Muistio 1 (5) FINGRID OYJ:N NEUVOTTELUKUNNAN KOKOUS 2/2014 Aika 19.5.2014 klo 13:00 16:00 Paikka Fingrid Oyj, Läkkisepäntie 21, Helsinki Läsnä Antti Koskelainen pj. Outokumpu Oyj Raimo Härmä Kymenlaakson Sähköverkko Oy Tapio Jalonen Rovakaira Oy Jukka Mikkonen Stora Enso Oyj Jorma Myllymäki Elenia Oy Marko Nylund Pohjolan Voima Oy Risto Penttinen Fortum Power and Heat Oy Jussi Jyrinsalo siht. Fingrid Oyj Jukka Ruusunen Fingrid Oyj Poissa Juhani Järvelä Oulun Energia Jussi Laitinen Tampereen Sähkölaitos Oy Juha Lindholm Vatajankosken Sähkö Oy Seppo Tuomisto Kemira Oyj Rami Vuola EPV Energia Oy 1 Avaus, läsnäolijoiden ja asialistan toteaminen Puheenjohtaja avasi kokouksen ja totesi puuttuvat jäsenet. Hyväksyttiin asialista. 2 Kilpailuoikeudellisen ohjeistuksen sitovuuden toteaminen Todettiin kilpailuoikeudellisen ohjeistuksen sitovan kokouksen toimintaa. 3 Edellisen kokouksen muistio Muutettiin 18.3.2014 pidetyn kokouksen muistiossa kohtaa 4.1, jossa virheellisesti linkitettiin kulutukseen kohdistuva talvi- ja muun ajan tariffiporrastus sekä tuotantoon kohdistuva tehokomponentti. Hyväksyttiin muistio em. muutoksen jälkeen. 4 Ajankohtaiskatsaus yhtiön toimintaan Toimitusjohtaja Jukka Ruusunen kertoi kevätkauden ajankohtaisista tapahtumista Fingridissä. Kantaverkon rajauskriteerit ovat yhä tekeillä Energiavirastossa. Suuria muutoksia kantaverkkoon ei liene odotettavissa, vaan pääkaupunkiseudun verkkoratkaisu on tässä mielessä merkittävin kysymys. Verkon rakentaminen keskittyy Pohjanmaalle, jossa tarvittavat keskeytysjärjestelyt ovat Fingridin ja asiakkaiden suuri yhteinen haaste. Tulossa on poikkeuksellisen paljon sähköasemahankkeita, esimerkiksi tuulivoiman
Muistio 2 (5) liittämisestä johtuen. Fingridin luottoluokitus on ennallaan, mutta Standard&Poors muutti näkymät negatiivisiksi Suomen valtion luokitusta vastaten. Yhtiön toimintaedellytyksissä, esim. siirtovolyymeissä ei kuitenkaan ole ennustettavissa suuria muutoksia. Uutena markkinapalveluna on käynnistynyt alkuperätakuu 43 asiakkaalle ja vuonna 2015 on vuorossa pohjoismainen taseselvitys, ensin Suomessa. Euroopassa markkinakytkentä on levinnyt Iberian niemimaalle. Meidän rajoillamme on testattu Venäjän kaksisuuntaista siirtoa, mutta poliittinen ilmapiiri muutoksen ympärillä on vielä epävarma. Muutos tuskin kuitenkaan johtaa suuriin siirtovolyymeihin, vaan siirtoa saattavat alkuvaiheessa ohjata sähkön hintaerojen sijasta enemmänkin erot tariffirakenteissa, vrt. Venäjän kapasiteettikorvaukset Pietarin alueen käyttövarmuuden varmistamiseksi. Käytiinkin yleisempää keskustelua kapasiteettikorvausten markkinavaikutuksista, jolloin energia ei välttämättä virtaa oikeaan suuntaan ja jolloin panostetaan suhteessa kannattamattomaan tuotantoon. Mikäli kyseisiä mekanismeja kuitenkin tullaan tarvitsemaan, olisi tasainen ja koordinoitu siirtymä toivottava. Muuten vaarana on alueellisten markkinoiden eriytyminen tai pahimmassa tapauksessa keskusohjattu järjestelmä toimivien markkinoiden sijasta. 5 Kantaverkkotariffi 2016 5.1 Lähtökohdat Johtava asiantuntija Pertti Kuronen kävi läpi edellisen kokouksen keskustelun pohjalta luonnosteltuja tariffin rakennevaihtoehtoja ja niihin perustuvia esimerkkilaskelmia. Nykyinen tariffirakenne nähtiin viime kokouksessa keskeisiltä osiltaan toimivana ja selkeänä, jolloin selvitettäviksi jäivät maltillinen tehokomponentti osana tariffia ja tuotannon maksuosuuden kasvattaminen lähemmäs aiheuttamisperiaatetta. 5.2 Tuotantoon kohdistuvat maksut Tuotannon maksuosuuden suhteen nykyinen regulaatio antaa koko tuotantoon keskimäärin kohdistuvaksi ylärajaksi 1,2 /MWh, minkä lisäksi voidaan periä kustannuksia liittymisestä, reserveistä ja häviöistä. ACERin julkaiseman uuden lausunnon mukaan energiapohjaista tariffia saa käyttää vain reservi- ja häviökustannusten kattamiseen. Verkon rakentamisen kustannuksia voidaan sen sijaan periä tehopohjaisella tariffilla. Mielipide on komission punnittavana, ja se voi käynnistää ns. komitologiaprosessin joko ACERin lausunnosta tai itse muokkaamastaan versiosta. Rakennevaihtoehdoissa lähdettiin siitä olettamuksesta, että häviökustannuksista puolet kohdistetaan tuotantoon (toinen puoli kulutukseen) ja peritään liittymispisteissä kantaverkkoon annettuun energiaan suhteutettuna. Samoin reservikustannuksista puolet kohdistetaan tuotantoon, mutta peritään vaihtoehtoisesti joko kaikkeen tuotantoon kohdistuvana energia- tai tehomaksuna. Näiden lisäksi esillä oli myös lisäkomponentti, jolla verkkoinvestoinneista 20% kohdistettaisiin kaikkeen tuotantoon tehomaksuna. Näistä komponenteista syntyi käytännössä neljä erilaista rakennevaihtoehtoa, joissa kaikkeen tuotantoon kohdistuva keskimääräinen kantaverkkorasite olisi 0,7-1,2 /MWh (nykytariffilla 0,5 /MWh). Tämä mahtuu siis hyvin sekä nykyisen regulaation että ACERin lausunnon mukaisiin rajoihin. Tuotannon osuudeksi kantaverkkotulosta tulisi puolestaan 14-23% (nykytariffilla 10%).
Muistio 3 (5) 5.3 Kulutukseen kohdistuva tehomaksu Kulutuksen osalta havaittiin liittymistehon olevan hyvin epämääräinen ja käyttötilanteen mukaan vaihteleva asia. Niinpä kaikissa tutkituissa rakennevaihtoehdoissa jäljiteltiin teholuonteista maksua määrittelemällä talviarkipäivän energiamaksu 3,5-kertaiseksi muun ajan maksuun nähden (nykytariffilla talvikauden ja muun ajan maksujen suhde on 2,0) ja lyhentämällä talvikautta nykyisestä viidestä kuukaudesta kolmeen. Laskelmissa talvikausi asetettiin samaksi kuin tehoreservissä eli joulukuu-helmikuu ja talviarkipäivän päiväjaksoksi klo 7-21. 5.4 Johtopäätökset ja jatkotoimenpiteet Käydyssä keskustelussa pidettiin kaikkia rakennevaihtoehtoja periaatteessa toimivina ja edellisessä kokouksessa sovittuja tavoitteita vastaavina. Tariffin suurempi teholuonteisuus suosii pitkää käyttöaikaa, mikä on periaatteessa oikein. Kulutuksen osalta tämän jäljittelemistä energiahintaa porrastamalla pidettiin hyvänä ajatuksena. Vahvasti porrastettu kulutusmaksu saattaa tosin aiheuttaa teollisuuskuluttajalle talviarkipäivään kohdistuvan suuren kustannuskomponentin, mitä on vielä tarkemmin tutkittava. Toisaalta matalamman tariffin aika pitenee selvästi. Nykyinen talvijakso on 3600 h ja ehdotettu korkeampi talviarkipäiväjakso olisi 840 h. Myös tuotannon aiheuttamien verkkoinvestointien kattaminen tuotannon maksuosuutta kasvattamalla on periaatteessa oikein. Huolta kannettiin kuitenkin lyhyen käyttöajan tuotannolle mahdollisen tehokomponentin myötä kohdistuvasta entistä suuremmasta maksuosuudesta. Tässä yhteydessä keskusteltiin, että lyhyen käyttöajan tuotannosta tuulivoima on nykytilanteessa verkkoinvestointien aiheuttaja, kun taas säätävä tuotanto on puolestaan tuulivoiman mahdollistaja. Tärkeänä pidettiin tästä huolimatta, ettei tariffia rakenneta erilaiseksi erityyppiselle tuotannolle. Lisäksi verkko ei voi olla jouston väline, vaan sähkömarkkinoiden pitää pystyä vastaamaan joustavan tuotannon kustannusten kattamisesta. Ylipäätään sähkön markkinahinta on oleellisesti kantaverkkotariffia merkittävämpi tekijä, kun asiakkaat miettivät omia investointejaan ja käyttäytymistään. Neuvottelukunta suhtautui neutraalisti eri rakennevaihtoehtoihin ja jäsenet halusivat vielä perehtyä vaihtoehtoihin ja niiden vaikutuksiin tarkemmin omien laskelmien kautta. Rakenteella todettiin olevan vaikutusta myös jakeluverkkohinnoitteluun, etenkin tuulivoiman liittämisen osalta. Yksityiskohtaiset kommentit sovittiin toimitettaviksi elokuun puoleenväliin mennessä, jotta ne toimivat pohjana seuraavan kokouksen valmistelulle. Yleisperiaatteena todettiin, että aiheuttamisperiaatteen tulee olla keskeinen tekijä rakennetta valittaessa. 5.5 Loissähkön käsittely Pertti Kuronen kertoi myös suunnitelmista loissähkötariffin ja loistehoreservikorvausten suhteen. Kyse ei ole Fingridin kannalta suuresta summasta, sillä nykyisellään loissähkötariffista ei tule tuloja, ja reservikorvauksetkin ovat yhteensä alle miljoona euroa vuodessa. Tärkeämpää onkin, että tariffi ohjaa loistehon kompensoinnin tehtäväksi siellä, missä se on teknistaloudellisesti järkevintä. Nykyisin loissähkö mitataan liittymispisteittäin, mutta loistehon käytön seuranta tapahtuu ensisijaisesti alueittain. Jatkossa on tarkoitus toteuttaa myös seuranta liittymispisteittäin,
Muistio 4 (5) mikä on huomattavasti helpompaa kytkentätilanteiden vaihdellessa. Loistehoreservistä Fingrid suorittaa nykyisin asiakkaalle korvauksen loistehoreserveistä kantaverkkoon liittyneiden yli 10 MVA generaattoreiden osalta. Jatkossa loistehoreservi olisi velvoitepohjainen, sillä perustetta ei ole sille, että korvauksia saavat vain kantaverkkoon liittyvät tuotantolaitokset. Neuvottelukunta piti tässäkin asiassa aiheuttamisperiaatetta ja osapuolten tasapuolista kohtelua tärkeänä. Todettiin, että asian valmistelu jatkuu esitetyn pohjalta. 6 Katsaus kantaverkon käyttötoimintaan Johtaja Reima Päivinen kertoi aluksi verkon käyttötilanteesta, joka on ollut vahvasti tuontipainotteinen Ruotsin suunnasta. Samaan aikaan on todennäköistä, että FennoSkan1-yhteyden kaapelivian jälkeen toteutettua tehon alennusta ei voida poistaa. Venäjän tuonti on sen sijaan pysynyt pienenä myös huippukuormitustilanteissa. Viroon on enimmäkseen viety sähköä, mutta huippukuorman aikaan myös tuotu. Kokonaisuudessaan talven tehohuipun aikana tuotiin Suomeen 2500 MW sähköä, mikä kuvaa varsin hyvin nykyistä tehovajaustamme. Alkuvuoden merkittävimpiä häiriöitä ovat olleet FennoSkan2-yhteyden häiriö, Hikiä- Forssa puuvika ja Hikiä-Espoo pylväsvaurio. Häiriökeskeytyksistä liittyjille aiheutunut haitta (KAH) on toistaiseksi runsaan kahden miljoonan euron tasolla. Tämä asia vaikuttaa myös kaikkien Fingridin työntekijöiden laatupalkkioon. Kesällä ja myös tulevina vuosina Pohjanmaan keskeytystilanteet ovat haastavia. Järjestelmäreservien hinnat ovat yhä kasvussa, vaikka kulutusta ja muuta tuotantoa kuin vesivoimaa onkin saatu aktivoitua mukaan reservimarkkinoille. Eräänä ratkaisuna on tulvakaudella kokeiltu myös taajuusohjattujen reservien hankkimista ennen pörssikauppoja. Lisäksi pyritään luomaan reserveille pohjoismaisia markkinoita, minkä lisäksi reserviyhteistyötä kehitetään jatkuvasti myös Viron ja Venäjän suuntaan. Huonoin vaihtoehto olisi säädellyt, ei siis markkinalähtöiset reservit. Tällöin häviäisi paine kehittää jatkuvasti ratkaisuja entistä kustannustehokkaammiksi. Joka tapauksessa lisää reservejä tarvitaan, jotta pohjoismaisen taajuuden laadun heikkeneminen saadaan pysähtymään. Jatkossa haasteena reservien riittävyydelle todettiin olevan myös suuret tuotantoyksiköt ja samaan aikaan järjestelmän pienenevä pyörivä massa. Käyttötoiminnan kansainvälinen yhteistyö keskittyy parhaillaan voimakkaasti eurooppalaisten verkkosääntöjen valmisteluun. Näitä on toistaiseksi valmisteltu kolme, mutta ne seisovat komitologiaprosessissa. Jatkossa sääntöjen implementointi on suuri työ ja edellyttää myös regulaattorin vahvaa osallistumista. Neuvottelukuntaa huolestuttivat viranomaisen resurssit tähän työhön, ja toivottiinkin asiaan pragmaattista lähestymistapaa. Lopuksi käytiin läpi Fingridin käyttötoimikunnan viime aikoina käsittelemiä aiheita. Tavoitteena on katsoa asioita mahdollisimman pitkälle eteenpäin, sillä viiveet käytännön muutosten toteuttamisessa ovat energia-alalla tyypillisesti hyvin pitkiä.
Muistio 5 (5) 7 Toimintaympäristön muutokset asiakasryhmittäin 8 Muut asiat Kutakin jäsentä pyydettiin toimittamaan etukäteen otsikkotasolla 3-5 oman yhtiönsä kannalta tärkeää muutosta noin seuraavan kymmenen vuoden aikaikkunassa. Fingrid hyödyntää vastauksia omassa toimintaympäristöanalyysissaan ja asiakasnäkökulman strategiansa päivityksessä. Johtaja Jussi Jyrinsalo kävi läpi saatujen vastausten yhteenvetoa, jonka pohjalta käytiin keskustelua. Jakeluverkkoyhtiöiden suurimpia huolia ovat kiristyvä regulaatio ja toimitusvarmuusvaatimukset samaan aikaan, kun ympäröivän yhteisön ja kulutuksen kehittymisessä on suurta epävarmuutta. Mahdollisuuksia puolestaan luovat asiakkaiden entistä paremmat tekniset valmiudet joustavaan käyttäytymiseen samalla, kun vähittäismarkkinat kehittyvät toimivammaksi. Sähkön suurkäyttäjät puolestaan näkevät suurta epävarmuutta globaalissa talouskehityksessä ja huolta Euroopan kilpailukyvyssä. Samaan aikaan eurooppalaisille yhtiöille asetetut ympäristövaatimukset tiukkenevat jatkuvasti. Myös sähkön saatavuus ja hintataso mietityttävät käyttäjiä suuresta tuontiriippuvuudesta johtuen. Toisaalta toimiva energiainfra on vielä toistaiseksi ollut maamme kilpailuvaltti, mikä näkyy mm. lukuisina datacenter-suunnitelmina. Käyttäjien tunnistamat huolet tarjoavat puolestaan mahdollisuuksia sähkön tuottajille. Erilaiset tuotantotuet tosin vääristävät aitoa kilpailua. Uusiutuvat tuotantomuodot, varsinkin aurinkovoima, alkavat kuitenkin olla jo kannattavia ilman tukiakin. Teknologialäpimurtojen nähtiin olevan jatkossakin mahdollisia. Markkinatoimijoille luo mahdollisuuksia vähittäismarkkinoiden kehittyminen, samoin eurooppalainen markkinaintegraatio ja -harmonisaatio. Haasteena, mutta toisaalta myös mahdollisuutena on sähkön hinnan ja hintaerojen suuri volatiliteetti. Ei muita asioita. 9 Seuraava kokous Seuraava kokous pidetään Fingridin tiloissa torstaina 28.8.2014 klo 9-12. Vakuudeksi Muistio tarkastettu sihteeri puheenjohtaja