Verkkotoimikunta
2 Agenda Kantaverkkotariffi /Jussi Jyrinsalo Ajankohtaiset / Kari Kuusela, Petri Parviainen Häiriöt kantaverkossa / Aila Itäpää Puuvarmuus ja toimintamallit /Mikko Jalonen Tuulivoimaliityntöjen tilannekatsaus ja kokemukset/ Seppo Tupeli Loissähkö / Petri Parviainen Voimalaitoskyselyn tulokset / Petri Parviainen
Kantaverkkotariffin 2016 kehittäminen Jussi Jyrinsalo
4 Kantaverkkotariffi 2016 - aikataulutus Hankkeen käynnistys Energiavirasto Keskustelu tariffirakenteesta sekä loistehon ja loistehoreservin käsittelystä Energiavirasto Kantaverkkopalvelun ehtojen vahvistaminen Kevät 2014 Kevät 2015 1.1.2016 Toimintaympäristö Strategia Organisointi 2013 Strategiset valinnat Tariffirakenteen vaihtoehtoja Maksukomponentit Loisteho- ja loistehoreserviperiaatteet Tariffirakenteen valinta Tarvittavat sopimusmuutokset Sopimusluonnos Syksy 2014 Kantaverkon nimeäminen Tariffi 2016 verkkopäivässä Kantaverkkosopimus 2016-2019 Syksy 2015 Uusi sopimuskausi 1.1.2016 Uudet sopimukset voimaan Neuvottelukunta 18.3 Strategiset valinnat Evästykset tariffirakenteelle Neuvottelukunta 19.5 Tariffirakennevaihtoehdot Vaikutukset tyyppiasiakkaille Loisteho- ja loistehoreserviperiaatteet Neuvottelukunta 28.8 Tariffirakenne ja maksukomponentit Asiakaskeskustelut tariffirakenne sopimusmuutokset Neuvottelukunta Kantaverkkopalvelun ehdot Asiakaskeskustelut sopimusehtomuutokset allekirjoitukset
5 Tariffiasetannan lähtökohdat Lisäpalveluilla oma hinnoittelu Aiheuttamisperiaate Reguloitu tuotto Aiheuttamisperiaate Avoimuus Tasapuolisuus Rakenteen selkeys ja yksinkertaisuus Tariffi 2016 EU:n tariffiregulaatio Tehokkuus Vastuullisuus Alueellinen tasahinnoittelu Yksi tarjousalue Suomessa
6 Investointiperuste miksi investointi tehdään Verkko- ja reservi-investoinnit 2006 2022
7 Tuotannon maksuissa tasapainotetaan useita näkökulmia Aiheuttamisperiaate, kustannusvastaavuus Osuus esim. häviöistä, reserveistä tai investoinneista Eurooppalainen regulaatio Regulaatio 2012 - Tuotannon maksu /MWh 0,0 1,2 1,6 1,4 1,2 1 0,8 0,6 0,4 0,2 Tuotannon maksut (* Itämeren alueella *) ENTSOE tariffivertailu 2013 0 Norja Ruotsi Suomi Tanska Puola Viro Saksa Latvia Liettua
8 Nykyinen tuotannon tariffin regulaatio Commission Regulation (EU) No 838/2010 Annual average transmission charges paid by producers is annual total transmission tariff charges paid by producers divided by the total measured energy injected annually by producers to the transmission system of a Member State For the calculation set out at Point 3, transmission charges shall exclude: (1) charges paid by producers for physical assets required for connection to the system or the upgrade of the connection; (2) charges paid by producers related to ancillary services; (3) specific system loss charges paid by producers. Point 3: the value of the annual average transmission charges paid by producers in Denmark, Sweden and Finland shall be within a range of 0 to 1,2 EUR/MWh
9 Kantaverkkopalvelun tariffikomponentit Muistin virkistämiseksi Kantaverkosta otto Jakeluverkko Kantaverkkoon anto Tuotanto Kantaverkkoon anto Kulutus Kantaverkosta otto Kulutus = Kantaverkon liityntäpiste = Jakeluverkon liityntäpiste Tuotanto Yksikköhinnat /MWh 2014 Kulutusmaksu, talvi 4,22 Kulutusmaksu, muu aika 2,11 Kantaverkosta otto 0,95 Kantaverkkoon anto 0,85 2014 keskihinta: noin 4,0 /MWh Talviaika 1.1-31.3 1.11-31.12 muu aika 1.4-31.10
10 Kantaverkkotariffi 2016 - strategiset vaihtoehdot tariffin lähtökohdiksi 1. Maksujen energia- vs tehopohjaisuus? 2. Kantaverkon käyttöön (otto/anto) vs tuotantoon ja/tai kulutukseen kohdistuva tariffi? 3. Maksujen jakautuminen tuotannon ja kulutuksen kesken? 4. Eri tyyppisen ja kokoisen tuotannon ja kulutuksen yhtäläinen kohtelu?
11 Teho- vai energiapohjainen tariffi Nykytilanne kantaverkkotariffi on täysin energiapohjainen tariffi jakeluverkkotariffeissa n. 35 % on kiinteää tehopohjaista ja suunnitelmissa on kasvattaa edelleen tätä osuutta Kysymyksiä kantaverkon tariffikehitykseen: verkossa siirtyvä teho - ei energia - määrittää verkon siirtokapasiteettitarpeen, tulisiko tämän näkyä tariffirakenteessa ja miten? kulutuksen tai tuotannon huipunkäyttöaika vaikuttaa eri tavoin tehoja energiapohjaisissa tariffeissa, miten se tulisi ottaa huomioon?
12 Kulutus- ja kuormitusmaksujen suhde Nykytilanne kulutuskomponentti kattaa 75 %, kuormitus (otto/anto) 25 % Kysymyksiä miten kaiken tuotannon ja kulutuksen markkinoille pääsy (kulutuskomponentti) tulisi painottaa kantaverkosta ottoon tai antoon (kuormituskomponentti) nähden? pitäisikö kulutus- ja kuormitusmaksujen suhdetta muuttaa, ja mihin suuntaan?
13 Tuotannolle kohdistettava maksuosuus Nykytilanne tuotanto maksaa 10 % kantaverkon kustannuksista Kysymyksiä mikä on tuotannon oikeudenmukainen osuus kantaverkkokustannuksista? liittymispisteen takana kuormituksen rinnalla oleva tuotanto netottuu paikallisen kulutuksen kanssa, tulisiko myös tälle tuotannolle kohdistaa kantaverkkomaksuja? kuorma kasvaa yleensä hitaasti, mutta tuotannon lisäykset usein askelmaisia ja edellyttävät nopealla aikataululla kantaverkon investointeja, tulisiko tämä huomioida kantaverkkomaksuissa ja miten?
14 Tuotannon ja kulutuksen tasapuolinen kohtelu Nykytilanne kaikki tuotanto liitetään yhtäläisin periaattein kantaverkkoon ja kulutus samoin Kysymyksiä uusiutuvan ja yhteistuotannon osalta on esiintynyt EU-tason näkemyksiä näiden priorisoidusta verkkoon pääsystä, tuliko uusiutuvan ja yhteistuotannon osalta menetellä nykytilanteesta poikkeavalla tavalla? tulisiko tuotanto-/kulutuskohteen koolla olla erillinen vaikutus (siis energia-/tehokomponentin lisäksi) siihen kohdistuvaan kantaverkkotariffiin, esim. vaatimiensa verkkoinvestointien suhteessa?
15 Asiakaskunnan evästeitä Nykyinen tariffirakenne on keskeisiltä osiltaan nähty toimivana ja selkeänä Tariffin yksinkertaisuutta, selkeyttä ja ennustettavuutta pidettiin tärkeinä Selvitettäviä asioita maltillinen tehokomponentti osana tariffia tuotannon maksuosuuden kasvattaminen lähemmäs aiheuttamisperiaatetta
16 Tariffin vaihtoehtoisia ajatuksia Tuotanto Kulutus
17 Sähköntuotannolle kohdistettavat kustannukset Esimerkkejä kohdistamisvaihtoehdoista Häviöt jaetaan kustannukset tasan tuotannolle (50%) ja kulutukselle (50%) kantaverkkoon anto vaikuttaa häviöiden määrään Reservikustannukset kantaverkkopalvelulle kohdistuvat reservikustannukset jaetaan tasan tuotannolle (50%) ja kulutukselle (50%) jos kohdistetaan energiapohjaisena antoenergiana, säilytetään yksinkertaisuus jos kohdistetaan energiapohjaisena tai tehopohjaisena kaikelle tuotannolle (>1 MVA), kustannusvastaavuus toteutuu, mutta yksinkertaisuus kärsii Verkkoinvestoinnit kohdistetaan kaikelle sähköntuotannolle (>1 MVA) sen aiheuttama 20% osuus verkkoinvestoinneista (ks. edellisen kokouksen materiaali)
18 Esimerkkilaskelmia sähköntuotannolle kohdistettavista kuluista (huom. pyöristetyt luvut) Häviöt Reservit (antoenergia) Reservit (Suomen sähkön tuotanto, energia) Reservit (Suomen sähkön tuotanto, teho) Verkkoinvestoinnit 50% kuluista kohdistetaan kantaverkkoon annolle 50% kuluista kohdistetaan kantaverkkoon annolle 50% kuluista kohdistetaan koko Suomen sähkön tuotannolle 50% kuluista kohdistetaan koko Suomen sähkön tuotannolle 20% investoinneista kohdistetaan koko Suomen sähkön tuotannolle vuositasolla 25 M vuositasolla 25 M vuositasolla 25 M vuositasolla 25 M vuositasolla 35 M (tuotannolle kohdistettu osuus) antoenergia 40 TWh antoenergia 40 TWh energia 70 TWh sähkön tuotantokapasiteetti 15 500 MW sähkön tuotantokapasiteetti 15 500 MW 0,6 /MWh 0,6 /MWh 0,35 /MWh 1 500 /MW,a 2 000 /MW,a
19 Ajatuksia kustannusten kohdistamisesta sähkön kulutukselle Kulutuksen tehomaksun määrittäminen hankalaa liittymispistekohtaisesti tai asiakaskohtaisesti jos pidetään kiinni yksinkertaisesta tariffirakenteesta, tehomaksuja ei kannata ottaa käyttöön Talviarkipäivän korkeampi energiamaksu jäljittelee teholuonteisia maksuja. Suhde esimerkkilaskelmissa 3,5 (nyt 2,0). Esimerkkilaskelmissa talvikausi sama kuin tehoreservissä eli joulukuu-helmikuu ja talviarkipäivän päiväjakso klo 7-21
20 Kommentoidut rakennevaihtoehdot Komponentti 2014 yksikköhinnat Kulutus, talvi/talviarki Kulutus, muu aika /MWh 1) Häviöt ja reservit kohdistetaan antoenergialle /MWh 2a) Häviöt kohdistetaan antoenergialle ja reservit voimalaitosten tuotantoenergialle /MWh 2b) Häviöt kohdistetaan antoenergialle ja reservit voimalaitosten liittymistehoon /MWh 3) Kuten 2a, minkä lisäksi infrakustannukset kohdistetaan voimalaitosten liittymistehoon /MWh 4,22 7,9 7,9 7,9 7,0 2,11 2,3 2,3 2,3 2,0 Kantaverkosta otto Kantaverkkoon anto Tuotanto Tuotannon keskihinta *) Tuotannon osuus kantaverkkotulosta 0,95 0,9 0,9 0,9 0,8 0,85 1,2 0,6 0,6 0,6 0,35 1500 /MW,a 0,35 /MWh + 2000 /MW,a 0,5 0,7 0,7 0,7 1,2 10 % 14 % 14 % 14 % 23 % *) Tuotannon keskihinta laskettu koko Suomen sähköntuotannolle
21 Esimerkkilaskelma: rakennevaihtoehtojen vaikutuksia eri tyyppiasiakkaille Tyyppiasiakkaiden laskutusmuutos ( /MWh) Asiakas Tarkennus 2014 tariffin mukainen keskimääräinen yksikköhinta /MWh 1) Häviöt ja reservit kohdistetaan antoenergialle /MWh 2a) Häviöt kohdistetaan antoenergialle ja reservit voimalaitosten tuotantoenergialle /MWh 2b) Häviöt kohdistetaan antoenergialle ja reservit voimalaitosten liittymistehoon /MWh 3) Kuten 2a, minkä lisäksi infrakustannukset kohdistetaan voimalaitosten liittymistehoon /MWh Teollisuuskuluttaja Pitkä käyttöaika 3,95-0,28-0,28-0,28-0,67 Teollisuuskuluttaja/ tuottaja Tuulivoimatuottaja Myös vastapainetuotantoa Kantaverkkoliityntä 3,66-0,24-0,12-0,14-0,29 0,85 +0,35 +0,10 +0,29 +0,81 Perusvoiman tuottaja Pitkä käyttöaika 0,85 +0,35 +0,10-0,06 +0,35 Kaupunkijakeluyhtiö Omavarainen 3,40 +0,02 +0,18 +0,20 +0,24 Alueellinen jakeluyhtiö Ei sähköntuotantoa 4,14-0,13-0,13-0,13-0,56 Lauhdetuottaja Lyhyt käyttöaika 0,85 +0,35 +0,10 +0,50 +1,10
22 Asiakaspalauteyhteenveto tariffivaihtoehdot Palaute saatu 10 yritykseltä/yhteisöltä Jatko nykyisellä tariffimallilla kannatusta palautteissa 2+1 yhtiötä/yhteisöä Vaihtoehto 1 (häviöt ja reservit verkkoon annolta) tässä vain kantaverkkoon liitetty tuotanto maksaa reserveistä Vaihtoehto 2a (häviöt annolta, reservit kaikelta tuotannolta, energia) yksi yhtiö kannatti varauksella Vaihtoehto 2b (häviöt annolta, reservit kaikelta tuotannolta, teho) kannatusta palautteissa 5 yhtiötä kuitenkin halutaan netotuksen säilyvän Vaihtoehto 3 (kuten 2a, lisäksi osuus verkosta, teho) ei kannatusta kyselyssä (eräät jakeluverkkoyhtiöt, aiemmin kannatusta)
23 Toisaalta muita huomioita asiakaspalautteessa Tuottajat kommentoivat sähköntuotannon maksuosuuden korotuksen heikentävän tuotannon kilpailukykyä Tuottajat näkivät, että tuotannon tehomaksu tulisi vastata todellista tuotantokykyä Nähtiin, että jakeluverkoissa oleville voimalaitoksille ei tulisi asettaa maksuja Netotusmahdollisuuden säilyttäminen nähtiin tärkeänä Verkkoyhtiöt kommentoivat kulutusmaksua kulutuksen talviajan tulisi olla yhteneväinen jakeluverkon talviajan kanssa voimakas talviarkipäiväpainotus olisi mahdotonta ennakoida jakeluverkon asiakashinnoittelussa
24 Johtopäätelmät jatkokehittämiselle Asiakaspalaute huomioon ottaen valittiin jatkokehittämiseen tariffirakenteet vaihtoehto 2b, tuotannolle maltillinen tehokomponentti, joka kattaa puolet reservikustannuksista, kohdistetaan koko Suomen sähköntuotannolle: => vaihtoehto A rakenteellisesti kuten vaihtoehto 2b, mutta reservikustannusten lisäksi osa verkkoinvestoinneista kohdistetaan tuotannolle tehokomponenttina, edellistä vaihtoehtoa suurempi tehokomponentti pienentää hieman kulutusmaksuja => vaihtoehto B Lyhyen käyttöajan tuotannon huomiointi hätäkäyttöön (< 500 h) *) rinnastettavilla laitoksilla energiapohjainen tariffi siten, että 500 h käyttöajalla vastaa tehokomponenttia *) IED-direktiivi
25 Jatkokehitysvaihtoehdot keskustelun pohjaksi Komponentti Kulutus, talvi/talviarki Kulutus, muu aika Kantaverkosta otto Kantaverkkoon anto Tuotanto Tuotannon keskihinta *) Tuotannon osuus kantaverkkotulosta 0-vaihtoehto 2014 yksikkö-hinnat /MWh Vaihtoehto A Häviöt kohdistetaan antoenergialle ja reservit voimalaitosten liittymistehoon /MWh Vaihtoehto B Kuten A, minkä lisäksi infrakustannukset kohdistetaan voimalaitosten liittymistehoon /MWh 4,22 7,9 7,0 2,11 2,3 2,0 0,95 0,9 0,8 0,85 0,6 0,6 1500 /MW,a 1500 + 2000 /MW,a 0,5 0,7 1,2 10 % 14 % 23 % *) Tuotannon keskihinta laskettu koko Suomen sähköntuotannolle
26 Agenda Kantaverkkotariffi /Jussi Jyrinsalo Ajankohtaiset / Kari Kuusela, Petri Parviainen Häiriöt kantaverkossa / Aila Itäpää Puuvarmuus ja toimintamallit /Mikko Jalonen Tuulivoimaliityntöjen tilannekatsaus ja kokemukset/ Seppo Tupeli Loissähkö / Petri Parviainen Voimalaitoskyselyn tulokset / Petri Parviainen
27 Fingridin agendalla parhaillaan 3-vuotisten kunnossapitosopimusten tarjoukset saatu Paljon projekteja kyselyssä, useita hankintasopimuksia paljon myös valmistuvia projekteja alkusyksystä Elvis tsemppaus Kesästä selvittiin pienin 'vaurioin' vaikka ukkosrintamia kulkikin Suomen yli tiheään mobiilialustainen MVR ja muut katselmukset käynnistetty
28 Ajankohtaiset Estlink 2 paluukaapelin jatkos petti Petäjäskoski- Letsi 400kV johdon pysyvä vika 03.07.2014 21:32. Ruotsin puolella katkesi vaihejohdin. Johto saatiin käyttöön vajaassa kahdessa vuorokaudessa. Ossauskoski - Kalix pylväsvaurio 8.8.2014; henkilöauto törmäsi katkaisi pylvään toisen puolen harukset. Pylväs kuitenkin pysyi pystyssä, mutta oli kriittisessä tilassa sortumisen suhteen. MUUT HAVAINNOT Forssan sähköasematyömaalla kuparivarkaita
29 Ajankohtaiset TYÖTURVALLISUUDEN PARANTAMINEN. Toteutettu putoamissuojauksen pilotointi 110 kv kiertoerottimelle Visulahdessa.
30 Ajankohtaiset Leppikoski-Seitenoikea 110 kv johdolla 28.7.2014 tapahtuneessa ukkoshäiriössä räjähti saman vaiheen johtokatkaisijat molemmilla kentillä. Posliinikappaleita levisi n. 30 m etäisyydelle 360 asteen sektorille
31 Työturvallisuus - Ajankohtaiset Vuoden 2014 tilanne 21.8.2014 Poissaoloon johtaneet tapaturmat (LTI1) 3 0-päivää tapaturmat (MTI) A vakavuusluokan tapahtuma 1 kpl C vakavuusluokan tapahtumat 1 kpl Läheltä piti tilanteet A Vakavuusluokan tapahtumat 7 kpl B Vakavuusluokan tapahtumat 3 kpl C vakavuusluokan tapahtumat 10 kpl 2 20 Poissaoloon johtanut tapaturma (3 työkyvyttömyyspäivää) 5.8.2014 Vähänummen sähköasemahankkeessa Vakavuusluokka B Palvelutoimittaja suorittaa tarkemman tutkinnan ja toimittaa raportin 26.8.2014 mennessä. Asentaja porasi asennus c-kiskoon laajennusreikää kahdeksasta millistä 10 millin pultille. Kesken porauksen akkuporakoneen terä jumittui reikään alkaen samalla pyörittää c-kiskoa terän mukana. Kisko osui asentajaa jalkaan ja jalka kipeytyi. Ei murtumaa.
32 Rakentaminen hankintapäätöksiä: Pirttikoski (Siemens), Tuovila&Pyhänselkä (Infratek), Kuolajärvi (ABB), Siikajoki-Pyhänselkä (Eltel) Uusnivalan tarjoukset evaluoitavana ulkona olevat tarjouspyynnöt: Petäjäskoski, Petäjävesi, Kalajoki-Siikajoki, Keminmaa, Kittilänjärvi-Niinisuo johdinvaihto ja Raasakan johtojärjestelyt; seuraavaksi Siikajoki, Vajukoski ja Taival- & Ossauskoski. Keminmaa-Takakumpu Vähänummi, Ontojoki ja Ontojoki-Tihisenniemi valmistumassa syyskuussa, Meltaus ja Pyhävesi syys-lokakuussa Ulvilassa ja Kristinestadissa 110 kv käyttöönotot menossa, johdolla viimeinen 400 kv kiristysväli työn alla kokonaisuus valmistumassa lokakuun lopussa kunhan ABB:n huoltama muuntaja ehtii Hikiä-Forssa työmaalla perustustyöt puolivälissä, Siikajoen ja Hirvisuon maarakennusurakat käynnissä työturvallisuus- ja työmaaraportointitablettisovellus käyttöön valituilla työmailla
33 Kantaverkon rajaus Helsingissä Selvitettävänä olevat 400 kv kaapelireitit
34 Itämeren alueen sähkömarkkinat skandinaavinen sähkön hinta on historiallisen edullinen nettotuonti noin 20 prosenttia Suomen kulutuksesta "Mini Baltic Ring" 2016 Latvian ja Liettuan markkinaintegraation loppuunsaattaminen NordBalt-yhteys 2016 (700 MW) kohti Eurooppaa Liettua-Puola-yhteys 2016 (500 MW) NO 2 25,1 NO 1 25,2 DK DK 1 1 29,8 DE 32,4 NO 4 30,4 SE 2 30,6 SE 3 30,8 SE 31,1 4 Elspot-hinnat (EUR/MWh) ja pääsiirtosuunnat (TWh) 1-6/2014 F SE 1 30,6 9,4 2,0 FI EE 35,3 LV 46,3 LT 46,3 34,9 1, 3
35 Agenda Kantaverkkotariffi /Jussi Jyrinsalo Ajankohtaiset / Kari Kuusela, Petri Parviainen Häiriöt kantaverkossa / Aila Itäpää Puuvarmuus ja toimintamallit /Mikko Jalonen Tuulivoimaliityntöjen tilannekatsaus ja kokemukset/ Seppo Tupeli Loissähkö / Petri Parviainen Voimalaitoskyselyn tulokset / Petri Parviainen
Merkittävimmät häiriöt kesä 2014 Aila Itäpää Verkkotoimikunta
37 Merkittävät häiriöt kesä 2014 Käyttöhäiriöitä - Vuolijoen sarjakondensaattorin ohituserottimen korjaus 5.6.2014. Sarjakondensaattorin palautuskytkentää tehtäessä 4.6 iltapäivällä ohituserottimesta ACSC2 Q4 ei sulkeutunut kuin yksi vaihe. Seuravana aamuna tehtiin erottimen korjaus, jonka vuoksi kotimaasta tilattiin 40 MW erikoissäätöä hintaan 120 /MWh tunnille 8 (seuraavat tunnit ja tehot olisivat olleet 1000 /MWh). Venäjältä tilattiin hätätehona tunneille 8-15 energiaa yhteensä 1267 MWh. Yhteensä kustannuksia tapahtumasta tuli 78 799. - Tihisenniemi - Palokangas 110 kv katkaisija laukesi työvirheen vuoksi 12.6.2014 Paikalliskytkijä oli suorittamassa Tihisenniemen sähköasemalla jälleenkytkentöjen estoa Palokankaan kenttään. Paikalliskytkijän työvirheen vuoksi kyseisen kentän katkaisija laukesi. Häiriön vaikutuspiirissä oli 11 613 loppukäyttäjää minuutin ajan. KAH arvoa syntyi 46 263. 14.8.2014 Arto Pahkin
38 Merkittävät häiriöt kesä 2014 Käyttöhäiriöitä - Forssa - Lieto 110 kv johdolle kolmivaiheinen oikosulku suunnitteluvirheen vuoksi 13.6.2014 Käyttöönotto-ohjelmassa oli Liedon aseman alastulojohtimien purkaminen jäänyt huomioimatta. Varakentäksi jääneen kentän alastulojohtimet irrotettiin portaalista ja johto otettiin suunnitelman mukaisesti käyttöön. Häiriö aiheutti jännitekuopan Forssan alueella. - Estlink 2 käyttöönotto viivästyi useista syistä johtuen 16.6.2014. Varaosien saannin takia, sekvenseissä ja hälytysten kuittauksissa esiintyvien ongelmien vuoksi käyttöönotto viivästyi. Häiriön takia ei tehty erikoissäätöä, eikä käynnistetty varavoimalaitoksia. Estlink 2:n kapasiteetti oli pois Elspot-markkinoilta käyttöönoton viivästymisen takia 17.6 klo 16 asti. - Estlink 1 jäähdytysjärjestelmä vikaantui 25.06.2014 Häiriö johtui jäähdytysjärjestelmän venttiilin vikaantumisesta. Venttiilin akselin hitsaus oli revennyt irti asennusvirheen takia. Häiriön takia ei tehty erikoissäätöä, eikä käynnistetty varavoimalaitoksia. Suomen ja Viron välistä Elbas kapasiteettia rajoitettiin Estlink 1 verran. Linkki annettiin kaupalliseen käyttöön 26.6 klo 21.00. 14.8.2014 Arto Pahkin
39 Merkittävät häiriöt kesä 2014 Käyttöhäiriöitä - Fennoskan 1 häiriö Ruotsin puolella olleen vian seurauksena (muuntajan käämikytkin) 30.6.2014 Häiriön tapahduttua tilattiin erikoissäätöä tunnille 0-1 308 MW ja tunnille 1-2 140 MW. Erikoissäädöt jatkuivat tunnista 6 seuraavan vuorokauden ensimmäiseen käyttötuntiin asti. Varavoimalaitoksilla tuotettiin yhteensä 1970 MWh. Vastaostokustannukset olivat 864 070. Elbas-kapasiteettia Suomen ja Ruotsin välillä rajoitettiin häiriön jälkeen. 1.7 ei annettu Fenno-Skan 1:n kapasiteettia Elspot-markkinoille. - Nordned häiriö 30.6.2014 Nordned irtosi täydestä viennistä 700 MW. Taajuus heilahti 50,33-49,89 HZ. 14.8.2014 Arto Pahkin
40 Merkittävät häiriöt 6-2014 Käyttöhäiriöitä - Petäjäskoski-Letsi 400 kv johto laukesi katkenneen vaihejohdon vuoksi 3.7.2014 Johto kytkettiin eroon ja maadoitettiin aamulla 4.7. Liitoksesta katkennut vaihejohdin korjattiin ja johto saatiin takaisin käyttöön 5.7.2014 klo 3.29. Kaasuturpiineja käynnistettiin, erikoissäätöä ja hätätehoa tilattiin. Elspot kapasiteetti rajattiin seuraavalta päivältä. Kaasuturpiineilla tuotettiin ja vastakauppaa tehtiin yhteensä 1 275 025 :lla. - Ulvila - Kankaanpää 110 kv johto laukesi Ulvilan kytkentöjen yhteydessä 7.7.2014 Ulvilan vanhan 110 kv aseman toisioiden muutoksia ei oltu huomioitu projektin suunnittelussa. Kankaanpään kentän salparele ja saman piirin aikarele olivat myös rikki. Häiriö aiheutti noin 12 minuutin sähkökatkon Ulvila-Kankaanpää voimajohdolle liittyneille asiakkaille ja vaikutti yhteensä n. 15 600 loppukäyttäjään. KAH arvoa syntyi 232 000. - Ulvila - Kankaanpää 110 kv johto laukesi releen vaihdon yhteydessä 11.7.2014 Häiriö aiheutti noin 1 minuutin sähkökatkon Ulvila-Kankaanpää voimajohdolle liittyneille asiakkaille ja vaikutti yhteensä n. 15 600 loppukäyttäjään. KAH arvoa syntyi 101 000. 1.9.2014
41 Merkittävät häiriöt kesä 2014 Käyttöhäiriöitä - Kristinestad - Närpiö 110 kv laukesi asiakkaiden kytkennöissä 22.7.2014 Asiakkaiden kytkiessä Kaskisten tehtaita varayhteyden perään oli maadoitukset jääneet Kaskisten tehtaille. Kristiinan ja Vaskiluodon tuotantoa tuli alas. - Estlink 1 häiriöt jäähdytysjärjestelmän takia 26.7.2014 Syynä laukeamisiin oli jäähdytysjärjestelmän laukeaminen Espoon asemalla sekä ilmeisesti myös jonkinlaiset tietokoneongelmat Harkussa. Häiriö ei aiheuttanut ongelmia kantaverkon siirtokapasiteettien suhteen, eikä varavoimalaitoksia ei jouduttu käynnistämään. Suomen ja Viron välillä tehtiin vastakauppaa siirtämättä jääneen energian verran n. 1500 MWh josta syntyi Fingridille 57 236 kustannukset. Estlink 1:n kapasiteetti otettiin pois Elbas-markkinalta siltä ajalta kun linkki oli pois käytöstä. - Valajaskoski-Permantokoski 110 kv voimajohdolle sattunut salamanisku aiheutti laajenevan vian kantaverkkoon Lapissa 28. ja 30.7.2014 Maanantaina 28.7 häiriön seurauksena neljä Rovakairan 110 kv muuntajaa oli sähköttä 11-19 minuuttia sekä kolme Rovakairan ja yksi Liikenneviraston 110 kv muuntaja oli sähköttä minuutin. Valajaskosken Viirinkankaan suunnan (Rovaniemen kaupunki) tehot ovat nousseet vasta vajaan kahden tunnin päästä häiriöstä, vaikka jännite palautui johdolle pikajälleenkytkennällä. Vajukoski-Sirkka johdolla Suurkuusikon kaivos oli sähköttä minuutin ajan, mutta suurin osa kaivoksen prosesseista saatiin ylös vasta myöhemmin. Kemijoen vesivoimalaitoksille häiriöt eivät aiheuttaneet suurta haittaa. Keskiviikon 30.7 häiriöllä oli vaikutusta ainoastaan Permantokosken vesivoimalaitoksen ajoon. Rovanimen Verkon Ounasvaaran asemalla oli hajonnut virtamuuntaja. 14.8.2014 Arto Pahkin
42 Merkittävät häiriöt 6-2014 Käyttöhäiriöitä - Leppikoski-Seitenoikea ukkoshäiriö 28.7.2014 Seitenoikean ja Leppikosken asemilta oli räjähtänyt T-vaiheen katkaisijat. Lisäksi Leppikoskelta oli vaurioitunut aseman ohittava AE02Q6 erotin, AE02 kentän virtamuuuntajat ja Fortumin muuntajan tähtipisteen ylijännitesuoja. 19 000 Loiste Sähköverkon asiakasta oli sähköttä 12 min Seitenoikean kiskon ollessa jännitteetön. Leppikosken voimalaitos irtosi verkosta 5 MW tehosta ja omakäytöllä olleet Emäjoen voimalaitokset Seitenoikea, Ämmä ja Aittokoski voimalaitokset erosivat verkosta. Lisäksi Metelin asema oli aikajälleenkytkennän ajan sähköttä. KAH arvoa syntyi 375 000. 14.8.2014 Arto Pahkin
43 Merkittävät häiriöt kesä 2014 Käyttöhäiriöitä - Pirttikosken kaksi häiriötä työvirheistä 6.8.2014 Pirttikosken muuntajan T1 220 kv katkaisija laukesi työvirheistä klo 13.24. Samalla laukesi Pirttikoskelta Kokkosnivan suunnan 220 kv johtokatkaisijan, jolloin koko Pirttikosken 220 kv kytkinlaitos ja sen takana oleva asiakkaan 110 kv kytkinlaitos ja alueverkko jäivät jännitteettömiksi. Häiriöt aiheuttivat seitsemän ja kahden minuutin sähkökatkot laajalle alueelle Koilismaalla ja Kaakkois-Lapissa. Jännitteettömänä olivat muun muassa Carunan Posion, Ranuan ja Kuusamon 110 kv sähköasemat. Myös Vanttauskosken, Seitakorvan ja Jumiskon vesivoimalaitoksille aiheutui tuotantokatkokset. Ennen häiriötä kantaverkkoon siirtyi Pirttikosken muuntajan T2 ja Kokkosnivan 220 kv johdon kautta tehoa 204 MW. - Estlink 2 häiriö (kaapelivika Viron puolella) 8.8.2014 Estlink2 tippui aamuyöstä verkosta. EstLink2 paluupiirissä on Siemensin lausunnon mukaan todennäköisesti kaapelivika Viron puolella, koska Eleringin tarkistuksissa Viron puoleisessa kaapelipäätteessä tai kentältä ei löytynyt mitään vikaa. Suomen pää oli partioitu jo aikaisemmin. - Ossauskoski-Kalix 220 kv pakotettu siirtokeskeytys 8.8.2014, henkilöauto ajoi harukset poikki Henkilöauto törmäsi Ossauskoski-Kalix 220 kv voimajohdon pylvään nro 162 haruksiin Tornion Kukkolankoskella. Törmäyksen seurauksena pylvään toisen puolen harukset (2 kpl) katkesivat. Pylväs kuitenkin pysyi pystyssä. Ei henkilövahinkoja. Tervolan tuulipuistoon oli ongelmia saada paikalliskytkijää. Ei merkittäviä vaikutukisa siirtoihin. Johto saatiin käyttöön saman päivän aikana ja lopullinen korjaus tehdään ensiviikon tiistaina. 14.8.2014 Arto Pahkin
44 Merkittävät häiriöt kesä 2014 Käyttöhäiriöitä Kemiön 110 kv:n kytkinlaitos oli jännitteettömänä 18.8.2014 minuutin ajan samanaikaisten kytkentöjen seurauksena. KAH-arvo oli 65000. Eristinketjun yli ollut risu aiheutti 18.8.2014 Varkaus Kontiolahti 110 kv häiriön. Häiriön seurauksena syntyneet sähkökatkokset kestivät 11 30 minuuttia ja KAH-arvoa synttyi 83 000. Seinäjoki Rännäri 110 kv irtosi verkosta 24.8.2014 ukkosen takia. 3900 asiakasta oli sähköttä 15 minuuttia. Häiriö pitkittyi vioittuneen katkaisijan vuoksi Estlink 1 käyttö keskeytyi 29.8.2014. Harkun asemalla oli pienessä tulipalossa tuhoutunut jäähdytysputkistoa. arvioitu käyttöönotto on 4.9.2014 1.9.2014 Aila Itäpää
45 Agenda Kantaverkkotariffi /Jussi Jyrinsalo Ajankohtaiset / Kari Kuusela, Petri Parviainen Häiriöt kantaverkossa / Aila Itäpää Puuvarmuus ja toimintamallit /Mikko Jalonen Tuulivoimaliityntöjen tilannekatsaus ja kokemukset/ Seppo Tupeli Loissähkö / Petri Parviainen Voimalaitoskyselyn tulokset / Petri Parviainen
Kantaverkon puuvarmuus ja toimintamallit Verkkotoimikunta
Kasvusto johtoalueella
48 Raivaukset Toteutamme johtoaukeiden kasvuston raivausta raivauskiertoihin pohjautuen. Käytämme raivauksissa mekaanisia raivausmenetelmiä, emme kemikaaleja. Olemme koonneet raivausten toimintatavat raivaajan käsikirjaksi. Tarkastuksissa palvelutoimittajamme havainnoivat johtoaukealla liian pitkäksi kasvaneen kasvuston ja kirjaavat sen tarkastajan käsikirjan mukaan asianmukaiseen kiireellisyysluokkaan.
49 Toimintamalli raivauksissa Sovitamme raivauskierrot kunkin johdon paikallisten olosuhteiden mukaisesti. Raivauskierrot 5-8 vuotta, erikoiskohteissa käytämme tätäkin lyhyempää kiertoa. Kiertoaikoja ja työkohteita hallitaan omaisuudenhallintajärjestelmällä. Pidämme yllä raivaustoimittajista toimittajarekisteriä. Rekisterissä vuosittain noin 25 toimittajaa. Tilaamme raivaukset työkohteittaisen kilpailutuksen perusteella. Vuosittain noin 10 raivausurakoitsijaa, jotka käsittelevät noin 6000 ha johtoaukeaa. Toimittaja mittaa johtoaukean leveyden ja merkitsee johto-aukean reunan kuitunauhamerkillä raivausten yhteydessä. Mikäli johtoaukea ei ole lunastuksen mukaisessa leveydessä, toimittaja kaataa ns. kaventumapuut lisätyönä. Raivausten yhteydessä toimittaja ei kaada reunavyöhykepuustoa. Raivaamme johdoilla sijaitsevia erikoiskohteita (luonnonsuojelualueet, pihat yms.) niille laadittujen kohdekohtaisten erillisohjeiden mukaisesti. Ilmoitamme maanomistajille raivauksista kirjeitse. Raivaukset nähtävissä myös internetissä. Maanomistajilla on mahdollisuus hoitaa itse kasvustonkäsittely ns. raivaussopimusalueilla. Raivausten yhteydessä nämä kohteet tarkastetaan ja liian pitkä kasvusto kaadetaan. Teemme laadunvarmistusta tarkastamalla raivaajan leveysmittausten paikkaansa pitävyyden ja raivaustyön laadun suurimmalta osalta raivauskohteita.
50 Viime vuosina tehdyt muutokset Olemme lyhentäneet raivauskiertoja merkittävästi. Olemme teettäneet tutkimuksia johtoaukeiden merkityksestä luonnon monimuotoisuudelle. Tutkimukset puoltavat nykyisiä raivauskiertoaikoja. Olemme poistaneet johtoaukean kaventumapuita voimallisesti 7-8 vuoden ajan. Tuolloin aloitettiin johtoaukean leveyden systemaattinen mittaaminen ja merkitseminen. Olemme poistaneet pihapuita aiempaa voimallisemmin. Olemme koonneet kaikki raivaajan tarvitsemat ohjeet raivaajan käsikirjaksi. Olemme kehittäneet raivaustenhallintasovelluksen, jolla hallitaan raivausalueet, raivauskierrot sekä raivaustyöt. Reunavyöhykkeet voidaan hallita samalla sovelluksella. Olemme lisänneet raivausten laadunvarmistusta palkkaamalla joka alueelle kesätyöntekijän kiertämään raivatut kohteet läpi.
3.10.2014 Kasvustonkäsittelyn hallintajärjestelmä
52 Reunavyöhykekäsittely Toteutamme pitkän aikavälin reunavyöhykekäsittelyn suunnitelmaa. Hoidamme reunavyöhykkeitä Metsätalouden kehittämiskeskus Tapion "Suurjännitejohtojen, 110-400 kv, reunametsien hoito" ohjeen mukaan. Reunavyöhykekäsittely perustuu kiertoaikoihin sekä arvioon reunavyöhykkeen tilasta. Käytämme käsittelymenetelminä helikopterisahausta ja reunavyöhykkeiden hakkuuta. Toimittajamme kirjaa voimajohtotarkastuksissa reunavyöhykkeellä ja sen takana olevat vaarallisiksi katsottavat puut. Nämä poistetaan erillistyönä.
53 Toimintamalli reunavyöhykekäsittelyssä Sovitamme helikopterisahaukset ja reunavyöhykesavotat paikallisten olosuhteiden mukaisesti. Helikopterisahauksen jälkeen toteutamme hakkuusavotan noin 10-15 vuoden kuluttua. Käsittelyaikoja voidaan hallita omaisuudenhallintajärjestelmässä. Pidämme yllä reunavyöhykehakkuu-urakoitsijoiden toimittajarekisteriä. Rekisterissä vuosittain noin 5 toimittajaa. Tilaamme helikopterisahaukset ja hakkuut työkohteittaisen kilpailutuksen perusteella. Vuosittain noin 5 hakkuu-urakoitsijaa, jotka käsittelevät noin 700 km reunavyöhykettä (hakkuut 500 km, heko 200 km). Huomioimme johdoilla sijaitsevat erikoiskohteet (luonnonsuojelualueet, pihat yms.) ja käsittelemme reunavyöhykkeet niille laadittujen kohdekohtaisten erillisohjeiden mukaisesti. Maanomistajilla on mahdollisuus kaataa reunavyöhykepuut itse ennen hakkuusavotan alkamista. Reunavyöhykekäsittelyn yhteydessä nämä kohteet tarkastetaan ja liian pitkä kasvusto kaadetaan. Hakkuut toteutetaan avaimet käteen periaatteella eli hakkuu-urakoitsija hoitaa maanomistajakontaktit, hakkuut, puukaupan sekä tilitykset maanomistajille. Maksamme hakkuukustannukset, jolloin maanomistaja saa puusta täyden hinnan. Siirrämme markkinatilanteen edellyttäessä hankkeet seuraavalle vuodelle.
Reunametsien hoitosuositus 54
55 Viimevuosina tehdyt muutokset Vakiinnutimme reunavyöhykehakkuiden toimintamallin Yhteinen hankintamenettely Valittu toimittaja järjestää puille yhteismyynnin ja kilpailuttaa puiden ostajat Fingrid maksaa hakkuukulut ja myynnin järjestämisen kulut Laadimme pitkän ajan reunavyöhykekäsittelyn suunnitelman (10- vuotissuunnitelma) Tarve lisätä käsittelyä johtuu käsittelykierron umpeutumisesta HEKO-sahausten sijaan käytettävä enenevässä määrin hakkuita Käsittelymäärät eivät ole vuosittain tasaisesti jakautuneita Edellinen huippu vuosituhannen vaihteessa Asutuskeskuksissa soveltuva menetelmä ja kiertoaika voi poiketa metsässä tehtävästä käsittelystä Tarkastimme helikopterisahauksen laatua laserkeilauksella.
56 Agenda Kantaverkkotariffi /Jussi Jyrinsalo Ajankohtaiset / Kari Kuusela, Petri Parviainen Häiriöt kantaverkossa / Aila Itäpää Puuvarmuus ja toimintamallit /Mikko Jalonen Tuulivoimaliityntöjen tilannekatsaus ja kokemukset/ Seppo Tupeli Loissähkö / Petri Parviainen Voimalaitoskyselyn tulokset / Petri Parviainen
Siirtokapasiteetin varmistaminen strategia ja toiminnansuunnittelu
58 Sisäiset prosessit Siirtokapasiteetin varmistaminen Toimintaympäristö - Siirtokapasiteetin varmistaminen Tuotantokapasiteetti kasvaa nopeammin kuin kulutus, mutta muuttuu samalla joustamattomammaksi. Sähkön kulutus kasvaa Pohjoismaissa maltillisesti. Teollisuuden sähkönkulutus vähenee Suomessa - kasvu palveluissa ja yksityisessä kulutuksessa. Rajajohtojen ja niiden siirtokyvyn merkitys kasvaa läpisiirtojen kasvun ja säätävän voimantuotannon vähentymisen myötä. Ydinvoimahankkeiden aikatauluissa ja toteutumisissa merkittävää epävarmuutta. Lukuisat tuulivoimahankkeet siirtyvät suunnitteluvaiheesta toteutukseen. Muita energiamuotoja korvataan sähköllä, mutta samalla energiatehokkuus ja hintajousto paranevat. Energian varastointitekniikat kehittyvät. Lukuisat johtohankkeet saattavat aiheuttaa vastustusta ja lisätä imagoriskiä. Ympäristö sääntely kiristyy ja vaatimukset vastuullisesta toiminnasta kasvavat. Ulkomaisten yritysten ja työntekijöiden määrä kasvaa ja laitteita toimitetaan entistä enemmän Euroopan ulkopuolelta. Toimittajien uusien työntekijöiden kokemattomuus vaikuttaa toiminnan laatuun ja työturvallisuuteen. Ilmastonmuutos lisää sään vaihteluja ja mahdollisten ääri-ilmiöiden yleistymistä.
59 Teemme investoinnit ja kunnossapidon turvallisesti ja tehokkaasti Siirtokapasiteetti riittää asiakkaiden ja markkinoiden tarpeisiin Varmistamme asiakkaiden laitteistojen liittämisen ja teknisen yhteensopivuuden Kehitämme verkkoa yhteistyössä asiakkaiden ja muiden sidosryhmien kanssa Ennakoimme tulevat siirtotarpeet Hyödynnämme verkon kapasiteetin täysimääräisesti Toimintamme on kustannustehokasta Luomme joustoja investointiohjelmaan mm. tehden YVA:t, lunastukset ja suunnittelun ennakoiden Käynnistämme hankkeet investointiperusteiden täytyttyä Optimoimme verkkokomponenttien elinkaaren Varmistamme alan palveluiden saatavuuden ja hankimme tehokkaasti Laatumme on oikein mitoitettu Varmistamme, että verkko on turvallinen ja työturvallisuus on korkealla tasolla Pidämme yllä verkon komponenttien korkean käytettävyyden Otamme ympäristö- ja maankäyttökysymykset pitkäjänteisesti huomioon Kehitämme osaamista, toimintatapoja ja työkaluja jatkuvasti
MEUR 60 Fingridin verkkoinvestoinnit 2000-2023 280 260 240 220 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 Estlink Reservivoimalaitokset Fenno-Skan 2 Kolmas yhdysjohto Kotimaan verkko Epävarmuutta riippuen ydinja tuulivoimahankkeista, 3:nnen yhdysjohdon toteutuksesta ja Helsingin verkkoratkaisusta sekä Fenno-Skan 1 kaapelin kunnosta
61 Joustava ja pitkäjänteinen investointistrategia 2014-2024 Fenno-Skan 2 Forssan varavoimalaitos Yllikkälä - Huutokoski Hyvinkää - Hikiä EstLink 2 Ulvila - Kristinestad Hikiä - Forssa Hirvisuo - Pyhänselkä Lieto - Forssa Hikiä - Orimattila - Koria Helsingin seudun verkon kehittäminen Petäjävesi - Pyhänselkä Keminmaa - Pyhänselkä Pohjoinen yhdysjohto Suomi - Ruotsi Ydinvoiman ja tuulivoiman verkkoon liittäminen 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Tuovila Hirvisuo 400 kv rakenteen kantaverkko 400 kv rakenteilla kantaverkon perusratkaisut Keminmaa Pyhänselkä 2014-2024 400 kv voimajohtoja noin 1 500 km 110 kv johtoja noin 1 000 km YVA-menettely / esisuunnittelu Yleissuunnittelu ja luvitus Rakentaminen Kristinestad Ulvila Petäjävesi Forssa Hiki ä Kori a Huutokoski Yllikkäl ä Liet o
62 Agenda Kantaverkkotariffi /Jussi Jyrinsalo Ajankohtaiset / Kari Kuusela, Petri Parviainen Häiriöt kantaverkossa / Aila Itäpää Puuvarmuus ja toimintamallit /Mikko Jalonen Tuulivoimaliityntöjen tilannekatsaus ja kokemukset/ Seppo Tupeli Loissähkö / Petri Parviainen Voimalaitoskyselyn tulokset / Petri Parviainen
63 Loistehoajatuksia Loisteho liittymispisteessä Loistehoreservi Petri Parviainen
64 Tarkennuksia loisteho- ja loistehoreserviperiaatteisiin Loisteho on tekninen tekijä ja loistehon taloudellisella ohjauksella on pyrittävä käyttöteknisesti ja verkon siirtokyvyn kannalta järkevään toimintatapaan Loistehon seurantaa tarkennetaan, hinnoittelu uudistetaan kaapeloinnin määrä kasvaa (säävarma verkko) keskeytystilanteiden hallinta, tuotanto ja verkko eriytetty entistä selkeämmin loisteho mitatattaisiin ja laskutettaisiin liittymispisteittäin, vastuut selkeät Loistehoreservi olisi velvoiteperustainen, korvauksesta luovuttaisiin laitoksen täyttäessä VJV:n vaatimukset ei aiheuta lisäinvestointeja maksuperuste vaikeasti perusteltavissa Fingrid maksaisi sopimastaan loistehosta liittyjältä keskeytystilanteet Tuotantopiste Kulutus- ja tuotantopiste Jakeluverkko Kulutuspiste Kulutus Tuotanto
65 Loissähkö ja loistehoreservi - nykykäytäntö Loissähkö mitataan liittymispisteittäin, mutta loistehon käytön seuranta tapahtuu ensisijaisesti alueittain loissähkörajojen ylittyessä kantaverkon käyttöä häiritsevästä ylityksestä neuvotellaan Fingridillä on oikeus laskuttaa ylityksen aiheuttanutta liittymispisteen haltijaa. Loissähkörajojen ylityksestä laskutetaan 3 000 /MVAr loissähköikkunan ylittävältä osalta sekä loisenergiasta 10 /MVArh Fingrid suorittaa Asiakkaalle korvauksen loistehoreserveistä kantaverkkoon liittyneiden yli 10 MVA generaattoreiden osalta Korvaus suoritetaan tuotetun pätöenergian vuotuisen nettotuotannon perusteella Korvauksen perustana oleva yksikköhinta on 400 kv liitettyjen generaattoreiden osalta 2,4 snt / MWh sekä 220 ja 110 kv liitettyjen generaattoreiden osalta 1,2 snt / MWh
66 Loisseurantaikkuna ja sen määräytyminen nykyisin Loisseurantaikkunan suuruus määräytyy liittymispisteen ottoenergian ja huipun käyttöajan perusteella ottaen huomioon liittymispisteen takainen tuotanto lisäämällä 10 % suurimman laitoksen nimellistehosta tai 2,5 % nettotuotannosta 5000 tunnin käyttöajalla ja valiten näistä suurempi: Ensisijaisesti seurataan loisaluetta Loiskuva esittää seuranta-alueen tai liittymispisteen loisenergian käytön suhdetta pätöenergiaan. Jokainen sininen piste vastaa yhden tunnin (P,Q)-mittausparia. Qs-raja tarkoittaa loissähkön ottoa ja Qs1 antoa.
67 Mikä muuttunut toimintaympäristössä? Lähtökohdat ja perusteet tarkennuksille Tuotanto-, myynti- ja verkkotoiminta ovat eriytyneet aiempaa selkeämmin omiksi liiketoiminnoiksi Nykyinen "yhteisvastuullinen" loistehoalue tuottaa vaikeuksia loistehon vastuissa ja hallinnassa (kuka vastaa poikkeamasta?) Loistehoreservin maksuperustetta vaikea perustella selkeästi Jakeluverkkojen kaapelointitarve kasvaa (säävarma verkko) ja lisää loistehontuotantoa jakeluverkoissa Erityisesti ongelmana on jännitetason ylläpito keskeytystilanteissa ja voimalaitosten verkosta poissaolon aikana (mm. kesäajat) Asiakkaiden ilmoitukset kompensoinnin vioista ja keskeytyksistä ja niistä sopiminen osin sattumanvaraista Usealla jakeluverkkoyhtiöillä tariffissaan loistehokomponentti suurasiakkailleen
68 Loistehomenettely liittymispisteessä Kulutuspiste toiminta ja rajat loistehoikkunan mukaisesti Tuotantopiste FG antaa vakiojännitteen säätöarvon ja U/Q-diagrammin eli loistehostatiikan raamit jännitetieto kantaverkkoon liittyviltä voimalaitoksilta Kulutus- ja tuotantopiste (sekapiste) lähtökohtaisesti tulkitaan kulutuspisteeksi puolet loistehoreservikapasiteetista voi käyttää paikallisesti, säätötapana vakiojännitesäätö tuotannon tai kompensoinnin poissaolo (huollot, viat, revisiot jne.)
69 Liittymispistekohtaisen loistehoikkunan määrittäminen Loistehoalueryhmistä luovuttaisiin Loistehoikkuna määriteltäisiin liittymispistekohtaisesti Loistehoikkunan muoto säilyisi entisenä Q s = 0,16 x P otto Q s1 = 0,25 x Q s Loistehoikkunalle minimiraja Q smin >1 MVAr Q s = maksimi loisteho verkosta Q smin = W otto /t k x 0,16 + 0,1 x S P otto = verkosta otettu pätöteho N Q smin = loistehoikkunan minimiarvo Q s1 = maksimi verkkoon syötetty loisteho t k = käyttöaika prosessiteollisuus 7000 h muu kulutus 5000 h W otto = verkosta otettu vuosienergia S N = liittymispisteen takainen suurin generaattori
70 Loistehoreservi olisi velvoitepohjainen Voimalaitosten järjestelmäteknisissä vaatimuksissa (VJV) edellytetään vakiojännitesäätöä ja loistehoreservikapasiteetin ylläpitoa tuotantokoneiston täyttäessä VJV:n ehdot loistehoreservi ei edellytä lisäinvestointeja loistehoreservin aktivoituessa generaattorissa ja muuntajassa syntyy lyhytaikaisesti lisähäviöitä (yleensä enintään 15 min) Korvausperustetta vaikea osoittaa loistehoreservin aiheuttamat lisäkustannukset pieniä kaikki tuotanto osallistuu loistehoreserviin, mutta aktivoinnin osuutta on vaikea määrittää (riippuu paikallisesta jännitteestä) tuotettu energia on virheellinen korvausperuste, keskeistä on verkossa olo Jakeluverkkoon liitetty tuotanto voisi käyttää puolet loistehokapasiteetistaan alueellisesti tuottaja ja jakeluverkon haltija sopivat loistehotasapainon ylläpidosta keskinäisessä sopimuksessaan Kantaverkkoon erikseen pyydetystä loistehosta maksettaisiin loistehosta sovitaan kantaverkkosopimuksessa jakeluverkon kanssa
71 Hinnoitteluperuste loistehotariffille Hahmotelmaa Loistehon otto, rinnakkaiskondensaattori kondensaattorin koko 10 MVAr, 100 k 110 kv kytkinkenttä, hinta 500 k käyttö ja kunnossapito 5 k /a vuotuinen käyttöaika 2000 h Loistehon anto, rinnakkaisreaktori reaktorin koko 30 MVAr / 10 MVAr, 500 k / 300 k 110 kv kytkinkenttä, hinta 500 k käyttö ja kunnossapito 15 k /a vuotuinen käyttöaika 2000 h Taloudelliset lähtökohdat pitoaika 25 a ja laskentakorko 6 % häviöhinta 50 /MWh
72 Loistehon hinnoittelu Hahmotelmaa Nykyinen sopimuskausi loissähkötariffi: loisteho: 3000 /MVAr,kk; loisenergia:10 /MVArh soveltaminen: neuvottelu ensin, jos ylitys enintään 10 h/kk, ei laskutusta hintaperuste 110 kv RC-paristo, 10 Mvar(?) + kenttä, lyhyt käyttöaika Uusi loistehon hinnoitteluajatus loistehon otto: xxx /MVAr,kk + x /MVArh hintaperuste: 10 MVAr RC + 110 kv kenttä, yhteishinta noin 600 k 25 a, 6 % antaa vuosikustannukseksi 50 k häviöt (RC, 0,02 % + verkko) + k + kp 5 k /a loistehon siirto verkossa xx k /a + verkkohäviöt xx k /a loistehon anto xxx /MVAr,kk + x /MVArh hintaperuste: 30/10 MVAr reaktori + 110 kv kenttä, yhteishinta noin 1000 k 25 a, 6 % antaa vuosikustannukseksi 90/70 k häviöt (RE, 0,2 % + verkko) + k + kp 15 k /a loistehon siirto verkossa xx k /a + verkkohäviöt xx k /a
73 Loistehon laskutusesimerkki "Pyöreillä" suurluokka-arvoilla laskettuna Loistehon esimerkkihinnoittelu loistehon otto: 1000 /MVAr,kk loisenergia: 5 /MVArh Liittymispisteen loistehoikkuna kantaverkosta ottoteho: 100 MW veloitukseton loisteho: 16 MVAr Loistehon laskutus esimerkkinä mitattu loisteho kahden tunnin ajan: 26 Mvar laskutettava osuus: (26-16) MVAr = 10 MVAr, 2 h "laskun" suuruus: 10100 10 MVAr x 1000 /MVAr,kk = 10 000 2 h x 10 MVAr x 5 /MVAr = 100
Fingrid välittää. Varmasti.