2/402/ Sähköverkkoliiketoiminnan kehitys ja valvonnan vaikuttavuus 2013

2/402/2014 7.1.2014 Sähköverkkoliiketoiminnan kehitys ja valvonnan vaikuttavuus 2013

2 Sisällysluettelo 1 Johdanto... 3 2 Verkkoliiketoiminnan kehitys ja taloudellinen valvonta... 5 2.1 Siirtohinnat... 5 2.2 Verkkoyhtiöiden kustannukset ja toiminnan tehostaminen... 9 2.2.2 Jakeluverkkoyhtiöiden maksuvalmius... 11 2.2.3 Operatiiviset kustannukset... 12 2.2.4 Tehostamistavoite... 16 2.3 Liikevaihto ja liikevoitto... 17 2.4 Investoinnit, jälleenhankinta- ja nykykäyttöarvo... 19 2.5 Tuotto ja voiton jaon kehittyminen... 26 2.5.1 Pääoman painotettu keskikustannus (WACC)... 26 2.5.2 Jakeluverkkoyhtiöiden yli- ja alijäämät... 27 2.5.3 Konserniavustukset... 30 2.5.4 Liikevoittoprosentti ja sijoitetun pääoman tuotto... 32 3 Tekninen kehitys ja valvonta... 36 3.1 Sähköverkkojen, volyymin ja kapasiteetin kehitys... 36 3.2 Sähkön laatu ja toimitusvarmuus... 39 4 Yhteenveto... 45

3 1 Johdanto Tässä raportissa tarkastellaan verkkoliiketoiminnan taloudellista ja teknistä kehitystä sekä valvonnan vaikutuksia siihen erityisesti toisella valvontajaksolla (2008 2011) ja vuonna 2012 alkaneella kolmannella valvontajaksolla (2012-2015). Aineisto perustuu sähköverkonhaltijoiden Energiaviraston valvontatietojärjestelmään ilmoittamiin sähköverkkoyhtiöiden valvontatietoihin sekä tilinpäätöksiin ja toimialaa koskeviin tilastoihin. Sähkönjakeluverkot toimivat luonnollisessa monopoliasemassa ja taloudellisesti tehokkain tilanne saavutetaan ainoastaan yhdellä toimijalla tietyllä markkina-alueella. Monopoliaseman seurauksena syntyvää hyvinvointitappiota voidaan sääntelyn ja sen mukaisen viranomaisvalvonnan keinoin vähentää sääntelemällä ja valvomalla hinnoittelua niin, että monopolin ei ole mahdollista ylihinnoitella palveluaan. Tämän lisäksi valvotaan verkkopalvelun ehtojen läpinäkyvyyttä, tasapuolisuutta ja laatua. Sääntelyllä on myös varmistettava, että liiketoiminnan kannustimet ovat tehokkaita ja että omistajilla on halukkuutta sijoittaa ja investoida verkkotoimintaan. Vuonna 2012 sähkön siirtohinnoittelun kohtuullisuuden valvonnassa siirryttiin kolmannen valvontajakson myötä uudistettuihin valvontamenetelmiin ja syyskuussa 2013 voimaan tuli uusi sähkömarkkinalaki, jonka yhtenä tarkoituksena on sähköverkon kehittämisen ja varautumisen kautta parantaa sähkönjakelun toimitusvarmuutta verkonhaltijoiden valitsemilla parhailla ja kustannustehokkaimmilla keinoilla. Energiaviraston vahvistamat valvontamenetelmät (kuva 1.) sisältävät sähköverkkotoimintaan sitoutuneen pääoman arvostusperiaatteet, sitoutuneen pääoman kohtuullisen tuoton ja verkkotoiminnan tuloksen määritystavat sekä verkkotoiminnan kannustimet, joita ovat investointikannustin, laatukannustin, tehostamiskannustin, ja innovaatiokannustin sekä toimitusvarmuuskannustin (tämä kannustin on käytössä vuosina 2014 ja 2015). Lähtökohtana on mahdollistaa riittävät investoinnit, jotka edistävät toimitusvarmuutta, sekä parantaa kustannustehokkuutta. Näiden tekijöiden pohjalta Energiavirasto määrittelee kunkin sähköverkonhaltijan verkkotoiminnan kohtuullisen tuoton ja vertaa sitä kyseisen sähköverkonhaltijan toteutuneeseen oikaistuun tulokseen.

Kuva 1. Kolmannen valvontajakson (2012 2015) valvontamenetelmien keskeisimmät elementit ja valvontamenetelmien toimintaperiaate. 4

5 2 Verkkoliiketoiminnan kehitys ja taloudellinen valvonta Toisen valvontajakson jälkimmäisellä puoliskolla useat sähkönjakeluverkon haltijat kokivat myrskyjä, jotka vaikuttivat sähkön toimitusvarmuuden lisäksi joidenkin yhtiöiden taloudelliseen tulokseen. Kolmannen valvontajakson ensimmäisenä vuonna 2012 verkonhaltijat eivät kohdanneet yhtä suuria haasteita, vaikka myrskytuhot ja lumikuormat vaikuttivat edelleen jossain määrin toimintaan. Viimeisten vuosien aikana sähköverkkoyhtiöt kohtasivat haasteita sekä taloudellisen että teknisen toimintaympäristön suhteen. Näistä tekijöistä huolimatta verkkoyhtiöiden taloudelliset toimintaedellytykset säilyivät hyvinä ja esimerkiksi liikevaihto, liikevoitot, voitonjaon erät sekä alijäämät kasvoivat vielä toisen valvontajakson aikana. Suurin osa yhtiöistä kykeni kehittämän toimintaansa, parantamaan sähkön toimitusvarmuuteen liittyviä tekijöitä ja kasvattamaan liikevaihtoaan. Valvontamenetelmien vaikutuksia verkkoyhtiöiden toimintaan voidaan analysoida tutkimalla kehitystä taloudellisten tunnuslukujen ja tilastojen pohjalta. Tässä luvussa arvioidaan verkkoliiketoiminnan taloudellista kehitystä ja valvonnan vaikutuksia erityisesti toisella ja kolmannella vuonna 2012 alkaneella valvontajaksolla. Tämän lisäksi siirtohintoja tarkastellaan pidemmillä, aina vuoden 2013 syksyyn jatkuvilla aikasarjoilla. 2.1 Siirtohinnat Sähkön reaaliset siirtohinnat pysyivät vakaalla tasolla koko viime vuosikymmenen alkupuolen. Ensimmäisellä valvontajaksolla (2005-2007) reaaliset hinnat laskivat tai pysyivät lähes muuttumattomina. Vuonna 2008 alkaneella toisella valvontajaksolla yhtiöt kompensoivat ensimmäisen valvontajakson alijäämiä ja siirtohinnat nousivat aina vuoteen 2010 asti, jonka jälkeen hinnat ovat pysyneet reaalisesti lähes samalla tasolla. Kuvassa 2.1 on esitetty kolmen käyttäjäryhmän (kerrostalo 2000 kwh/v, pientalo 5000 kwh/v ja 18 000 kwh/v) keskiarvona koko Suomen reaalinen verottomien siirtohintojen muutos viimeisen kymmenen vuoden aikana. Reaaliset keskimääräiset siirtohinnat ovat pysyneet näillä kolmella alhaisemman kulutuksen käyttäjäryhmillä viimeisen kolmen vuoden aikana lähes muuttumattomina. Vuonna 2012 alkaneella kolmannella valvontajaksolla hinnat ovat hieman laskeneet.

6 120 115 110 105 100 95 90 85 80 10/2003 1/2004 4/2004 7/2004 10/2004 1/2005 4/2005 7/2005 10/2005 1/2006 4/2006 7/2006 10/2006 1/2007 4/2007 7/2007 10/2007 1/2008 4/2008 7/2008 10/2008 1/2009 4/2009 7/2009 10/2009 1/2010 4/2010 7/2010 10/2010 1/2011 4/2011 7/2011 10/2011 1/2012 4/2012 7/2012 10/2012 1/2013 4/2013 7/2013 10/2013 Verottomat reaaliset siirtohinnat (kolmen käyttäjäryhmän keskiarvo) Kuva 2.1 Verottomien reaalisten siirtohintojen kehitys vuodesta 2003 (perusvuosi) kolmen käyttäjäryhmän keskiarvona (kerrostalo 2000 kwh/v, pientalo 5000 kwh/v ja 18 000 kwh/v). Kuvassa 2.2 on kuvattu verollisen ja verottoman reaalisen siirtohinnan sekä sähkön kokonaishinnan kehitys keskimääräisen pientalon 18 000 kwh:n vuosikulutuksella koko maan keskihintana viimeisen kymmenen vuoden aikana. Veroton siirtohinta on noussut reaalisesti noin 11 prosenttia kymmenessä vuodessa. Nousu keskittyi vuosiin 2008 2009. Vuoden 2010 jälkeen hinnat ovat pysyneet lähes samalla tasolla. Energiaverojen korotus näkyy voimakkaana verollisen siirtohinnan nousuna vuoden 2011 alussa ja verolliset siirtohinnat ovatkin nousseet yli 30 prosenttia kymmenen vuoden takaiselta tasolta. Myös sähkön kokonaishinta on noussut reaalisesti suunnilleen saman verran. Tämä nousu on jakautunut tasaisemmin kymmenen vuoden ajanjaksolla, mutta merkittävä osuus viime vuosien kokonaishinnan noususta on ollut seurausta energiaverojen korotuksista. Kolmen viimeisen vuoden aikana hinnat ovat reaalisesti laskeneet muutamia prosentteja. Kyseisellä käyttäjäprofiililla sähkön kokonaishinta on laskenut vuoden 2011 huipputasolta lähes 6 prosenttia. Verollinen ja veroton keskimääräinen siirtohinta on laskenut korkeimmalta tasolta kahdesta kolmeen prosenttia. Myöskään tällä kulutusprofiililla uuden valvontajakson alkaminen vuoden 2012 alussa ei näytä vaikuttaneen sähkön siirtohintaan koko maan keskimääräisten hintojen suhteen.

7 indeksi 150 140 130 120 110 100 90 80 10.2003 1.2004 4.2004 7.2004 10.2004 1.2005 4.2005 7.2005 10.2005 1.2006 4.2006 7.2006 10.2006 1.2007 4.2007 7.2007 10.2007 1.2008 4.2008 7.2008 10.2008 1.2009 4.2009 7.2009 10.2009 1.2010 4.2010 7.2010 10.2010 1.2011 4.2011 7.2011 10.2011 1.2012 4.2012 7.2012 10.2012 1.2013 4.2013 7.2013 10.2013 Verolliset reaaliset kokonaishinnat (siirto- ja energiahinnat) Verottomat reaaliset siirtohinnat Verolliset reaaliset siirtohinnat Kuva. 2.2 Sähkön reaaliset verottomat siirtohinnat, sekä verollinen kokonaishinta (pientalo 18 000 kwh/v) 2002-2013. Käyttäjäryhmien välisissä hinnoissa on suuria kulutettuun sähkön määrään liittyviä eroja. Kuvassa 2.4 on useiden tyyppikäyttäjien verottomat siirtohinnat vuodesta 2008 vuoden 2013 heinäkuuhun. Nimelliset hinnat pysyivät tasaisena vuoteen 2009, jolloin erityisesti pienempien kuluttajien hinnat nousivat. Nimellinen hintojen nousu näissä ryhmissä on ollut noin 23-25 prosenttia, kun esimerkiksi keskisuurella teollisuudella alle 20 prosenttia. Siirtoverkon ylläpidon kustannukset eivät yleensä ole suoraan riippuvaisia siirretystä sähkön määrästä ja siksi kulutetulla sähkönmäärällä ei ole täysin kiinteää yhteyttä siirtohintoihin. Hinnoittelun pohjana on yleisesti käytössä yhtenäinen aikaperusteinen perusmaksu, jonka lisäksi tulee siirretyn sähkön määrästä riippuva maksu.

8 Keskihinta (snt/kwh) 8,00 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 Kerrostalo 2000 kwh/v. Pientalo 18 000 kwh/v Pientalo 5000 kwh/v. Keskisuuri teollisuus 2 milj. kwh/v 0,00 Kuva 2.4 Eräiden tyyppikäyttäjien sähkön verottoman siirtohinnan kehitys toisella valvontajaksolla 2008-2013 (keskihinnat snt/kwh). Sähkön siirron kustannukset määräytyvätkin pääosin sähkön siirrossa käytettävän verkon pääoma-, käyttö- ja kunnossapitokustannusten mukaan. Sähkön siirtohinnoittelu voi vaihdella huomattavasti eri yhtiöiden välillä. Kuvassa 2.5 on esitetty edellä mainitun kolmen käyttäjäryhmän verottoman keskihinnan keskiarvo jakeluverkkoyhtiöittäin toukokuussa 2013. Hinnat eivät sisällä arvonlisäveroa, sähköveroa tai huoltovarmuusmaksua. Yhtiökohtainen vaihtelu siirtohinnoissa on suurta. Halvimmalla jakeluverkkoyhtiöllä hinta on noin 2,6 snt/kwh ja kalleimmalla yli 9 snt/kwh. Kaikkien yhtiöiden keskimääräinen keskihinta näiden käyttäjäryhmien keskiarvona on noin 4,4 snt/kwh. Siirtohinnoittelun suuren vaihtelun taustalla on usein jakelualueiden toimintaolosuhteiden eroavaisuudet. Pelkästään tiiviillä taajama-alueella toimivan verkonhaltijan kustannusrakenne poikkeaa harvaan asutulla maaseutualueilla toimivan verkonhaltijan kustannusrakenteesta. Harvempaan asutuilla maaseutumaisilla jakelualueilla verkonhaltijalla on hoidettavanaan selvästi suurempi verkkopituus asiakasta kohden kuin esimerkiksi tiiviisti asutuissa kaupungeissa.

9 snt/kwh 10,00 9,00 8,00 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 Kuva 2.5 Sähkön siirron veroton verkonhaltijakohtainen keskihinta kolmen käyttäjäryhmän keskiarvona (kerrostalo 2000 kwh/v, pientalo 5000 kwh/v ja 18 000 kwh/v) yhtiöittäin 1.5.2013. 2.2 Verkkoyhtiöiden kustannukset ja toiminnan tehostaminen Yksi valvonnan tavoitteista on verkonhaltijan toiminnan tehostaminen ja kustannustehokkuus. Tässä luvussa tarkastellaan jakeluverkkoyhtiöiden kulurakennetta, maksuvalmiutta, operatiivisia kustannuksia ja toiminnan tehostamista erityisesti toisen ja alkaneen kolmannen valvontajakson tietojen perusteella. 2.2.1 Jakeluverkkoyhtiöiden kulurakenne Kuvassa 2.6 on esitetty jakeluverkkoyhtiöiden kuluerien suhde kokonaistuotoista vuonna 2012. Häviösähkön hankintakulut olivat vuonna 2012 yhteensä noin 105,2 (102,9) 1 miljoonaa euroa, alue- ja kantaverkkopalvelumaksut noin 223,5 (167,8) miljoonaa euroa ja muut ulkopuoliset palvelut noin 197,1 (204,7) miljoonaa euroa. Henkilöstökulut olivat yhteensä noin 124 (119,6) miljoonaa euroa. Poistoja ja arvonalentumisia tehtiin noin 262,5 (247,3) miljoonalla eurolla. Muiden kulujen yhteenlaskettu määrä oli noin 274,3 (267,8) miljoonaa euroa ja selvästi suurin osuus yhteensä 455,5 (397) miljoonaa euroa kokonaistuotoista kohdistui liikevoittoon. Verrattuna aikaisempiin vuosiin eri kuluerien suhteelliset osuudet ovat pysyneet lähes samalla tasolla tarkasteltaessa kaikkien jakeluverkkoyhtiöiden yhteenlaskettuja tietoja. Merkittävimpiä muutoksia olivat kantaverkkopalvelumaksujen osuuden 1 Suluissa edellisen vuoden luvut

10 nouseminen 11 prosentista 14 prosenttiin samoin kuin liikevoittojen ja muiden ulkopuolisten palveluiden suhteellisen osuuden nousu noin kahdella prosenttiyksiköllä. Häviösähkön hankintakulut nousivat suhteessa edelliseen vuoteen noin 2 prosenttia ja henkilöstökulut noin 3,7 prosenttia. Poistot ja arvonalentumiset nousivat lähes kuusi prosenttia, muut kulut noin 2,3 prosenttia ja kulut muista ulkopuolisista palveluista laskivat noin 3,8 prosenttia suhteessa edellisvuoteen. Merkittävin muutos kulurakenteessa olivat alue- ja kantaverkkopalvelumaksujen nousu yli 24 prosenttia suhteessa edelliseen vuoteen. Kokonaisuudessaan jakeluverkkotoiminnan kulut nousivat noin 6,4 prosenttia edellisvuodesta. Liikevoitto 28 % Häviösähkön hankintakulut 6 % Alue- ja kantaverkkopalvelumaksut 14 % Muut ulkopuoliset palvelut 12 % Muut kulut 17 % Henkilöstökulut 7 % Poistot ja arvonalentumiset 16 % Kuva 2.6 Jakeluverkkoyhtiöiden suhteellinen kulurakenne vuonna 2012

11 2.2.2 Jakeluverkkoyhtiöiden maksuvalmius Yrityksen maksuvalmiuden tunnuslukuna käytetään yleisesti current ratiota, joka mittaa yrityksen mahdollisuutta selviytyä lyhytaikaisista veloista rahoitusomaisuudella ja vaihto-omaisuudella. Tunnusluvun yleisenä tavoitearvona voidaan pitää kahta. Kuvassa 2.7 on esitetty tunnusluvun keskiarvon ja mediaanin kehitys jakeluverkkoyhtiöillä toisen valvontajakson ja kolmannen valvontajakson ensimmäisen vuoden aikana. Tunnusluvun mediaani on laskenut jakson alun tasolta noin kahteen prosenttiin ja keskiarvo noin 3,5 prosenttiin vuonna 2011 ja on pysynyt lähes samalla tai hiukan korkeammalla tasolla myös vuonna 2012. Maksuvalmiuden tunnusluku näyttää keskimäärin heikentyneen viimeisen kolmen vuoden aikana vaikka keskimääräinen taso on säilynyt edelleen erittäin hyvällä tasolla. Vähän yli puolella 83 jakeluverkkoyhtiöstä tunnusluku saa vähintään tavoitearvon 2 ja yli kymmenellä yhtiöllä ollaan alle yhden tasolla. Erot yhtiöiden välillä ovat hyvin suuria ja niiden taustalla on joissakin tapauksissa myös laskennallisia tekijöitä. Alhaisimmalla neljänneksellä current ratio tunnusluvun keskiarvo on yhden tuntumassa ja parhaalla neljänneksellä se saa keskimäärin yli yhdeksän prosentin arvon. 6% 5% 4% 3% 2% 1% 0% 2008 2009 2010 2011 2012 keskiarvo mediaani Kuva 2.7 Jakeluverkkoyhtiöiden current ratio tunnusluku toisella ja kolmannella valvontajaksolla

12 2.2.3 Operatiiviset kustannukset Kolmannen jakson valvontamenetelmissä tehokkuuden mittaamiseksi määritellään sähköverkkotoimialan tuottavuuden kasvumahdollisuus ja selvitetään erot verkonhaltijoiden välisessä kustannustehokkuudessa, sekä määritellään yrityskohtainen tehostamispotentiaali suhteessa tehokkaimpiin verkonhaltijoihin. Yleisen tehostamistavoitteen tarkoituksena on kannustaa kaikkia, myös tehokkuusmittauksessa tehokkaaksi havaittua, verkonhaltijaa tehostamaan toimintaansa yleisen tuottavuuskehityksen mukaisesti Valvontamenetelmissä tehostamiskannustin muodostuu verkonhaltijalle asetettavasta verkonhaltijakohtaisesta tehostamistavoitteesta sekä verkonhaltijalle määritettävistä kohtuullisista tehostamiskustannuksista. Yrityskohtainen tehostamistavoite lasketaan StoNED 2 -menetelmällä ja otetaan huomioon verkonhaltijan toteutuneen oikaistun tuloksen laskennassa. Yhtiön toimintaa voidaan pitää kustannustehokkaana, kun toimintaan käytetyt panokset ovat pienet suhteessa toiminnasta saataviin tuotoksiin. Panosmuuttujina käytetään verkonhaltijan tehostamiskustannuksia, jotka muodostuvat kontrolloitavissa olevien operatiivisten kustannusten ja keskeytyskustannusten puolikkaan summasta. Kolmannella valvontajaksolla panosmuuttujaan ei enää sisälly sähköverkon jälleenhankinta-arvosta laskettua tasapoistoa, joka edelleen kannustaa verkonhaltijoita kasvattamaan investointitasoaan. Tuotosmuuttujina käytetään edelleen verkonhaltijan kulutukseen ja verkkoihin siirretyn energian määrää, sähköverkon kokonaispituutta ja asiakasmäärää. Toteutuneiden koko sähköverkkotoiminnan operatiivisten kustannusten indeksikorjattukehitys vuodesta 2005 vuoteen 2012 on esitetty kuvassa 2.8. Jakeluverkkoyhtiöiden kustannukset ovat pysyneet vakaalla alle 400 miljoonan euron tasolla vuoteen 2009 asti. Vuonna 2010 kustannukset nousivat lähes 420 miljoonaan euroon ja vuonna 2011 edelleen yli 490 miljoonaan euroon. Operatiivisten kustannusten reaalinen nousu jakeluverkkoyhtiöillä toisen valvontajakson ensimmäisestä vuodesta kolmannen jakson ensimmäiseen vuoteen on ollut yli 29 prosenttia. Kaikkien jakeluverkkoyhtiöiden yhteenlaskettuun operatiivisten kustannusten kasvuun on vaikuttanut monien yhtiöiden jakelualueella vuosina toisen valvontajakson loppupuolella tapahtuneet myrskyt, jotka vaikuttivat osittain kustannuksiin yli vuodenvaihteen myös vuoden 2012 puolelle. 2 Stochastic Non-smooth Envelopment of Data

13 550000 500000 450000 400000 350000 300000 250000 200000 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Toteutuneet kontrolloitavat operatiiviset kustannukset (tuhatta euroa) Kuva 2.8 Toteutuneet kontrolloitavat operatiiviset kustannukset yhteensä jakeluverkkoyhtiöillä (tuhatta euroa, indeksikorjattu). Kuvassa 2.9 on esitetty jakeluverkkoyhtiöiden nimelliset kontrolloitavat operatiiviset kustannukset ja tehostamistavoitteen mukaiset kustannukset vuodesta 2005 vuoteen 2012. Vuosina 2006 ja 2007 toteutuneet kustannukset ovat olleet suunnilleen samalla tasolla tehostamistavoitteen mukaisten kustannuksien kanssa. Tämän jälkeen vuosien 2008 ja 2009 aikana toteutuneet kustannukset jäivät 28-37 miljoonaa euroa tehostamistavoitteen mukaisia kustannuksia alemmalle tasolle. Vuonna 2011 ne ylittivät tehostamistavoitteen kustannukset yli 90 miljoonalla eurolla, mutta kolmannen valvontajakson ensimmäisenä vuonna ero tehostamistavoitteen mukaisten kontrolloitavien ja toteutuneiden kontrolloitavien operatiivisten kustannusten välillä kaventui 46 miljoonaan euroon. 550000 500000 450000 400000 350000 300000 250000 200000 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Toteutuneet kontrolloitavat operatiiviset kustannukset (t ) Kuva 2.9 Toteutuneet kontrolloitavat ja tehostamistavoitteen mukaiset operatiiviset kustannukset jakeluverkkoyhtiöillä (tuhatta euroa).

14 Vuonna 2012 toteutuneet operatiiviset kustannukset olivat keskimäärin 112 (119) prosentin tasolla suhteessa tehostamistavoitteen mukaisiin kustannuksiin. Yhtiökohtainen vaihtelu oli suurta noin 80 prosentista yli 180 prosenttiin (Kuva 2.10). Vain kolmannes yhtiöistä alittaa tehostamistavoitteen mukaiset operatiiviset kustannukset vuonna 2012. 300% 250% 200% 150% 100% 50% 0% 2010 2011 2012 Kuva 2.10 Toteutuneet operatiiviset kustannukset yhtiöittäin suhteessa tehostamistavoitteen mukaisiin vuonna 2008-2012. Kuvassa 2.11 on esitetty jakeluverkkoyhtiöiden operatiivisten kustannusten reaalinen yhtiökohtainen muutos vuodesta 2010 vuoteen 2012. Osalla yhtiöistä kasvu on ollut kymmeniä prosentteja ja keskimäärin se on ollut noin 15 prosenttia, mediaanin ollessa 11% kahden vuoden ajanjaksolla. Huolimatta siitä, että taustalla vaikuttaa monia erilaisia tekijöitä, kustannusten nousua voidaan pitää monen yhtiön kohdalla korkeana.

15 100% 80% 60% 40% 20% 0% -20% -40% -60% Kuva 2.11 Operatiivisten kustannusten reaalinen muutos 2010-2012 (67 yhtiötä). Jakamalla jakeluverkkoverkkoyhtiöt kolmeen osaan 3 mm. toimitetun energiamäärän ja verkon pituuden suhteen, nähdään merkittäviä eroja kustannusten kehityksessä. Kuvassa 2.12 on esitetty operatiivisten kustannusten muutos suhteessa edelliseen vuoteen toisen valvontajakson aikana yhteensä 23 kaupunkiyhtiöllä, 31 taajamayhtiöllä ja 31 maaseuturyhmään jaoteltavalla yhtiöllä. Kaupunkityyppisten yhtiöiden operatiiviset kustannukset ovat nousseet vain vähän yli prosentin vuonna 2011 ja vuonna 2012 laskivat noin 2,5 prosenttia. Taajamaryhmän yhtiöiden operatiiviset kustannukset ovat laskeneet vuonna 2009, mutta kääntyneet voimakkaaseen 14 % nousuun vuonna 2010 ja yli 29 % kasvuun vuonna 2011. Kolmannen valvontajakson ensimmäisenä vuonna kustannukset kääntyivät lievään laskuun suhteessa edelliseen vuoteen. Tämänkin voimakkaan muutoksen taustalla on vaikuttanut edellä mainittujen poikkeuksellisten myrskyjen aiheuttama kustannusten kasvu vuosina 2010 ja 2011. Maaseutumaisten yhtiöiden kustannusten nousu on ollut kohtuullista lukuun ottamatta vuotta 2010 jolloin nousua oli yli 20 prosenttia. Vuonna 2012 taajama- ja kaupunkiryhmässä kustannukset hieman laskivat suhteessa edelliseen vuoteen, mutta maaseutuluokkaan jaotelluilla yhtiöillä kustannusten kasvu oli edelleen yli yhdeksän prosenttia. Vuoden 2012 alkupuolella lumikuormat aiheuttivat joillekin yhtiöille ongelmia ja joissakin tapauksissa joulukuun 2011 Tapani- ja Hannu myrskyt vaikuttivat verkkoyhtiön toimintaan vuoden vaihteen yli. 3 Energiavirasto jakaa jakeluverkkoyhtiöt raportointikäytössä kaupunki-, taajama- ja maaseutuyhtiöihin menetelmällä, jossa jaottelukriteereinä on mm. toimitettu energiamäärä suhteessa verkonpituuteen, verkon ja liittymien määrä, sekä asiakasmäärä suhteessa verkon pituuteen ja yhtiökohtainen maakaapelointiaste.

16 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% -5% 2009 2010 2011 2012 maaseutu taajama kaupunki Kuva 2.12 Operatiivisten kustannusten muutos 2009-2012 yhtiöryhmittäin. 2.2.4 Tehostamistavoite Tehostamiskannustimessa verkonhaltijan toteutuneita kustannuksia verrataan kohtuullisiin tehostamiskustannuksiin. Vertailutasona käytettävät jakeluverkonhaltijalle lasketut kohtuulliset tehostamiskustannukset perustuvat yhtiökohtaiseen tehostamistavoitteeseen. Yhtiökohtainen tehostamistavoite on vuotuinen tehostamisprosentti, joka lasketaan verkonhaltijalle tehokkuusmittauksen avulla estimoidun yrityskohtaisen sekä kaikille verkonhaltijoille yhtä suuren yleisen tehostamistavoitteen perusteella. Kuvassa 2.13 on kuvattu yhtiökohtaisen tehostamistavoitteen vuosittaiset jakaumat toisella valvontajaksolla vuosina 2008 2011 sekä kolmannen valvontajakson ensimmäisenä vuotena 2012. Vuonna 2008 tehostamistavoite on ollut selvästi negatiivinen suurimmalla osalla jakeluverkkoyhtiöitä. Tämä johtuu siitä, että luvussa on huomioitu myös verkonhaltijan verkkovolyymin muutos vuosien 2003 2006 keskimääräisestä tasosta. Suurella osalla verkonhaltijoista verkkovolyymi on kasvanut, joten kontrolloitaviin operatiivisiin kustannuksiin kohdistuva tehostamistavoite painuu negatiiviseksi. Seuraavina vuosina verkkovolyymin vaikutus tehostamistavoitteessa huomioidaan edelliseen vuoteen nähden, joten vaikutus tasaantuu ja myös tehostamistavoitteiden hajonta verkonhaltijoiden välillä pienenee. Toisen valvontajakson loppua kohden tehostamistavoite kääntyy positiiviseksi lähes kaikilla jakeluverkonhaltijoilla. Kolmannen valvontajakson alkaessa tehostamistavoitteen laskennassa käytettävä menetelmä sekä tehokkuusestimoinnissa käytettävien lähtötietojen aikaperiodi

17 muuttuivat. 4 Tehostamistavoitteiden keskimääräiseen kasvamiseen on vaikuttanut verkonhaltijoiden keskimääräisen kustannustason sekä kustannustason hajonnan lisääntyminen verkonhaltijoiden välillä. Osalla verkonhaltijoista kustannustaso nousi huomattavasti aikaperiodin loppupuolella sattuneiden voimakkaiden myrskyjen johdosta. Tämä on aiheuttanut hajontaa myös lähtötietoihin. Kolmannelle valvontajaksolle laskettujen tehostamistavoitteiden saavuttamisen helpottamiseksi Energiavirasto on asettanut 8 vuoden siirtymäajan (2012-2019). Siirtymäaika sekä muutokset jakeluverkonhaltijan verkkovolyymissä ja 1-70 kv maakaapelointiasteessa vaikuttavat myös tehostamistavoitteen jakeluverkonhaltijaan kohdistuvaan kustannusvaikutukseen. Kuvan 2.13 tehostamistavoitteiden jakaumassa vuodelle 2012 ei ole otettu huomioon näitä vaikutuksia. 10% 5% 0% -5% 2012 2011 2010 2009 2008-10% -15% Kuvat 2.13 Tehostamistavoite yhtiöittäin 2008-2012. 2.3 Liikevaihto ja liikevoitto Jakeluverkkoyhtiöiden liikevaihto on kasvanut tasaisesti lähes koko tarkkailujakson ajan toisen valvontajakson viimeiseen vuoteen asti, jolloin jäätiin suunnilleen edellisvuoden tasolle. Vuonna 2012 liikevaihto kääntyi jälleen selvään kasvuun ja oli jo 1,59 miljardia euroa. Liikevaihdon kehitykseen vaikuttavia tekijöitä siirtomäärien lisäksi ovat esimerkiksi hintojen ja verojen nousu. Kaikkien jakeluverkkoyhtiöiden 4 Toisella valvontajaksolla tehokkuusmittauksessa käytettiin Data Envelopment Analysis (DEA)- ja Stochastic Frontier Analysis (SFA)- menetelmien keskiarvoa ja lähtötietojen aikaperiodina vuosia 2003 2006. Kolmannella valvontajaksolla tehokkuusmittauksessa on käytetty Stochastic Nonsmooth Envelopment of Data (StoNED)- menetelmää ja lähtötietojen aikaperiodina vuosia 2005 2010.

18 yhteenlaskettu liikevoitto on kasvanut liikevaihdon rinnalla ja nousi edellisen vuoden notkahduksen jälkeen takaisin yli 455 miljoonan euron tasolle (Kuva 2.14). Vuonna 2008 alkanut taloustaantuma ja teollisuuden sähkön kysynnän lasku eivät vaikuttaneet voimakkaasti jakeluverkkojen liikevaihtoon toisen valvontajakson ensimmäisellä puoliskolla vaan kasvu jatkui aina vuoteen 2010 asti. Vuosina 2010 ja 2011 myrskyjen aiheuttamat tuhot, sähkön toimitusmäärien lasku ja edelleen jatkuva taloussuhdanteen heikkous pysäyttivät liikevaihdon kasvun ja käänsivät yhtiöiden yhteenlasketut liikevoitot 13 prosentin laskuun suhteessa edelliseen vuoteen. Huolimatta laajoista myrskyistä ja jakeluverkkoyhtiöiden maksamista yli 46 miljoonan euron vakiokorvauksista liikevoittojen yhteenlaskettu taso pysyi vuonna 2011 edelleen valvontajakson ensimmäistä vuotta korkeammalla tasolla. Vuonna 2012 liikevoittojen yhteismäärä jakeluverkkoyhtiöillä palautui aikaisemmalle tasolle yli 455 miljoonaan euroon. 1000 euroa 1 800 000 1 600 000 1 400 000 1 200 000 1 000 000 800 000 600 000 400 000 200 000 0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Liikevaihto Liikevoitto Kuva 2.14 Jakeluverkkoyhtiöiden liikevaihdon ja liikevoiton kehitys 2005 2012. Kuvassa 2.15 on esitetty liikevoiton, sähköverkkoliiketoiminnan taseen mukaisten investointien ja operatiivisten kustannusten kehitys rinnakkain. Liikevoiton kasvu on ollut suhteellisen voimakasta vuoteen 2010 asti ja investointien kasvu hidastunut merkittävästi vuodesta 2007 asti jatkuneen nousun jälkeen. Vuonna 2010 laskua edellisen vuoden investointitasosta oli yli 25 miljoonaa euroa, mutta vuonna 2011 sähköverkkoliiketoiminnan taseen mukaiset investoinnit kasvoivat 414 miljoonaan euroon palaten edellisten vuosien tasolle. Kolmannen valvontajakson ensimmäisenä vuonna sähköverkkotoiminnan taseen mukaiset investoinnit nousivat voimakkaasti yli 485 miljoonaan euroon. Kasvua edelliseen vuoteen oli yli 70 miljoonaa euroa, joka selittyy erityisesti investoinneilla sähköenergia etäluettaviin mittalaitteisiin.

19 Operatiiviset kustannukset pysyivät suhteellisen vakaalla tasolla vuoteen 2009 asti nousten voimakkaammin toisen valvontajakson kahtena viimeisenä vuotena. Vuonna 2012 kasvuvauhti hidastui, mutta kustannukset nousivat silti yli 500 miljoonaan euroon. Liikevaihdon ja liikevoittojen nousevasta trendin taittumisesta huolimatta ne pysyivät vuoden 2009 tasoa korkeammalla myös toisen valvontajakson loppupuolella ja nousivat vuonna 2012 selvästi edellistä vuotta korkeammalle tasolle. 1000 euroa 600000 500000 400000 300000 200000 100000 0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 liikevoitto operatiiviset kustannukset Yhtiön sähköverkkotoiminnan tase: investoinnit yhteensä Kuva 2.15 Jakeluverkkoyhtiöiden liikevoitto, investoinnit (verkkotoiminnan tase) ja operatiiviset kustannukset yhteensä (1000 euroa). 2.4 Investoinnit, jälleenhankinta- ja nykykäyttöarvo Tässä kappaleessa esitetään investointien sekä jälleenhankinta- ja nykykäyttöarvojen kehitystä toisella ja vuonna 2012 alkaneella kolmannella valvontajaksolla. Verkkoyhtiöiden valvontamenetelmissä korvausinvestoinnit kasvattavat tuottopohjana käytettävää sähköverkon nykykäyttöarvoa ja tätä kautta kohtuullista tuottoa. Uusi laajennusinvestointi kasvattaa sähköverkon jälleenhankinta-arvoa ja laskennallisia tasapoistoja. Toisella valvontajaksolla valvontamenetelmissä oli investointikannustimena käytössä poistomenetelmä, joka huomioitiin toteutuneen oikaistun tuloksen lasken-

20 nassa ja jonka tarkoituksena oli varmistaa korvausinvestointien riittävä taso. Kolmannelle valvontajaksolle Energiavirasto on lisännyt investointien, ja samalla myös voitonjakoluonteisten erien, monitorointia ja laajentanut investointikannustinta tarkoituksenaan ohjata sähköverkonhaltijoita tekemään korvausinvestointeja asianmukaisesti. Investointien kehitystä voidaan analysoida vertaamalla verkon rakennetiedoissa Energiavirastolle ilmoitettuja toteutuneita investointeja laskennallisiin tasapoistoihin. Komponenttihintoihin perustuvien tasapoistojen ja investointien suhde vuosien 2008 2011 yhtiökohtaisilla keskiarvoilla vaihtelee voimakkaasti yli 250 prosentin ja alle 10 prosentin välillä (Kuva 2.16). Noin kahdellakymmenellä yhtiöllä tämä suhdeluku on alle sadan prosentin eli kokonaisinvestointeja on ollut tasapoistoja vähemmän. Vuonna 2012 kokonaisinvestointien ja tasapoistojen suhde oli huomattavasti korkeammalla tasolla, mutta samaan aikaan jakaantunut epätasaisemmin yhtiöiden välillä. Tätä selittää osaltaan vain yhden vuoden tietojen käyttö suhteessa neljän vuoden keskiarvoon, mutta joka tapauksessa yhtiöiden keskinäiset erot ovat hyvin suuria. Kokonaisinvestointien lisäksi verkon kehityksen ja kunnon kannalta on olennaista, mikä osuus investoinneista muodostuu korvausinvestoinneista. Investointitaso voi olla korkealla tasolla, mutta korvausinvestointien osuus voi samalla jäädä liian alhaiselle tasolle, joka taas voi pidemmällä aikavälillä johtaa verkon toiminnan ja sähkön toimitusvarmuuden heikkenemiseen. 400% 350% 300% 250% 200% 150% 100% 50% 0% keskiarvo 2008-2011 2012 Kuva 2.16 Kokonaisinvestointien (verkon rakennetietoihin perustuvat) ja tasapoistojen suhde toisella valvontajaksolla 2008-2011 (keskiarvo yhtiöittäin) ja vuonna 2012.

21 Verkkoyhtiöiden kokonaisinvestointien ja laskennallisten tasapoistojen suhde nousi viidessä vuodessa 110 prosentin tasolta noin 126 prosenttiin vuonna 2010 (Kuva 2.16). Vuosina 2007-2009 suhdeluku pysyi tätä korkeammalla tasolla noin 140 prosentissa, mutta laski selvästi toisen valvontajakson loppupuolella. Kolmannen valvontajakson ensimmäisenä vuonna suhdeluku nousi voimakkaasti noin 155 prosenttiin. 180% 160% 140% 120% 100% 80% 60% 40% 20% 0% 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Investointien ja tasapoistojen suhde vuosina 2005-2012 (75 verkkoyhtiötä). Kuva 2.17 Kokonaisinvestointien ja tasapoistojen suhde 2005 2012. Kuvassa 2.18 on esitetty verkon rakennetietoihin perustuvat jakeluverkkotoiminnan kokonaisinvestoinnit ja tasapoistot vuoden 2012 rahan arvossa. Investointien reaalinen kehitys on kasvanut vuoteen 2009 asti ja nousua vuoden 2005 tasolta oli yli 20 prosenttia. Vuonna 2010 investointien kokonaismäärä kääntyi yli kymmenen prosentin laskuun päätyen noin 520 miljoonan euron tasolle. Vuonna 2012 indeksikorjattu investointien taso nousi selvästi jakeluverkkoyhtiöillä noin 581 miljoonaan euroon. Voimakkaan kasvun taustalla ovat erityisesti sähköverkkoyhtiöiden tekemät investoinnit etäluettaviin mittalaitteisiin. Indeksikorjatut tasapoistot pysyivät lähes koko toisen valvontajakson samalla noin 400 miljoonan euron tasolla.

22 1000 euroa 700 000 600 000 500 000 400 000 300 000 200 000 100 000 0 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Investoinnit Tasapoistot Kuva 2.18 Jakeluverkkoyhtiöiden kokonaisinvestoinnit (verkon rakennetiedot) ja tasapoistot yhteensä (vuoden 2012 rahan arvossa) Kuvassa 2.19 on kuvattu jakeluverkkoyhtiöiden yhtiökohtaisien nykykäyttöarvoprosenttien yksikkömuutos vuosien 2011 2012. Nykykäyttöarvoprosentti kuvaa nykykäyttöarvon suhdetta jälleenhankinta-arvoon. Nykykäyttöarvo lasketaan jälleenhankinta-arvosta verkonhaltijan verkkokomponenttikohtaisten keski-ikä- ja pitoaikatietojen avulla. Nykykäyttöarvoprosentit ovat laskeneet selvästi siirryttäessä kolmannelle valvontajaksolle. Kolmannella valvontajaksolla Energiavirasto alkoi käyttää nykykäyttöarvon laskennassa aikaisempaa tarkempia keski-ikätietoja. Tämän seurauksena useilla yhtiöillä nykykäyttöarvo laski suhteessa edelliseen vuoteen.

23 % 10 5 0-5 -10-15 -20 NKA % muutos 2011-2012 Kuva 2.19 Nykykäyttöarvoprosentin muutos vuosien 2011-2012 välillä. (83 jakeluverkkoyhtiötä) Kuvassa 2.20 on esitetty jakeluverkkoyhtiöiden nykykäyttöarvoprosentin kehitys edellä käytetyllä jaolla kaupunkimaisiin sekä taajama- ja haja-asutusalueiden yhtiöihin. Kaupunkimaisiin luokiteltavilla yhtiöillä nykykäyttöarvoprosentti on lievästi kasvanut toisella valvontajaksolla päätyen toisen valvontajakson lopussa lähes 55 prosentin tasolle. Maaseutu eli haja-asutusalueen yhtiöillä nykykäyttöarvoprosentin kehitys on ollut selvästi laskeva koko tarkastelujakson ajan. Valvontajakson ensimmäisenä vuonna maaseutuluokan yhtiöillä tunnusluku on ollut lähes 49 prosenttia ja laskenut toisen valvontajakson aikana kahdella prosenttiyksiköllä noin 47 prosenttiin. Kolmannen valvontajakson ensimmäisenä vuonna 2012 nykykäyttöarvoprosentit laskivat selvästi kahdesta neljään prosenttia kaikilla ryhmillä. Maaseutuympäristössä toimivilla yhtiöillä nykykäyttöarvon ja jälleenhankinta-arvon suhde on keskimäärin kehittynyt selvästi muita yhtiöitä heikommin, mikä voi olla seurausta liian alhaisesta korvausinvestointien määrästä. Vuoden 2012 laskuun vaikuttaa erityisesti edellä kuvattu muutos nykykäyttöarvon laskennassa ja keski-ikätietojen käytössä.

24 % 56 54 52 50 48 46 44 42 40 2008 2009 2010 2011 2012 maaseutu taajama kaupunki Kuva 2.20 Nykykäyttöarvoprosentin kehitys maaseutu-, taajama- ja kaupunkiyhtiöillä Kuvassa 2.21 on esitetty 83 jakeluverkkoyhtiön nykykäyttöarvoprosentti vuonna 2012. Vaihteluväli on yli 30 prosentista yli 60 prosenttiin eli erot yhtiöiden välillä ovat merkittäviä. Keskimäärin nykykäyttöarvo on pysynyt kaikilla yhtiöillä vähän yli 50 prosentin tasolla. % 70 60 50 40 30 20 10 0 Kuva 2.21 Vuoden 2012 nykykäyttöarvoprosentti 83 jakeluverkkoyhtiöllä.

25 Kaikkien jakeluverkkojen indeksikorjatut nykykäyttö- ja jälleenhankinta-arvot ovat kasvaneet vuoteen 2009 asti jonka jälkeen pysyneet suunnilleen samalla tasolla (kuva 2.22). Vuonna 2012 sekä jälleenhankinta-arvo että nykykäyttöarvo laskivat suhteessa edelliseen vuoteen. Molempien muuttujien nimelliset arvot ovat nousseet koko tarkastelujakson ajan. Vuonna 2012 jakeluverkkojen jälleenhankinta-arvo oli yhteensä 15,7 miljardia ja nykykäyttöarvo yli 7,4 miljardia euroa. 18 000 000 16 000 000 14 000 000 12 000 000 10 000 000 8 000 000 6 000 000 4 000 000 2 000 000 0 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Verkon jälleenhankinta-arvo Verkon nykykäyttöarvo Kuva 2.22 Jakeluverkkojen jällenhankinta- ja nykykäyttöarvo yhteensä (vuoden 2011 rahan arvossa) Investointien, jälleenhankinta- ja nykykäyttöarvon tunnusluvut viittaavat siihen, että valvonta antaa edellytykset riittävälle verkon kehitykselle. Yhtiökohtaiset erot ovat merkittäviä ja osalla yhtiöistä erityisesti korvausinvestointitason kehitys ei ole ollut toivotulla tasolla. Korvausinvestointivajeen kertyminen voi vaikeuttaa verkon tulevaa kehitystyötä ja koko yhtiön toimintaa. Haasteita verkkoyhtiöille syntyy myös erilaisista toimintaympäristöistä ja niiden muutoksista.

26 2.5 Tuotto ja voiton jaon kehittyminen Sijoittajien ja liiketoiminnan omistajien tuottovaatimukset ovat yleensä sidoksissa kohteen riskitasoon. Korkeamman riskin sijoituksille vaaditaan korkeampaa tuottoa ja matalariskisten suhteen tyydytään alhaisempaan tasoon sijoitetun pääoman menettämisen riskin ollessa myös vähemmän todennäköistä. Sähköverkkoliiketoimintaa voidaan pitää matalariskisenä ja vakaana toimialana. Sähkö ja sähkönsiirto ovat asiakkaalle välttämättömyyshyödykkeitä ja niiden kysynnänvaihtelu on maltillista. Jakeluverkkoyhtiöiden tuottoja ja voiton jakoa tuleekin arvioida suhteessa toimialan erityispiirteisiin liittyviin tekijöihin 2.5.1 Pääoman painotettu keskikustannus (WACC) Energiavirasto käyttää verkkotoimintaan sitoutuneelle oikaistulle pääomalle hyväksyttävän kohtuullisen tuottoasteen määrittämisessä menetelmänä pääoman painotetun keskikustannuksen mallia (Weighted Average Cost of Capital, WACC). Se ilmaisee yrityksen käyttämän pääoman keskimääräisen kustannuksen, jossa painoina ovat oman ja korollisen vieraan pääoman suhteelliset osuudet. Energiavirasto käyttää kolmannella valvontajaksolla sähkön jakeluverkkohaltijalle kiinteää pääomarakennetta, jossa korollisten velkojen suhde omaan pääomaan on 30/70. Hinnoittelun kohtuullisuuden arvioinnissa käytettävä pääoman painotettu keskikustannus lasketaan oman ja vieraan pääoman kustannuksen summana ja siinä huomioidaan reaalinen riskitön korkokanta, inflaatio, markkinoiden riskipreemio, likvidittömyyspreemio, korollisen vieraan pääoman kustannus ja edellä mainittu pääomarakenne. Kuvassa 2.23 on esitetty Energiaviraston laskeman pääoman painotetun keskikustannusprosentin kehitys vuosina 2005-2013. Toisen valvontajakson alkupuolella vuonna 2009 WACC-prosentti nousi 5,78 prosenttiin, josta laski toisen valvontajakson viimeisenä vuonna 4,45 prosentin tasolle. Kolmannen valvontajakson alkaessa vuonna 2012 WACC-prosentti nousi maltillisesti 4,58 prosenttiin. Merkittävimpänä selittävänä tekijänä jakeluverkkoyhtiöiden pääoman painotetun keskikustannusprosentin tason laskussa viime vuosina on nimellisenä riskittömänä korkokantana käytetyn Suomen valtion 10 vuoden obligaation koron lasku. Myös WACC-prosentin laskennassa käytettäviin parametreihin tehtiin kolmannelle valvontajaksolle siirryttäessä joitakin muutoksia, mutta näiden vaikutukset jäävät suhteellisen pieniksi.

27 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% 0% 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Kuva 2.23 Jakeluverkkoyhtiöiden pääoman painotettu keskikustannus (Weighted Average Cost of Capital, WACC) 2.5.2 Jakeluverkkoyhtiöiden yli- ja alijäämät Energiavirasto laskee vuosittain jokaisen jakeluverkkoyhtiön sähköverkkotoiminnan kohtuullisen tuoton sekä ali- ja ylijäämän. Ensimmäisellä valvontajaksolla kertynyt alijäämä oli käytettävä toisen valvontajakson aikana ja ylijäämä pienensi toisella valvontajaksolla kohtuullisena pidettävää tuottoa. Samoin toisella valvontajaksolla kertynyt ylijäämä tulee kompensoida ja alijäämä on käytettävissä kolmannen valvontajakson aikana. Kuvassa 2.24 on esitetty kaikkien jakeluverkkoyhtiöiden kohtuullisen tuoton määrä vuosina 2005 2012. Toisen valvontajakson ensimmäisinä vuosina kohtuullisen tuoton määrä nousi, mutta kääntyi selvään laskuun seuraavina vuosina saman trendin jatkuessa kolmannella valvontajaksolle.

28 miljoonaa euroa 400 350 300 250 200 150 100 50 0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Kuva 2.24 Jakeluverkkoyhtiöiden kohtuullinen tuotto Tilikauden ali- tai ylijäämä lasketaan toteutuneen oikaistun tuloksen ja kohtuullisen tuoton erotuksena. Suurin osa yhtiöistä oli alijäämäisiä ensimmäisellä ja toisella valvontajaksolla. Kuvassa 2.25 on esitetty jakeluverkkoyhtiöiden tilikauden ali- ja ylijäämien summa vuosina 2005 2012. Jakeluverkkoyhtiöiden alijäämät kasvoivat voimakkaasti yli 40 miljoonan vuositasolla aina vuoteen 2009 asti. Toisen valvontajakson loppupuolella tapahtuneet myrskyt aiheuttivat merkittävät sähköntoimituksien keskeytyksistä aiheutuneet haitat ja yhteensä yli 56 miljoonan euron vakiokorvaukset asiakkaille. Tämä vaikutti jonkin verran alijäämien määrään laatukannustimen ja tehostamiskannustimen kautta. Toisen valvontajakson viimeisenä vuonna 2011 jakeluverkkoyhtiöillä oli myös viimeinen mahdollisuus käyttää ensimmäisen valvontajakson alijäämiä hinnoittelussaan ja jakeluverkkoyhtiöt olivatkin viimeisellä tilikaudella yhteensä 44 miljoonaa ylijäämäisiä. Kolmannen valvontajakson ensimmäisenä vuonna ylijäämää syntyi vielä vahvistamattomien lukujen mukaan yli 67 miljoonaa euroa.

29 miljoonaa euroa 100 50 0-50 -100-150 -200 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Kuva 2.25 Jakeluverkkoyhtiöiden yli- ja alijäämät yhteensä vuosina 2005-2012 Kuvassa 2.26 (a, b) on esitetty toisen valvontajakson yhtiökohtaiset alijäämät ja toisen ja kolmannen valvontajakson kompensoimatta olevat yli- ja alijäämät. Kolmannella valvontajaksolla kaikkien yhtiöiden yhteenlaskettu ylijäämän määrä on kääntynyt kasvuun. 1000 euroa 25000 15000 5000-5000 -15000-25000 -35000 Toisen valvontajakson ylijäämä (+) / alijäämä (-) (t ) Kuva 2.26 a. Toisen valvontajakson yli-/alijäämät yhtiöittäin

30 1000 euroa 25000 20000 15000 10000 5000 0-5000 -10000-15000 -20000-25000 -30000 Toisen ja kolmannen valvontajakson ylijäämää (+) / alijäämää (-) kompensoimatta (t ) Kuva 2.26 b. Toisen ja kolmannen valvontajakson yli-/alijäämää kompensoimatta yhtiöittäin 2.5.3 Konserniavustukset Konserniavustukset ovat konserniyhtiöiden välisiä transaktioita, joissa voittoa siirretään yleensä tytäryhtiöltä emoyhtiölle tai vastaavasti avustetaan tytäryhtiötä. Kuvassa 2.27 a. ja b. on esitetty konserniavustusten kehitys kaikilla jakeluverkkoyhtiöillä vuodesta 2005 vuoteen 2012. Kasvu avustusten määrässä on ollut tasaista vuoteen 2010 asti ja ne ovat nousseet vuoden 2005 vähän yli sadasta miljoonasta yli 250 miljoonaan euroon, jonka jälkeen lähteneet laskuun ja vuonna 2012 konserniavustuksia maksettiin ainoastaan 115 miljoonaa euroa. Saatujen konserniavustusten määrä on laskenut alle miljoonan euron vuonna 2012.

31 1000 euroa 300 000 250 000 200 000 150 000 100 000 50 000 0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Annetut konserniavustukset 1000 euroa 9000 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Saadut konserniavustukset Kuva 2.27. a) ja b). Jakeluverkkoyhtiöiden antamat ja saamat konserniavustukset 2005-2012.

32 2.5.4 Liikevoittoprosentti ja sijoitetun pääoman tuotto Liikevoittoprosentti on yksi yleisimpiä liiketoiminnan taloudellisia mittareita. Jakeluverkkoyhtiöiden liikevoittoprosenteissa on hyvin suuria eroja. Kuvassa 2.28 on esitetty 84 jakeluverkkoyhtiön liikevoittoprosentit 5 vuonna 2012. Alle kymmenellä yhtiöllä liikevoittoprosentti on liiketappion seurauksena negatiivinen, mutta suurimmalla osalla yhtiöistä tunnusluku on hyvällä tai erinomaisella tasolla. Keskimäärin liikevoittoprosentti vuonna 2012 oli kaikilla jakeluverkkoyhtiöillä yli 17 prosenttia mediaanin ollessa lähes samalla tasolla. Liikevoittoprosenttien taso on pysynyt vakaana useiden vuosien ajan. Toisen valvontajakson aikana verkkoyhtiöitä koetelleet myrskyt eivät näytä vaikuttaneen merkittävästi liikevoittoprosentin keskimääräiseen tasoon. Muutamaa tappiollista yhtiötä lukuun ottamatta liikevoiton suhde liikevaihtoon on hyvällä tai erinomaisella tasolla osoittaen liiketoiminnan kannattavaksi ja toimintaedellytykset hyviksi. Tappiollisten yhtiöiden taustalla on erilaisia selittäviä tekijöitä kuten verkkovuokrien ohjautumista verkon omistajille saman konsernin sisällä. 50% 40% 30% 20% 10% 0% -10% -20% Kuva 2.28 Vuoden 2012 liikevoittoprosentti jakeluverkkoyhtiöittäin Kuvassa 2.29 on esitetty jakeluverkkoyhtiöiden liikevoittoprosentti vuonna 2012 jakamalla yhtiöt kolmeen eri ryhmään edellä mainittujen toiminta-aluetta määrittelevien tunnuslukujen mukaan. Maaseudulla toimivien yhtiöiden liikevoittoprosentti on keskimäärin 5 Liikevoittoprosentti = liikevaihto/liikevoitto (-tappio).

33 huomattavasti alhaisemmalla tasolla kuin taajama- ja kaupunkialueen jakeluverkkoyhtiöillä. Kaupunkiryhmän yhtiöiden keskimääräinen liikevoittoprosentti oli 25% (27%), taajamaryhmän yhtiöillä 15% (22%) ja maaseutuluokkaan jaotellut 15% (9%). maaseutu taajama kaupunki 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% mediaani keskiarvo Kuva 2.29 Vuoden 2012 liikevoittoprosentti erityyppisillä yhtiöillä Verkkotoimintaan sijoitetun pääoman tuotto kuvaa toimialan tuottomahdollisuuksia. Liian alhainen sijoitetun pääoman tuottotaso voi vähentää halukkuutta sijoittaa verkkoliiketoimintaan. Kuvassa 2.30 on esitetty tilinpäätöksissä ja taloudellisissa tunnusluvuissa raportoitu verkkotoimintaan sijoitetun pääoman tuotto yhtiökohtaisella tasolla. Tunnusluku vaihtelee muutaman yhtiön negatiivisesta arvosta kymmenien prosenttien tuottotasoon. Yhtiöiden väliset erot ovat hyvin suuria ja osassa yhtiöistä sijoitetun pääoman tuottoluvun takana on erityistapauksia. % 80 70 60 50 40 30 20 10 0-10 Kuva 2.30 Verkkotoimintaan sijoitetun pääoman tuotto yhtiöittäin 2012 (81 yhtiötä).

34 Keskimäärin jakeluverkkoyhtiöiden sijoitetun pääoman tuotto vuonna 2012 oli 14,9 (14,2) prosenttia mediaanin ollessa 9,2 prosentin tasolla (kuva 2.31). Koko toisella valvontajaksolla sijoitetun pääoman tuoton keskiarvo oli 12 prosenttia ja mediaani 9 prosenttia. Mediaani nousi tasaisesti vuoteen 2010 ja on laskenut kahdessa vuodessa vähän yli prosenttiyksikön. Toisen valvontajakson loppupuolen myrskyjen vaikutus verkkoyhtiöiden toimintaan näkyy myös sijoitetun pääoman tuoton mediaaniarvon laskuna. Keskiarvon vaihtelu on ollut huomattavasti voimakkaampaa poikkeavien havaintojen seurauksena ja laskenut vuonna 2010 voimakkaasti lähes 15 % tasolta alle yhdeksään prosenttiin, nousten yli 14 prosentin tasolle kahden viime vuoden aikana.. Yhtiöiden sijoitetun pääoman tuotot ovat olleet siis lähempänä toisiaan pienemmällä vaihtelulla. Kehitys on ollut pääosin positiivista ja trendi on ollut käytännössä koko ajanjakson kasvava. Tuottotasoa ja sen kehitystä voidaan pitää yhtiöiden nykyisten ja tulevien toimintaedellytysten kannalta vähintäänkin hyvänä suurimmalla osalla yhtiöistä. Alle kymmenellä yhtiöllä sijoitetun pääoman tuotto jää alle kahden prosentin tason tai on negatiivinen. Usein alhaisen tai negatiivisen tuoton taustalla on erityistapauksia, esimerkiksi verkkovuokrien ohjautumista verkon omistajille saman konsernin sisällä. 16% 14% 12% 10% 8% 6% 4% 2% 0% 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Sijoitetun pääoman tuotto, keskiarvo mediaani Kuva 2.31 Sijoitetun pääoman tuoton keskiarvo ja mediaani vuosina 2005 2012. Kuvassa 2.32 on kuvattu sijoitetun pääoman tuottotasoa vuonna 2012 jakamalla jakeluverkkoyhtiöt kolmeen otokseen. Kaupunkimaisilla yhtiöillä keskimääräinen sijoitetun pääoman tuottotaso on korkeimmalla noin 14 prosentin tasolla mediaanin ollessa yli 8 prosenttia. Keskimmäisessä luokassa sijoitetun pääoman tuottoasteen mediaani on kaikkein korkein lähes 12 ja maaseutuluokan yhtiöillä vähän alle kahdeksan prosenttia. Yhtiöiden tilinpäätösten perusteella sijoitetun pääoman tuoton

35 keskiarvolla ja yhtiön toimintaympäristöllä näyttäisi olevan yhteys. Maaseudulla toimivien yhtiöiden tuottotaso vaikuttaa olevan tällä yhtiöjaottelulla alhaisemmalla tasolla kuin kaupunkimaisessa ympäristössä toimivilla. maaseutu taajama kaupunki % 0 5 10 15 20 mediaani keskiarvo Kuva 2.32 Sijoitetun pääoman tuotto yhtiöryhmittäin vuonna 2012

36 3 Tekninen kehitys ja valvonta Sähköverkkojen toimintavarmuus ja laatu ovat ensiarvoisen tärkeitä koko yhteiskunnalle. Energiavirasto kannustaa valvontamenetelmien (muun muassa kannustimien kautta) avulla sähköverkonhaltijoita alentamaan toteutuneeseen oikaistuun tulokseen vaikuttavia keskeytyskustannuksia ja siten parantamaan sähkönjakelun toimitusvarmuutta. Sähköntoimituksen keskeytyksistä maksettavat vakiokorvaukset ovat myös osa kontrolloitavia operatiivisia kustannuksia. Sähkön laatuun ja sähkönjakelun toimitusvarmuuteen vaikuttavat eniten vuosittaiset sääolosuhteet ja erityisesti epäsäännöllisesti ilmenevät myrskyt ja muut voimakkaat sääilmiöt. Tästä syystä sähkönjakelun toimitusvarmuuteen liittyvien investointien tulokset ja valvonnan vaikutukset näkyvät osin vasta sangen pitkän ajan kuluttua. Tässä kappaleessa arvioidaan ensin jakeluverkojen kehitystä teknisten tunnuslukujen avulla ja lopuksi sähkön toimitusvarmuuteen liittyviä tekijöitä. Energiavirasto julkaisee vuosittain kertomuksen sähkön toimitusvarmuudesta. Vuoden 2012 tietoihin perustuva raportti julkaistiin 21.11.2012. 3.1 Sähköverkkojen, volyymin ja kapasiteetin kehitys Sähkön jakeluverkon käyttäjämäärät ovat kasvaneet tasaisesti koko 2000-luvun jälkimmäisen puoliskon (kuva 3.1). Keskimäärin määrä on kasvanut vuodessa noin 43 000:lla vuosien 2005 ja 2012 välillä, asettuen kokonaisuudessaan yli 3,3 miljoonaan käyttäjän tasolle vuonna 2012. Jakeluverkon käyttäjien lukumäärä on kasvanut huolimatta viime vuosiin asti jatkuneesta talouden laskusuhdanteesta vaikka kasvuvauhti on hidastunut kolmannen valvontajakson alkua kohti.

37 3 600 000 3 400 000 3 200 000 3 000 000 2 800 000 2 600 000 2 400 000 2 200 000 2 000 000 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Kuva 3.1 Jakeluverkon käyttäjien yhteismäärän kehitys 2005-2011. Liittymien yhteismäärän kasvu on ollut lähes 20 000 liittymää vuodessa ja vuonna 2011 yhteismäärä oli kokonaisuudessaan yli 1,75 miljoonaa (kuva 3.2). Myös liittymien määrän kasvu kuvaa asiakasmäärien hyvää ja vakaata kehitystä. Kasvua voi pitää suhteellisen joustamattomana eli toimintaympäristön muutoksilla ei ole ollut suurta vaikutusta liittymien määrän kehitykseen. Liittymien yhteismäärä on laskenut selvästi yksittäisiä yhtiöitä koskevien valvontatietojen korjausten seurauksena. Korjauksia tehtiin myös aikaisempiin vuosiin. Katsottaessa liittymien määrän kehitystä muiden yhtiöiden osalta on nähtävissä, että liittymien määrä on jatkanut tasaista kasvuaan. 1 750 000 1 700 000 1 650 000 1 600 000 1 550 000 1 500 000 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Kuva 3.2 Liittymien määrän kehitys 2005-2012.

38 Jakeluverkkojen pituus on myös kasvanut käyttäjä- ja liittymämäärien kehityksen myötä. Vuoden 2005 yli 360 000 kilometrin tasolta on noustu yli 384 000 kilometriin vuonna 2012. Keskimäärin verkkopituus on kasvanut vuosittain noin 3400 kilometrillä (kuva 3.3). km 390 000 380 000 370 000 360 000 350 000 340 000 330 000 320 000 310 000 300 000 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Verkkopituus yhteensä, km Kuva 3.3 Jakeluverkkojen pituus yhteensä (km). Luovutetun sähköenergian määrä on vaihdellut toisella ja kolmannella valvontajaksolla noin 57 000 ja 59 000 gigawattitunnin välillä (kuva 3.4). Toisen valvontajakson keskimääräinen luovutettu sähköenergian määrä oli noin kaksi prosenttia korkeampi kuin ensimmäisellä valvontajaksolla ja myös kolmannen valvontajakson ensimmäisenä vuonna luovutettu sähköenergian määrä on lähtenyt selvään kasvuun.

39 GWh 61000 59000 57000 55000 53000 51000 49000 47000 45000 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Luovutettu sähköenergia GWh Kuva 3.4 Luovutettu sähköenergia (GWh). Sähköverkkojen, volyymin ja kapasiteetin kehitys on ollut kokonaisuudessaan suhteellisen hyvällä tasolla. Käyttäjä- ja liittymämäärät ovat kehittyneet positiivisesti taloustaantumasta, myrskyistä ja korvauksista, sekä liiketoimintaympäristön muutoksista huolimatta. Talouden laskusuhdanne on näkynyt verkon teknisissä tunnusluvuissa lähinnä vain luovutetun sähköenergian määrässä. Yhtiöiden välillä on tästä huolimatta merkittäviä eroja. Valtaosa jakeluverkoista toimii alueilla joissa asiakasmäärät kasvavat, mutta osalla toimintaympäristöön ei kuulu kasvukeskuksia ja esimerkiksi liittymien ja asiakkaiden määrät eivät kasva. 3.2 Sähkön laatu ja toimitusvarmuus Valvonnan ja 1.9.2013 voimaan tulleen uuden sähkömarkkinalain yhtenä tavoitteena on kannustaa verkonhaltijaa parantamaan ja kehittämään sähkönsiirron ja jakelun laatua. Laissa on asetettu toimitusvarmuudelle kriteerit sähkönjakelun keskeytyksen enimmäiskestoaikoina. Sähkönjakeluverkko on suunniteltava, rakennettava ja ylläpidettävä siten, että jakeluverkon vioittuminen myrskyn tai lumikuorman seurauksena ei aiheuta asemakaava-alueella asiakkaille yli 6 tuntia kestävää sähkönjakelun keskeytystä eikä muulla alueella yli 36 tuntia kestävää keskeytystä. Toimitusvarmuusvaatimukset on täytettävä portaittain 15 vuoden kuluessa. Vuoden 2019 loppuun mennessä vaatimusten tulee toteutua vähintään 50 prosentilla jakeluverkon asiakkaista pois lukien vapaa-ajan asunnot, vuoden 2023 loppuun mennessä 75 prosentilla pois lukien vapaa-ajan asunnot ja vuoden 2028 loppuun mennessä kaikkien asiakkaiden kohdalla. Useimpien sähkönjakeluverkon haltijoiden on erityisesti edellä kuvattujen uusien toimitusvarmuusvelvoitteiden toteuttamiseksi investoitava aiempaa enemmän sähköverkkoonsa sekä panostettava uusin toimenpitein sähköverkkonsa ylläpitoon eli