulukko 6.1: Tehonsiirrot rajajohdoilla liittyen kuvaan 6.1 From To Status From From From Limit % of MVA Name Name MW Mvar MVA MVA Limit F_Vigy D_185 Closed 2150,8 546,7 2219,2 2340 94,8 D-185 F-41 Closed -878,5 124,4 887,2 1000 90,6 Avattaessa toisen rajajohdon katkaisija, on luonnollista että toiminnassa olevan viereisen johdon kuormitus kasvaa entisestään. Oletettavasti myös muiden rajasiirtojohtojen kuormat kasvavat vastaavasti. Katkaisijan avaamisella voidaan mallintaa esimerkiksi huoltokatkosta johdolla. Kuvasta 6.2 nähdään tilanne, missä toisen johdon katkaisijat on avattu ja käyttöön jääneelle johdolle on muodostunut pullonkaula ylikuormitustilanteen vuoksi. Taulukkoon 6.2 on koottu johtojen tämän hetkiset tehotiedot. Kuva 6.2: Huoltokatkos rajajohdolla.

17 Taulukko 6.2: Tehonsiirrot rajajohdoilla liittyen kuvaan 6.2 From To Status From From From Limit % of MVA Name Name MW Mvar MVA MVA Limit F_Vigy D_185 Open 0 0 0 2340 0 D-185 F-41 Closed -1209,3 141,3 1217,5 1000 137,7 Mallin perusteella kokonaisrajasiirto Ranskan ja Saksan välillä on 3313,24 MW normaalitilanteessa molempien kuvissa näkyvien johtojen ollessa kytkettyinä. Muilla kuin kuvassa näkyvillä johdoilla siirretään tehoa 3313,24 MW (2150,8 + 878,5)MW = 283,94 MW. Tilanteessa jossa toinen johdoista on irtikytkettynä kokonaisteho maiden välillä on 2096,63 MW, mistä vähentämällä ylikuormittuneen johdon teho 1209,3 MW saadaan muiden rajajohtojen syöttämäksi tehoksi 887,33MW. Havaitaan, että yhden johdon irtikytkeminen lisää kuormitusta muilla maiden välisillä rajajohdoilla. Tilanne vaikuttaa myös muiden maiden välisiin rajasiirtoihin. Esimerkiksi Ranskan ja Belgian välinen kokonaistehonsiirto muuttui mallin mukaan 1500MW:stä 2200MW:iin tilanteen seurauksena. Kuvassa 6.3 on havainnollistettu rajasiirtojohdon irtikytkennän aiheuttamia muutoksia tehonsiirroissa. Kuvassa olevat ympyrädiagrammit kuvaavat siirretyn tehon kulkureittiä johdon irtikytkennän jälkeen. Diagrammit eivät kuvaa tässä tapauksessa siis absoluuttista tehon määrää maiden välillä vaan muutosta alkuperäisen tilanteen ja muutostilanteen välillä. Ranskan ja Saksan välinen johdinkatkos vaikuttaa siis myös Luxemburgin, Belgian ja Alankomaiden välisillä siirtoyhteyksillä. Kuva 6.3: Tehonsiirtojen muutokset irtikytkennän jälkeen

18 7. Yhteenveto Pohjoismaiset esimerkillisesti toimivat sähkömarkkinat eivät ole täysin vertailukelpoiset Manner-Euroopan kehitysvaiheessa oleviin sähkömarkkinoihin, koska olosuhteet ovat huomattavan erilaiset. Pohjoismainen sähköverkko on kokonaisuudessaan yksinkertainen rakenteeltaan ja käytettävyydeltään kun taas Manner-Euroopan järjestelmä on monimutkainen ja vaikeasti hallittava. Näin ollen myös pullonkaulojen hallinta sekä rajasiirtojen kohdentaminen ovat Manner-Euroopassa monimutkaisempia prosesseja kuin Pohjoismaissa. Menetelmiä on käytössä useita ja yleistä on että yksi valtio käyttää eri menetelmiä eri maiden välisillä rajayhteyksillä. Näin ollen tilanne vaikuttaa entistä monimutkaisemmalta. Euroopan Unioni pyrkii osaltaan vapauttamaan ja yhdenmukaistamaan eurooppalaisia sähkömarkkinoita vastaamaan paremmin vapaan kilpailun periaatteita. Luotettava ja tehokas tiedonkulku maiden välillä liittyy myös oleellisesti sähkömarkkinoiden toimivuuteen ja sitä kautta pullonkauloihin sekä rajasiirtoihin. Tulevaisuudessa päästökaupan tiukentuessa ja energian hinnan kallistuessa maiden välisten rajasiirtokapasiteettien tarpeen voidaan olettaa kasvavan entisestään. Kysynnän kasvaessa voidaan olettaa että myös mielenkiinto menetelmien kehittämiseen kasvaa ja uusia kilpailijoita syntyy markkinoille. Monet maat ovatkin siirtyneet tai siirtymässä entistä enemmän markkinapohjaisten, tehokkaiden menetelmien käyttöön pullonkaulojen hallinnassa. Myös rajasiirtokapasiteettien määrittelemisessä siirryttäneen tulevaisuudessa uusien ja tehokkaanpien menetelmien pariin.

19 8. Lähteet [1] REGULATION (EC) No 1228/2003 OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL of 26 June 2003 on conditions for access to the net work for cross-border exchanges in electricity [asetus]. 15.7.2003 [viitattu 24.6.2008]. Saatavissa: http://eur-lex.europa.eu [2] L.J de Vries. 2001. Capacity allocation in a restructured electricity market: tech nical and economic evaluation of congestion management methods on intercon nectors. Power Tech Proceedings, 2001 IEEEPorto Volume 1, 10-13 Sept. 2001 Page(s):6 pp. vol.1 [3] I. Androcec, M.Sc.; I. Wangensteen, PhD. Different Methods for Congestion Management and Risk Management. Probabilistic Methods Applied to Power Systems, 2006. PMAPS2006. International Conference on 11-15 June 2006 Page(s):1-6 [4] Partanen J., Viljainen S., Lassila J., Honkapuro S., Tahvanainen K. Sähkömark kinat - opetusmoniste. 2007, LTY. ISBN 951-764-819-9. [Viitattu 3.7.2008]. Saatavissa: http://www.ee.lut.fi/fi/opi/kurssit/sa2710400/materiaalit.html [5] KOMISSION TIEDONANTO NEUVOSTOLLE JA EUROOPAN PARLA MENTILLE. Kertomus rajat ylittävää sähkön kauppaa koskevan asetuksen (EY) N:o 1228/2003 soveltamisesta saaduista kokemuksista. 15.5.2007 [viitattu 7.7.2008]. Saatavissa: http://eur-lex.europa.eu [6] Net Transfer Capacities (NTC) and Available Transfer Capacities (ATC) in the Internal Market of Electricity in Europe (IEM) Information for User. ETSO. 19.6.2001 [viitattu 7.7.2008]. Saatavissa http://www.etso-net.org [7] Definitions of Transfer Capacities in liberalised Electricity Markets. ETSO. 19.6.2001 [viitattu 8.7.2008]. Saatavissa http://www.etso-net.org [8] Development and Implementation of a Coordinated Model for regional and In ter-regional Congestion Management. ETSO. 10.4.2008 [viitattu 8.7.2008]. Saatavissa http://www.etso-net.org

20 [9] Statistical Yearbook 2005. UCTE. [viitattu 8.7.2008]. Saatavissa http://www.ucte.org/publications/statsyearbook [10] Internetsivusto: http://www.rte-france.com [viitattu 9.7.2008] [11] Internetsivusto: https://www.etsovista.org [viitattu 10.7.2008] [12] Flow-based Market Coupling. A Joint ETSO-EuroPEX Proposal for Cross-Bor der Congestion Management and Integration of Electricity Markets in Europe. ETSO/EuroPEX. 12.2004. [viitattu10.7.2008]. Saatavissa http://www.europex.org [13] Analysing the day-ahead prices on APX, EEX & TSO-auctions. Margaret Arm strong, Sarra Mrabet & Alain Galli. 29.11.2004. [viitattu10.7.2008]. Saatavissa http://www.cerna.ensmp.fr [14] Internetsivusto: http://www.terna.it [viitattu 15.7.2008] [15] An Overview of Current Cross-border Congestion Management Methods in Eu rope. ETSO, May 2006. [viitattu 15.7.2008] saatavissa http://www.etso-net.org [16] Internetsivusto: http://www.swissgrid.ch [viitattu 28.7.2008] [17] A4 Appendix 4: Coordinated Operational Planning. UCTE, 03.05.2006 [viitattu 18.12.2008] saatavissa http://www.ucte.org/activities/systemoperation [18] EEX Intraday Power Trading Release 2.0. 16.01.2008. [viitattu 28.12.2008] Saatavissa: http://www.eex.com/en/document/4135/intradaypowertradinguser Manual_Prod_ReviewV2_03.pdf [19] PowerNext User Guide, February 2008, [viitattu 28.12.2008] Saatavissa: http://www.powernext.fr/modules/pwndl/download/files/eng/dam_user guide_trading_auction_oct08.pdf [20] Trading Rules Spot Market Products Electric Power, 12.06.2006. [viitattu28.12.2008] Saatavissa: http://www.wienerborse.at/mmdb/11/3/4940.pdf [21] GME s Electricity Market: Purposes, Organisation and Operation, 9.2.2004. [viitattu 28.12.2008]. Saatavissa: http://www.mercatoelettrico.org/en/menubib lioteca/documenti/20041027electricitymarketmanual.pdf