Sähkömarkkinat - opetusmoniste

LAPPEENRANNAN TEKNILLINEN YLIOPISTO LUT ENERGIA SÄHKÖTEKNIIKKA Sähkömarkkinat - opetusmoniste LUT 2015 Jarmo Partanen, Satu Viljainen, Jukka Lassila, Samuli Honkapuro, Kaisa Salovaara, Salla Annala, Mari Makkonen PL 20, 53851 LAPPEENRANTA www.lut.fi/lutenergia

SISÄLLYSLUETTELO 1 Johdanto...1 2 Sähkömarkkinoiden kehitystrendit, tavoitteet ja valvonta...2 2.1 Sähkömarkkinalaki... 2 2.2 Sähkömarkkinoiden valvonta... 2 2.3 Sähköenergiamarkkinat... 3 2.3.1 Sähkön hinnan muodostuminen... 3 2.3.2 Sähkön siirto ja jakelu... 4 2.3.3 Sähkön tuotanto... 4 2.3.4 Sähkökauppa... 6 2.3.5 Sähkön hinta... 6 2.3.6 Sähkön käyttö... 9 2.3.7 Sähkönkulutuksen mittaus... 10 3 Sähkön käytön mallintaminen ja ennustaminen... 11 3.1 Kuormitusten määrittäminen... 12 3.1.1 Velanderin kaava... 12 3.1.2 Kuormitusmallit... 13 3.2 Kuormitusmallien käyttö... 14 3.2.1 Keskitehon laskeminen... 14 3.2.2 Huipputehon laskeminen... 16 4 Sähkökauppa... 19 4.1 Vähittäismarkkina... 19 4.2 Tukkusähkömarkkina... 20 4.3 Siirtoverkko... 22 4.4 Sähköpörssi... 23 4.5 Sähköpörssin fyysiset tuotteet... 23 4.5.1 Elspot... 24 4.5.2 Elbas... 26 4.6 Sähköpörssin johdannaistuotteet... 26 4.6.1 Futuurit ja DS-futuurit... 26 4.6.2 Optiot... 27 4.7 OTC-markkinat... 28 4.8 Sähkönhankinnan periaatteita... 29 4.9 Riskit vapailla sähkömarkkinoilla... 30 4.10 Riskienhallinta sähkömarkkinoilla... 31 4.11 Päästökaupan vaikutus sähkön hintaan... 32 4.12 Syöttötariffit ja muut energiatukijärjestelmät... 35 5 Sähkötaseiden hallinta... 36 5.1 Tasehallinta... 36 5.1.1 Valtakunnallisen tehotasapainon ylläpito... 36

5.1.2 Säätösähkökauppa... 37 5.2 Taseselvitys... 39 5.2.1 Jakeluverkonhaltijan taseselvitys... 41 5.2.2 Tasevastaavan taseselvitys... 41 5.2.3 Valtakunnallinen taseselvitys... 43 5.3 Tasesähkökauppa... 43 6 Sähkön ja sen toimituksen hinnoitteluperiaatteet... 44 6.1 Hinnoittelu sähkökaupassa... 44 6.2 Siirtohinnoittelu... 44 6.2.1 Hinnoitteluperusteet... 45 6.2.2 Hinnoittelumalli... 45 7 Sähkönjakeluverkkoliiketoiminta... 50 7.1 Verkkoliiketoiminnan tavoitteet... 50 7.2 Verkkoliiketoiminnan sääntely... 51 7.2.1 Valvontamallit... 51 7.2.2 Sääntelyyn liittyvät kannustinjärjestelmät... 52 7.3 Sähköverkkoliiketoiminnan sääntely Suomessa... 53 7.3.1 Sähkönjakeluverkkoliiketoiminnan sääntely valvontajaksolla 2012-2015... 54 7.4 Tehokkuusarvioinnin rooli verkkoliiketoiminnan valvonnassa... 63 7.4.1 Tehokkuusmittauksen menetelmät... 63 7.5 Sähkön laatu verkkoliiketoiminnan valvonnassa... 64 7.5.1 Sähkön laadun arviointi... 66 7.5.2 Verkkoyhtiöiden sähköntoimituksen laatu Suomen valvontamallissa... 69 7.6 Verkkoliiketoiminnan valvonta Euroopassa... 72 8 Lähdeluettelo... 79

1 1 Johdanto Sähkömarkkinat koostuvat sähköntuotannosta, siirtoverkkoliiketoiminnasta, sähkönjakeluverkkoliiketoiminnasta ja sähkökaupasta. Tässä opetusmonisteessa tarkastellaan keskeisiä sähkökauppaan ja jakeluverkkoliiketoimintaan liittyviä asioita pääosin kotimaisesta näkökulmasta. Sähkömarkkinoiden toimintaperiaatteet ovat muuttuneet ja muuttuvat nopeasti. Keskeisinä muutosta ohjaavina ja vauhdittavina tekijöinä ovat energiamarkkinoiden lainsäädännön muuttuminen eurooppalaisella ja kotimaisella tasolla, verkkoliiketoiminnan valvontametodiikan kehittyminen, energia- ja sähköyhtiöiden omistajapolitiikan muutokset sekä sähkönkäyttäjien vaatimusten muuttuminen. Tässä opetusmonisteessa asioita tarkastellaan syksyn 2015 tilanteen mukaisesti. Osa monisteessa esitetyistä asioista tulee varmasti muuttumaan lähivuosina. Kehotammekin lukijoita päivittämään monisteessa kuvattujen menetelmien yksityiskohtien sisällöt ennen niiden käyttöä todellisissa päätöksentekotilanteissa.

2 Sähkömarkkinoiden kehitystrendit, tavoitteet ja valvonta 2.1 Sähkömarkkinalaki 2 Sähkömarkkinoiden toimintaa Suomessa säätelevät sähkömarkkinalaki (588/2013), valtioneuvoston asetus sähkömarkkinoista (65/2009), laki Energiavirastosta (870/2013), valtioneuvoston ja työ- ja elinkeinoministeriön päätökset ja asetukset sekä Euroopan Unionin asetukset ja direktiivit. Sähkömarkkinalain mukaan sähköverkkotoiminta on eriytettävä sähkön tuotannosta ja sähkökaupasta. Sähkön tuotanto ja kauppa kuuluvat vapaan kilpailun piiriin, siirrosta vastaa valtakunnallinen kantaverkkoyhtiö ja jakelusta alueellisessa monopoliasemassa toimivat jakeluverkonhaltijat. Eriyttäminen tarkoittaa, että sähköverkkotoiminnalle on laadittava erillinen tuloslaskelma ja tase. Lisäksi verkkoliiketoiminnan tulee olla oikeudelliselta muodoltaan, organisaatioltaan ja päätöksenteoltaan riippumaton sähkökaupasta ja sähkön tuotannosta (oikeudellisen eriyttämisen vaatimus koskee verkkoyhtiöitä, joiden 400 V jakeluverkossa on siirretty vähintään 200 GWh vuodessa kolmena edellisenä vuotena). Tällä pyritään edistämään tervettä ja toimivaa kilpailua sähkökaupassa ja sähkön tuotannossa sekä varmistamaan, ettei kilpailun piiriin kuuluvaa liiketoimintaa tueta monopolitoiminnan tuotoilla. Sähkön myynnin ja tuotannon osalta markkinat avattiin kilpailulle vuonna 1995. Avaaminen toteutettiin portaittaisesti siten, että ensimmäisessä vaiheessa sähkön kilpailuttaminen oli mahdollista suurille yli 500 kw asiakkaille. Vuoden 1997 alusta tehoraja poistettiin ja kilpailun piiriin tulivat kaikki sähkön käyttäjät. Käytännössä pienimmät sähkön käyttäjät pääsivät kilpailun piiriin kuitenkin vasta syksyllä 1998, jolloin otettiin käyttöön tyyppikuormituskäyräjärjestelmä, joka poisti jatkuvan tuntitehon mittaustarpeen. Sähkönjakeluverkkoliiketoiminta säilytettiin sähkömarkkinauudistuksessa säädeltynä monopolina. Verkonhaltijalle säädettiin siirto-, liittämis- ja verkon kehittämisvelvollisuus sekä velvollisuus toimia tasapuolisesti, syrjimättömästi ja avoimesti eri myyjien ja asiakasryhmien suhteen. Sähkön siirron hinnoittelussa säädettiin käytettäväksi pistehinnoittelua, mikä tarkoittaa, että verkonhaltijan on osaltaan järjestettävä edellytykset sille, että asiakas saa asianomaiset maksut suorittamalla oikeuden käyttää liittymispisteestään käsin koko maan sähköverkkoa ulkomaanyhteyksiä lukuun ottamatta. Lisäksi säädettiin, ettei verkkopalvelujen hinta jakeluverkossa saa riippua siitä, missä asiakas maantieteellisesti sijaitsee verkonhaltijan vastuualueella. (Sähkömarkkinalaki 1995) 2.2 Sähkömarkkinoiden valvonta Sähkömarkkinoiden valvontaa varten perustettiin työ- ja elinkeinoministeriön hallinnonalalla toimiva asiantuntijavirasto. Virasto aloitti toimintansa huhtikuussa 1995 Sähkömarkkinakeskuksen nimellä. Viraston nimi muuttui Energiamarkkinavirastoksi elokuussa 2000 samalla, kun sen tehtäväkenttä laajeni kattamaan myös maakaasumarkkinoiden valvonnan. Vuonna 2014 nimi muuttui Energiavirastoksi ja virastolle siirtyi energiatehokkuuden ja uusituvan energian edistämistehtäviä työ- ja elinkeinoministeriöstä (TEM 2014).

3 Energiavirasto valvoo sähkö- ja maakaasumarkkinalainsäädännön noudattamista sekä edistää kilpailulle perustuvien sähkö- ja maakaasumarkkinoiden toimintaa. Lisäksi virasto toimii päästökauppaviranomaisena Suomessa. Energiaviraston toteuttama valvonta on luonteeltaan osin etukäteistä ja jälkikäteistä. Sähköverkkoliiketoiminnan valvonnan periaatteet julkaistaan etukäteen, mutta varsinaiset edellä mainittuihin periaatteisiin pohjautuvat valvontapäätökset tehdään jälkikäteen, kun verkkoyhtiöiden tilinpäätöstiedot ovat käytettävissä. Energiaviraston päätöksiä koskevat valitukset käsitellään hallinto-oikeudessa tai markkinaoikeudessa. Sähkömarkkinoilla Energiaviraston tehtäviin kuuluu mm. (energiavirasto.fi): Kansallisen ja Euroopan unionin sähkömarkkinalainsäädännön noudattamisen valvonta Kilpailulle perustuvien sähkömarkkinoiden toiminnan edistäminen Sähköverkkotoiminnan siirtohinnoittelun valvonta Sähköverkkotoiminnan toimilupien ja vähintään 110 kv:n voimajohtojen rakentamislupien myöntäminen Sähkön alkuperätakuujärjestelmän valvonta. 2.3 Sähköenergiamarkkinat 2.3.1 Sähkön hinnan muodostuminen Asiakkaan sähkön hinta muodostuu sähköenergian hankinnan kustannuksista, sähkön siirron kustannuksista ja veroista. Sähköenergian hankintahinta muodostuu sähköenergian hinnasta ja sähkön myyntityöstä aiheutuneista kustannuksista. Siirtohinta koostuu sähkön siirron kustannuksista kantaverkossa, alueverkossa ja jakeluverkossa. Kotitalousasiakkaalla sähköenergian osuus sähkön toimituksen kokonaiskustannuksista on runsas kolmannes, siirron osuus vajaa kolmannes ja loppuosa muodostuu veroista. Kuvassa 2.1 on esimerkki kotitalousasiakkaan sähkön hinnan muodostumisesta. 1.1.2015, kulutus 5000 kwh/vuosi, 15,57 snt/kwh Hankinta 27,0 % Myynti 10,3 % Jakeluverkko 26,9 % Kantaverkko 2,0 % Sähkövero 14,5 % Arvonlisävero 19,4 % Kuva 2.1. Kotitalousasiakkaan sähkön hinnan muodostuminen. (Energiavirasto 2015a) Sähkölämmittäjillä sekä teollisuusasiakkailla sähköenergian osuus sähkön toimituksen kokonaiskustannuksista on suurempi kuin kotitalousasiakkailla, siirron osuus vastaavasti hieman pienempi. Myynti Siirto Verot

4 2.3.2 Sähkön siirto ja jakelu Sähkön siirto on säädeltyä monopolitoimintaa, jonka tavoitteena on siirtää sähköenergiaa tuottajilta käyttäjille. Valtakunnallisesti sähkön siirrosta vastaa kantaverkkoyhtiö Fingrid Oyj, joka omistaa myös maan rajojen yli menevät johdot. Kantaverkkoyhtiöillä on myös vastuu sähkövoimajärjestelmän toimitusvarmuudesta. Siksi kantaverkkoyhtiöitä nimitetään myös järjestelmävastaaviksi. Sähkön alue- ja jakeluverkkotoiminnasta vastaavat noin 90 verkkoyhtiötä, joilla on sähkömarkkinaviranomaisen myöntämä verkkolupa. Verkonhaltijoiden tehtäviin kuuluu verkostojen ylläpito, käyttö ja kehittäminen. Toimijarakenne sähkön siirrossa on esitetty kuvassa 2.2. (Energia.fi) Kuva 2.2. Toimijarakenne sähkön siirrossa. (Energia.fi) Sähkömarkkinalain mukaan verkonhaltijoiden on avattava verkkonsa kaikkien halukkaiden käyttöön asianmukaista korvausta vastaan. Lain tavoitteena on ollut muodostaa sähköverkoista markkinapaikka, joka palvelee tasapuolisesti kaikkia sähkökaupan osapuolia. (Energia.fi) Sähkön siirrossa ja jakelussa sovelletaan pistehinnoittelua. Saman jakeluverkon alueella samantyyppiset käyttäjät maksavat sähkön siirrosta saman hinnan, joka ei riipu esimerkiksi siitä, kuinka kaukana sähköasemasta käyttöpaikka sijaitsee. Käyttäjä voi hankkia tarvitsemansa sähkön vapaasti mistä tahansa Suomen alueelta. Käyttäjä maksaa sähköenergian hinnan ohella liittymispisteessään maksun, joka kattaa koko siirtoketjun. (Energia.fi) Sähkönjakeluverkkoliiketoiminta on säädeltyä monopolitoimintaa. Liiketoiminnalle sallitaan kohtuullinen tuotto, joka määräytyy verkkoyhtiöön toimintaan sitoutuneen pääoman ja vallitsevan yleisen korkotason perusteella. Siirtohinnoittelun kohtuullisuutta valvoo Energiavirasto. Sähkönjakeluverkkotoiminnan hinnoittelun valvonnasta seuraa, että tuottomahdollisuudet ovat rajoitetut. Toisaalta myös toiminnan riskit ovat pienet ja tuotto pysyy lähes vakiona. Sähkönjakeluverkkoliiketoiminnan tavoitteita ja kehitysnäkymiä on käsitelty tarkemmin luvussa 7. 2.3.3 Sähkön tuotanto Sähkömarkkinauudistuksen myötä toimintaympäristö sähkön tuotannossa on kokenut huomattavia muutoksia. Kilpailu on kiristynyt Suomen liityttyä entistä selkeämmin osaksi pohjoismaisia ja eurooppalaisia markkinoita. Kilpailun myötä toimitussopimukset ovat lyhentyneet ja toiminnan riskit kasvaneet. Ympäristötekijöiden, kuten ympäristöverojen ja päästörajoitusten, merkitys sähkön

5 tuotannossa on viime vuosina lisääntynyt. Sähkön hankinta Suomessa vuonna 2014 tuotantolajeittain jaoteltuna on esitetty kuvassa 2.3. Vesivoima 15,8 % Tuulivoima 1,3 % Ydinvoima 27,2 % Nettotuonti 21,6 % Erillistuotanto 8,0 % Yhteistuotanto, teollisuus 11,0 % Yhteistuotanto, kaukolämpö 15,1 % Kuva 2.3. Sähkön hankinta Suomessa vuonna 2014 tuotantolajeittain jaoteltuna. (Energia.fi) Kuvasta 2.3 nähdään, että tuotantorakenne Suomessa on monipuolinen. Vuonna 2014 ydinvoiman osuus kokonaistuotannosta oli reilu neljännes, vesivoiman osuus 16 %, sähkön ja lämmön yhteistuotannon osuus reilu neljännes sekä muun lämpövoiman osuus 8 %. Tuonnin osuus oli 22 %. Sähköenergian kokonaiskulutus Suomessa vuonna 2014 oli 83,3 TWh. Raakaenergialähteittäin jaoteltu sähkön hankinta vuonna 2014 on esitetty kuvassa 2.4. (Energia.fi) Ydinvoima 27,2 % Jäte Turve 1,0 % 3,5 % Kivihiili 9,8 % Öljy 0,3 % Biomassa 13,2 % Maakaasu 6,3 % Vesivoima 15,8 % Tuuli 1,3 % Nettotuonti 21,6 % Kuva 2.4. Sähkön hankinta vuonna 2014 energialähteittäin jaoteltuna.(energia.fi) Yhteistuotantolaitoksissa tuotetun sähkön määrä vaihtelee, sillä primäärituotteena yhteistuotantolaitoksissa on lämpö, jonka vuosittainen tarve vaihtelee. Voimalaitoksia ajetaan lämmöntarpeen mukaan ja sähköä saadaan lämmöntuotannon sivutuotteena. Vesivoiman määrän vaihtelee vuosittaisen vesitilanteen mukaan. Vesitilanne heijastuu

6 myös tavallisella lauhdevoimalla tuotetun sähkön määrään. Hyvinä vesivuosina vesivoimaa käytetään paljon ja tavallista lauhdevoimaa vastaavasti vähemmän. Huonoina vesivuosina vesivoiman osuus sähkön hankinnasta pienenee ja tavallisen lauhdevoiman osuus kasvaa. Hyvinä vesivuosina pohjoismaisilla sähkömarkkinoilla on ollut tarjolla runsaasti halpaa vesivoimaa, jota on kannattanut tuoda Suomeen. 2.3.4 Sähkökauppa Sähkön tukkukauppaa käydään sähköpörssissä ja OTC-markkinoilla. Sähkön tuottajat myyvät sähköä sekä pohjoismaisen sähköpörssin Nord Poolin kautta että OTC - markkinoilla kahdenvälisin sopimuksin suurasiakkaille ja sähkön vähittäismyyjille. Sähkön vähittäismyyjinä toimivat pääasiassa paikalliset ja alueelliset sähköyhtiöt. Sähkömarkkinauudistuksen myötä sähkön myynti ei enää ole luvanvaraista toimintaa, joten ala on vapaa myös uusille yrittäjille. Kuvassa 2.5 on esitetty toimijarakenne sähkökaupassa. Sähkökauppa jakaantuu isoimmille toimijoille suunnattuun tukkusähkökauppaan sekä pienasiakkaille suunnattuun vähittäismyyntiin. Asiakas G G G Tukkusähkö Markkinat; pörssi ja OTC-kauppa Vähittäismyynti Asiakas Asiakas Asiakas G Asiakas Kuva 2.5. Tukkusähkö- vähittäismyyntimarkkinat. G = sähkön tuottaja, Asiakas = sähkön käyttäjä. Sähkön vähittäiskaupassa katteet ovat tyypillisesti pieniä. Toiminnan riskit sen sijaan ovat suuria, mikä edellyttää sähkökaupassa toimivilta osapuolilta suunnitelmallista riskienhallintaa. Sähkön hankinnan ja myynnin suunnittelussa sähkön kulutuksen ennustuksilla on keskeinen rooli. Ennusteita käytetään myös sähkön tuotannon suunnittelussa. Ennusteet eivät koskaan toteudu aivan sellaisinaan vaan tuotannon ja kulutuksen välillä voi olla yli- tai alijäämä. Valtakunnallisen tehotasapainon ylläpitämiseksi tuotannon ja kulutuksen on kuitenkin oltava tasapainossa joka hetki, tehotasapainon säilyminen hoidetaan säätösähkömarkkinoiden avulla. Kaupallisesti kunkin suuren toimijan (ns. tasevastaavien) tuotannon ja kulutuksen välistä poikkeamaa käsitellään tasesähkönä. Sähkökaupan osapuolten toimitukset selvitetään taseselvitysten avulla. 2.3.5 Sähkön hinta Sähkön tukkuhinta määräytyy kunkin ajanhetken kysynnän ja tarjonnan mukaan. Sähkön tukkukauppaa käydään sähköpörsseissä (Pohjoismaissa Nord Pool). Sähköpörssin Spot -markkinoilla sähkölle määritetään hinta seuraavan vuorokauden jokaiselle tunnille markkinaosapuolien toimittamien osto- ja myyntitarjouksien perusteella. Tarjoukset koskevat tiettyä sähkömäärää. Tiettyä tuntia vastaavat tarjoukset

7 yhdistetään kysyntä- ja tarjontakäyriksi. Kysyntä- ja tarjontakäyrien kohtaamispisteestä määräytyy sähkön ns. tukkumarkkinahinta, jolla kaikki kaupankäynti tapahtuu. Näin kaikella käytettävissä olevalla tuotannolla on markkinoilla sama asema ja hinta huolimatta tuotantotavasta. Tukkumarkkinahinta vastaa muuttuvia kustannuksia kaikkein kalleimmasta tuotantomuodosta, joka tarvitaan sähkön kysynnän kattamiseksi. Tämän tuotantomuodon muuttuvat kustannukset määrittävät sen hetkisen marginaalikustannuksen sähkölle. Kun tuotannon ajojärjestys järjestetään alkaen alhaisimman marginaalikustannuksen tuotantomuodosta kalleimpaan kysynnän kattavaan tuotantomuotoon, sähkön tuotanto ja kulutus kohtaavat joka hetki mahdollisimman alhaiseen hintaan. Tämän vuoksi esimerkiksi jos tuottaja on tarjonnut kapasiteettiaan markkinahintaa korkeammalla hinnalla, se ei ehkä saa sähköä myydyksi. Kuvassa 2.6 on havainnollistettu kaksi eri tilannetta, sähkön kysyntä kesällä ja talvella. Kesällä pienemmät kuormitukset katetaan perustuotannolla, jolla tyypillisesti on suuret perustamiskustannukset, mutta pienet muuttuvat kustannukset. Siksi tällaista tuotantoa on kannattava ajaa niin paljon kuin mahdollista. Talvella sähkön kysyntä kasvaa ja sähköntuotantokapasiteettia pitää ottaa enemmän käyttöön. Tukkuhinnassa voi esiintyä suuriakin piikkejä, jos kysynnässä tai tarjonnassa tapahtuu radikaaleja muutoksia. Muuttuvat Tuotantokustannukset ( /MWh) Kysyntä talvella Tarjonta Hinta talvella Hinta kesällä Kysyntä kesällä Vesivoima Ydinvoima CHP Hiililauhde Kaasuturbiini Kysyntä kesällä Kysyntä talvella (MW) Kuva 2.6. Sähköenergian markkinahinnan muodostuminen. CHP = sähkön ja lämmön yhteistuotanto. Sähkön hintakehitys on pohjoismaisilla sähkömarkkinoilla voimakkaasti riippuvainen erityisesti Norjan vesivarannoista, koska huomattava osa sähköstä tuotetaan vesivoimalla. Kuvassa 2.7 on esitetty vesivarantojen sekä sähkön systeemihinnan ja Suomen aluehinnan riippuvuutta. Kuvasta on nähtävissä kaksi selkeää sähkön hintapiikkiä vuonna 2010. Normaalia heikomman vesitilanteen lisäksi hintoja nostivat kylmyys ja ongelmat ruotsalaisissa ydinvoimaloissa (NordREG 2011).

8 GWh 20000 /MWh 180 15000 160 10000 5000 0 140 120-5000 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 100-10000 80-15000 -20000-25000 60 40-30000 20-35000 Erotus normaaliin vesivuoteen Systeemihinta Suomen aluehinta 0 Kuva 2.7. Vesivarantojen taso suhteessa normaalivuoteen ja sähkön hinnan käyttäytyminen (energia.fi) Sähkön pörssihinta ei välittömästi vaikuta vähittäismarkkinoiden hintatasoon, koska asiakkaat solmivat toistaiseksi voimassa olevia sopimuksia, joiden hinnanmuutoksista on ilmoitettava asiakkaalle vähintään kuukautta etukäteen, tai määräaikaisia, kiinteähintaisia sopimuksia. Spot-hintaan sidotut sopimukset ovat pienasiakkaiden parissa vähemmän suosittuja. Suuri osa hinnannousuista on johtunut verotuksen kiristymisestä sekä vesivarantojen tilanteesta. Sähkön kuluttajahinta on Euroopan halvimpien joukossa. Kuvassa 2.8 on esitetty kotitalouksien sähköenergian hinnan reaalinen kehitys 2005 2015. Kuva 2.8. Kotitalouksien sähköenergian verottoman hinnan reaalinen kehitys 2005 2015. (Energiavirasto 2015a) Kuvassa 2.9 on esitetty kotitalouksien verottoman siirtohinnan reaalinen kehitys 2005 2015.

9 Kuva 2.9. Verottoman siirtohinnan reaalinen kehitys 2005 2015. (Energiavirasto 2015a) Kotitalouksien sähkön hinnan komponenttien kehitys vuodesta 1998 lähtien on esitetty kuvassa 2.10. 100 % 90 % 80 % 70 % 60 % 50 % 40 % 30 % 20 % 10 % 0 % 1.1.1998 1.1.1999 1.1.2000 1.1.2001 1.1.2002 1.1.2003 1.1.2004 1.1.2005 1.1.2006 1.1.2007 1.1.2008 1.1.2009 1.1.2010 1.1.2011 1.1.2012 1.1.2013 1.1.2014 1.1.2015 Verot Energia Siirto Kuva 2.10. Sähkön hintakomponenttien osuudet kokonaishinnasta 18000 kwh vuodessa kuluttavalle kotitaloudelle. (Energia.fi) Verojen osuus kokonaishinnasta on kasvanut viime vuosina. Erityisesti kuvasta on huomattavissa vuoden 2011 alussa voimaan tullut sähköveron korotus. 2.3.6 Sähkön käyttö Suomessa sähkön osuus energian loppukäytöstä on noin neljännes. Kuvassa 2.11 on esitetty sähkön käytön jakaantuminen käyttäjäryhmittäin vuonna 2014, jolloin sähkön kokonaiskulutus oli 83,3 TWh. (Energia.fi)

10 Metallinjalostus 10% Kemianteollisuus 8 % Muu teollisuus 5% Asuminen ja maatalous 27 % Teollisuus yhteensä 47 % (v. 2013 47%) Muu kulutus yhteensä 50 % (v. 2012 50 %) Metsäteollisuus 24 % Kuva 2.11. Sähkön käyttötiedot käyttäjäryhmittäin vuonna 2014. Sähkön kokonaiskulutus oli 83,3 TWh. (Energia.fi) Kuvasta 2.11 nähdään, että Suomessa suurin sähkön käyttäjäryhmä on teollisuus, joka käyttää noin puolet sähköenergiasta. Valtaosa teollisuuden käyttämästä sähköenergiasta menee metsäteollisuuden tarpeisiin. Kotitaloudet käyttävät sähköstä noin viidenneksen ja loppu jakautuu palveluiden, julkisen kulutuksen ja maatalouden kesken. Sähkön siirtohäviöiden osuus kokonaiskulutuksesta on muutaman prosentin luokkaa. 2.3.7 Sähkönkulutuksen mittaus Häviöt 3 % Palvelut ja rakentaminen 23 % Perinteisesti pienasiakkaiden, kuten kotitalouksien, sähkönkulutusta on mitattu mittareilla, jotka rekisteröivät energian kokonaiskulutuksen, mutta eivät kulutuksen ajallista sijoittumista päivä/yö-tasoa tarkemmin. Mittarit on luettu paikan päällä yleensä kerran vuodessa, ja laskutus mittauksien välillä on perustunut kuormitusmalleilla tehtyihin arvioihin. Maaliskuussa 2009 voimaan tullut valtioneuvoston asetus (VNA 66/2009) teki etäluettavat ja kulutuksen tuntitasolla rekisteröivät mittarit pakollisiksi myös pienasiakkaille. Asiakkaiden, joiden pääsulake on suurempi kuin 3 x 63 A, mittarit piti vaihtaa tuntirekisteröiviksi ja etäluettaviksi vuoden 2010 loppuun mennessä. Pienemmille asiakkaille tuntirekisteröivät etäluettavat mittarit oli asennettava viimeistään vuoden 2013 loppuun mennessä. Siirtymäajan jälkeenkin jakeluverkonhaltija voi poiketa tuntimittausvaatimuksesta tiettyjen asiakkaiden kohdalla, kuitenkin korkeintaan 20 prosentissa jakeluverkon sähkönkäyttöpaikoista. Käytännössä lähes kaikki mittarit ovat nyt tunneittain rekisteröiviä mittareita. Perinteiset mittarit on siirtymäajan jälkeen luettava kolme kertaa vuodessa aiemman yhden kerran sijaan. Tunneittain rekisteröivät mittarit on luettava kerran päivässä.

11 3 Sähkön käytön mallintaminen ja ennustaminen Sähkön käyttöä (kulutusta) on kyettävä ennustamaan sähkömarkkinoiden eri liiketoiminta-alueilla; tuotannossa, sähkön siirrossa ja jakelussa sekä myynnissä. Erityisesti niiden voimalaitosten, jotka eivät osallistu valtakunnallisen tehotasapainon hetkelliseen ylläpitoon sähkömarkkinoilla, tuotannon suunnittelu perustuu sähkön kulutuksen ennusteisiin. Sähkökaupassa yksi kannattavan toiminnan edellytyksiä on myynnin ja hankinnan suunnittelu mahdollisimman tarkasti siten, ettei yhtiön avoin positio muodostu merkittävästi suuremmaksi kuin on riskienhallintaa suunniteltaessa ajateltu. Avoimella positiolla tarkoitetaan esim. tilannetta, jossa sähkökauppiaalla on tiedossa tietty määrä sähkönmyyntiä (määrä ja hinta tiedossa), mutta sähkön hankinnasta osa on vielä avoinna määrän tai hinnan osalta. Sähkön myyntiennusteiden laadinnassa keskeinen lähtökohta on sähkön kulutuksen ennustaminen ja sähkön hankinta puolestaan suunnitellaan myyntiennusteiden perusteella. Sähkön siirrossa ja jakelussa sähkön kulutuksen ennusteet ovat verkostosuunnittelun ja käyttötoiminnan pohjana. Sähkön kulutusta ennustettaessa kiinnostavia asioita ovat hetkellinen pätö- ja loisteho, huipputeho, kulutuksen ajallinen vaihtelu, energian tarve ja häviöenergia. Sähkötehon tarve vaihtelee vuorokaudenajan, viikonpäivän ja vuodenajan mukaan. Kuvassa 3.1 on esitetty erään pienehkön 110/20 kv sähköaseman sähkönkulutus tammikuun ensimmäisellä viikolla. Kuvasta nähdään, ettei tehontarve pysy vakiona vaan se vaihtelee vuorokaudenajasta ja viikonpäivästä riippuen. Teho [MW] 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 Tammikuun 1. viikko Kuva 3.1. Erään sähköaseman sähkönkulutus tammikuun ensimmäisellä viikolla. Tällainen sähkönkulutuksen vaihtelu on pystyttävä ennakoimaan. Sähkön tuotantokapasiteettia on oltava vähintään kulutushuippujen aikaista sähkönkulutusta vastaava määrä. Sähkön kulutuksen voimakas vaihtelu on huomioitava siirto- ja jakeluverkkojen rakenteissa. Vaikka tuotanto saadaan vastaamaan kulutusta, on sähkö pystyttävä siirtämään tuotannosta kulutukseen ilman että häviöt kasvavat liian suuriksi ja että sähkön laatu säilyy hyväksyttävällä tasolla. Sähkönkulutuksen vaihtelut voidaan parhaiten ennakoida tuntemalla sähkönkäyttäjien kuormitustottumukset. Kotitalouksien viikoittaisen ja vuorokautisen sähkötehon tarpeen vaihtelu poikkeaa paljon esimerkiksi teollisuusyrityksen tehontarpeesta. Nämä asiat on huomioitava esim. verkon rakentamisen ja käytön suunnittelussa. Tarve sähkön käytön mallintamiselle on siis suuri. Seuraavissa kappaleissa kuvataan, miten sähkön käyttöä on Suomessa mallinnettu ja miten malleja voidaan soveltaa käytännössä.

12 3.1 Kuormitusten määrittäminen Teoriassa muttei käytännössä sähköverkkojen eri solmupisteiden kuormitusten määrittäminen voisi tapahtua reaaliaikaisten mittausten avulla. Sähköverkot ovat kuitenkin niin laajoja, ettei teho- ja virtamittausten toteuttaminen näin laajasti ole mahdollista. Lähtökohtana kuormitusten arvioinnille käytetäänkin useimmissa tapauksissa tehojen sijasta vuosienergioita, jotka tunnetaan kaikkien sähkönkäyttäjien osalta, koska ne ovat sähkönkäytön laskutuksen perustana. Myös sähkönkäyttöennusteet laaditaan yleensä energiapohjalta. Asiakkaiden vuosienergioiden tunteminen ei kuitenkaan anna verkoston seurantalaskennan, suunnittelulaskennan ja käyttötoiminnan kannalta riittävää informaatiota verkon kuormituksista. Energia pitää siten pystyä muuttamaan mahdollisimman tarkasti joko huipputehoksi tai tietyn hetken tehoksi. Vuosienergiat voidaan muuttaa tehoiksi useilla eri menetelmillä, kaikille menetelmille on ominaista mittauksin saatu kokemus kuormitusten käyttäytymisestä. Aiemmin yleisesti käytössä Velanderin kaava on korvautunut kuormitusmalleihin perustuvilla menetelmillä. Seuraavassa on ensin lyhyesti kuvattu Velanderin kaavan käyttöä ja sitten laajemmin kuormitusmalleja. 3.1.1 Velanderin kaava Huipputehojen arvioimiseen voidaan käyttää yhtälön 3.1 mukaista ns. Velanderin kaavaa, joka oli tavanomaisin huipputehojen laskentamenetelmä ennen nykyisten käytössä olevien kuormituskäyrien määritystä. Pmax k1 W k2 W, (3.1) Yhtälössä Pmax on huipputeho kilowatteina [kw], k1 ja k2 ovat Velanderin kertoimet ja W on vuosienergia megawattitunteina [MWh]. Kertoimet k1 ja k2 ovat käytännön kokemusten ja mittausten perusteella valittuja. Taulukossa 3.1 on esitetty tyypillisiä Velanderin kertoimia. Taulukon kertoimet ovat voimassa vain esitetyillä yksiköillä (huipputeholle [kw] ja vuosienergialle [MWh]). Jos yksiköitä muutetaan, myös kertoimia k1 ja k2 on muutettava. Taulukko 3.1 Velanderin kaavan kertoimia (P [kw], W [MWh]) Sähkön käyttäjäryhmä k1 k2 Kotitalous 0,29 2,50 Sähkölämmitys 0,22 0,90 Palvelu 0,25 1,90 Käytännössä sähkönkäyttäjät eivät noudata tarkasti Velanderin kaavaa johdettaessa käytettyjä oletuksia. Mittaukset ovat kuitenkin osoittaneet, että Velanderin kaava antaa likimain oikeita arvoja tehohuipulle silloinkin, kun osakuormitukset ovat erilaisia. Velanderin kaava soveltuu erityisesti suuren sähkönkäyttäjäjoukon huipputehon määritykseen. Yksittäisen sähkönkäyttäjän ja tietyn hetken tehojen määritykseen se ei sovellu.

13 Kokonaiskulutuksen huipputehon arvioinnissa ei riitä, että tunnetaan eri kuluttajaryhmien huipputehot tarkasteltavalla alueella. Lisäksi on tiedettävä, miten eri kuluttajaryhmien tehon tarve vaihtelee eri aikoina. Tämä vaihtelu voidaan ottaa huomioon ns. osallistumiskertoimien avulla. Osallistumiskerroin kertoo tiettynä ajankohtana sähkönkäyttäjän tehon suhteessa sähkönkäyttäjän huipputehoon. 3.1.2 Kuormitusmallit Velanderin kaavaa tarkempaan kuormitusten mallintamiseen päästään profiloimalla eri tyyppisten sähkönkäyttäjien sähkönkäyttötottumukset. Profiloinnin tavoitteena on laatia ns. kuormitusmallit, jotka kuvaavat sähkönkäyttäjän määrällisesti ja ajallisesti vaihtuvaa sähkönkulutusta. Tällaisen kuormitusmallin avulla voidaan määrittää yksittäisten sähkönkäyttäjien tuntikohtainen tehontarve. Käytännön toteutus on tehty määrittelemällä tyyppikäyttäjät, joita on yhteensä 40 kpl ja tekemällä tyyppikäyttäjille määrällisesti ja ajallisesti laajat mittaukset. Nykyisin käytössä olevat kuormitustiedot perustuvat Sähkölaitosyhdistyksen (nykyinen Sähköenergialiitto ry Sener) vuonna 1992 julkaisemaan sähkön käytön kuormitustutkimukseen. Mittaustoiminnan toteutuksesta vastasi 42 sähkölaitosta ja mittauskohteita oli yhteensä lähes 1200. Mittaukset tehtiin 1980 ja 90 luvuilla. Mittausten tuloksena on saatu eri tyyppikäyttäjien tuntikohtainen tehovaihtelu, tuntikeskitehojen hajonta ja lämpötilariippuvuus. Sähkön kokonaiskäytön tarkasteluissa käytetään lukuisten pienten käyttäjäryhmien sijasta laajempia ryhmiä, jotka muodostavat hierarkkisen jaon kokonaiskulutuksesta alaspäin. Kokonaiskäytön jakaantumisen periaate on esitetty kuvassa 3.2. KOKONAISKULUTUS JALOSTUS PALVELU YKSITYINEN JA MAATALOUS Prosessiteollisuus Hallinto Sähkölämmitys Muu teollisuus Liike-elämä Osittainvaraava 1-vuoro teollisuus 2-vuoro teollisuus Huonekohtainen Varaava Kotitaloudet Kerrostaloasuminen Omakoti-ja rivitaloasuminen Maataloudet Kuva 3.2 Sähkönkäyttäjäryhmien pääpiirteittäinen jaottelu. Kuormitusmallien muodostaminen mittausaineistosta ja erilaisten kuormitusesitysten laskenta on esitetty kuvassa 3.3 (SLY 1992).

14 Kyselylomake Kuormitusmuisti sähkölaitokselta Ilmatieteen laitos Kohdetiedot Mittausdata Tietokanta Kohdetiedot Suodatettu mittausdata Vuosienergian estimaatti Lämpötilatiedot Mittaustietojen analysointi Kuormitusmalleja Kuva 3.3. Periaatekaavio kuormitustietojen keruusta, kuormitusmallien laskentaan ja edelleen erilaisten tulosten laskentaan. (SLY 1992) Kuormitusmallien määrityksen lähtökohta on siis käyttäjäryhmittelyssä, joka jakaa sähkönkäyttäjäjoukon sellaisiin ryhmiin, joissa sähkön käyttö voidaan olettaa riittävällä tarkkuudella samanlaiseksi. Kerätyn mittausaineiston analysoinnissa käyttäjäryhmille laskettiin vuoden jokaista 2-viikkojaksoa vastaavat keskitehot ja niihin suhteutetut 2- viikkoindeksit (kuva 3.4) sekä päivittäiset tuntimallit ja tunti-indeksit kunakin 2- viikkojaksona (kuva 3.5). Viikonpäiväjaksona käytetään kolmitasoista mallia; arki, aatto ja pyhä. Kaikki arkipäivät oletetaan siis samanlaisiksi kyseisenä 2-viikkojaksona. Kuormitusmalleja muodostettaessa sähkön käytön lämpötilariippuvuus on huomioitu yksinkertaisella lineaarisella laskentamallilla yhtälön (3.2) mukaisesti: q tod ( t) q0 ( t) T ( t), (3.2) missä qtod(t) on mitattu sähkön käyttö hetkellä t, q0(t) on sähkön käyttö normaalissa ulkolämpötilassa hetkellä t, on sähkön käytön lämpötilariippuvuutta kuvaava kerroin, joka on voimassa koko mallin ajan, ja T(t) on mitatun ja normaalin ulkolämpötilan erotus hetkellä t. Normaalilla ulkolämpötilalla tarkoitetaan laskennallista referenssilämpötilaa. (SLY 1992) 3.2 Kuormitusmallien käyttö Eri käyttötarkoituksia varten tarvitaan kuormituksista erilaisia esitystapoja, kuten kuormituskäyriä, indeksisarjoja ja tunnuslukuja, jotka kattavat koko vuoden. Tällöin lasketuille malleille suoritetaan niiden muodostamiseen nähden käänteiset operaatiot. Tuloksena saadaan kuormitustiedot, jotka vastaavat tiettyä vuosienergiaa, tietyn vuoden kalenteritietoja ja tiettynä vuonna tietyssä paikassa vallinneita olosuhteita. (SLY 1992) 3.2.1 Keskitehon laskeminen Tietyn ajankohdan i tuntikeskitehon absoluuttinen arvo voidaan laskea suhteellisista 2- viikko-ja tunti-indeksisarjoista yhtälön (3.3) avulla:

15 P ri E r Q ri qri, (3.3) 8760 100 100 missä Pri on käyttäjäryhmän r ajankohdan i tuntikeskiteho, Er on käyttäjäryhmän r vuosienergia, Qri on käyttäjäryhmän r ajankohtaa i vastaava 2-viikkoindeksi (ns. ulkoinen indeksi), qri on käyttäjäryhmän r ajankohtaa i vastaava tunti-indeksi (ns. sisäinen indeksi). (SLY 1992) Esimerkki kuormituskäyrän käytöstä tehon määrittämisessä Omakotitaloasujan vuosienergia on 10 000 kwh. Mikä on käyttäjän tuntiteho tammikuun 1. viikon lauantai-iltana klo 17 18? Tarkastellaan omakotitaloasujan sähkön käyttöä kuvaavaa kuormituskäyrää ja haetaan sieltä Qri eli kyseisen käyttäjäryhmän tammikuun 1. viikkoa vastaava 2-viikkoindeksi. kw 0,8 2-viikkokeskitehot Omakoti- ja rivitaloasuminen Vuosienergia /kw h M ittauskohteita/kpl 5000 60 0,6 0,4 0,2 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 2-viikkokeskitehot Viikko 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 123 123 118 116 109 107 101 100 97 88 84 77 77 Viikko 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 73 73 78 79 89 94 100 104 107 112 115 127 129 Kuva 3.4. 2-viikkokeskitehot ja indeksit omakoti- ja rivitaloasumiselle. 2-viikkoindeksille saadaan kuvan alareunassa olevasta taulukosta arvo Qri = 123, joka tarkoittaa, että tammikuun alussa olevan 2-viikkojakson keskiteho on 23 % vuotuista keskitehoa suurempi. Kuvassa olevat keskitehot (kw) on laskettu sellaiselle sähkönkäyttäjälle, jonka vuosienergia on 5000 kwh. Seuraavaksi haetaan kyseisen käyttäjäryhmän lauantai-iltaa (aattoa) klo 17-18 vastaava tunti-indeksi qri kuvasta 3.5.

16 Keskimääräinen vuorokausi, suhteelliset arvot kesä talvi 250 200 150 100 50 0 7.00 12.00 17.00 22.00 03.00 Arki 250 200 150 100 Kuva 3.5.Tunti-indeksit omakoti- ja rivitaloasumiselle. 50 0 7.00 12.00 17.00 22.00 03.00 Aatto 250 200 150 100 50 0 7.00 12.00 17.00 22.00 03.00 Pyhä Kuvasta saadaan tunti-indeksille arvo qri = 250, talviaatto klo 17-18. Indeksi tarkoittaa, että kyseisen tunnin keskiteho on 150 % suurempi kuin tammikuun ensimmäisen 2- viikkojakson keskiteho. Keskituntitehoksi kyseiselle ajankohdalle saadaan: P ri 10000 kwh 8760 h 123 250 100 100 3,5kW 3.2.2 Huipputehon laskeminen Edellä kuvatulla tavalla laskettu keskiteho kuvaa suuren sähkönkäyttäjäjoukon mukaista keskimääräistä käyttäytymistä. Yksittäisen sähkönkäyttäjän sähkönkäytössä esiintyy voimakastakin satunnaisvaihtelua, välillä teho on suurempi ja välillä pienempi kuin keskimääräinen teho. Kuormitusmallin tuloksena saatavaa keskitehoa ei voidakaan käyttää sähkönkäyttäjän huipputehona, joka yksittäisen sähkönkäyttäjän kohdalla on selvästi keskitehoa suurempi. Huipputeho on kuitenkin kiinnostava suure, koska se vaikuttaa mm. verkoston mitoitukseen. Huipputehoa voidaan arvioida tilastomatematiikan keinoin, kun oletetaan samantyyppisten sähkönkäyttäjien tehojen vaihtelun tiettynä ajanhetkenä olevan normaalijakauman mukaista. Tällöin tiettyä todennäköisyyttä (ylitystodennäköisyyttä) a vastaava huipputeho voidaan laskea, jos hajonta tunnetaan (oletetaan normaalijakaumaksi). Kuva 3.6. Normaalijakauma ja todennäköisyydet. z Todennäköisyys sille, että x < + z 0,00 0,50 0,68 0,75 1,00 0,84 1,65 0,95 2,00 0,97 2,32 0,99 3,00 0,999 4,00 0,99997 Esimerkiksi, jos a = 1 % (eli halutaan 99 % varmuus siitä, ettei huipputeho ylitä laskettua tehoa) saadaan normaalijakaumasta kertoimeksi z99 = 2,32 (ko. huipputeho on 2.32 hajonnan päässä keskitehosta). 95 % ylitystodennäköisyyttä vastaava z95 = 1.65 ja 10 % ylitystodennäköisyyttä vastaava z90 = 1.3.

17 Usean samantyyppisen sähkönkäyttäjän huipputeho voidaan laskea voidaan laskea yhtälön (3.4) avulla. P max n * P z * n * (3.4) Satunnaisvaihtelun merkitys on silloin erityisen suuri, kun sähkönkäyttäjiä on vähän ja hajonta on suuri. Taulukossa 3.2 on esitetty huipputehossa tapahtuva tasoittuminen sähkönkäyttäjien määrän kasvaessa. Oletuksena laskelmissa on, että hajonta 50 % keskitehosta Pk ja huipputeho lasketaan 1 % ylitystodennäköisyyden mukaan (tällöin z99 = 2,32). Taulukko 3.2 Huipputehojen tasoittuminen sähkönkäyttäjämäärän kasvaessa, P k = keskiteho n P max 1 2.1*P k 2 3.6*P k 10 13.6*P k 100 111.5*P k Hajonta vaikuttaa voimakkaasti yhden tai muutaman sähkökäyttäjän huipputehon määräytymiseen. Hajonta on siten otettava huomioon esim. pienjänniteverkon johtoja mitoitettaessa. Käyttäjämäärän kasvaessa satunnaisvaihtelusta aiheutuvan hajonnan merkitys vähenee, edellä olevassa esimerkissä 100 sähkönkäyttäjän yhteinen huipputeho on vain 11.5 % prosenttia keskitehoa suurempi, kun yhden sähkönkäyttäjän huipputeho on yli kaksinkertainen keskitehoon verrattuna. 1 % tai 5 % ylitystodennäköisyyttä vastaavaa huipputehoa käytetään laskentaperusteena johtojen kuormitettavuuslaskelmissa. Jännitteenalenemalaskelmissa voidaan käyttää 10 % ylitystodennäköisyyttä vastaavaa huipputehoa. Häviölaskelmat tehdään 50 % ylitystodennäköisyyttä vastaavalla teholla eli keskiteholla. Risteily Eri tyyppisten sähkön käyttäjien suurimmat tehotarpeet eivät yleensä esiinny samaan aikaan vaan tehot risteilevät, ja eri kohteiden summakuormitusten huipputeho on yleensä pienempi kuin yksittäisten kohteiden huipputehojen summa. Huipputeho voidaan laskea yhtälön (3.5) avulla. a max n1 P1 n2 * 2 2 1 1 P * P za n n (3.5) 2 2 2 Käytännössä huipputehojen tasoittumista tapahtuu siis eri käyttäjäryhmien sähkönkäytön ajallisen eroavaisuuden sekä käyttäjämäärän kasvaessa tapahtuvan satunnaisvaihtelun vähenemisen myötä. Tämän näkyy mm. kuormitusten huipunkäyttöaikojen kasvamisena. Kuvassa 3.7 on esitetty esimerkki tehojen risteilystä (Lakervi 1995). Kuvassa solmussa 4 on kotitalouskulutusta yhteensä 20 MWh/a (neljä 5 MWh/a asiakasta) ja solmussa yksi 30 MWh/a sähkölämmitysasiakas. Kuormitusta kuvaavissa käyrissä on laskettu sähkönkäyttäjien huipputehot (1 % ylitystodennäköisyys) eri tunteina sekä myös yhteinen solmun 2 huipputeho.

18 Kotitalousasiakkaan huipputeho on n. 15 kw (illalla saunomisaikaan) ja sähkölämmitysasiakkaan n. 13 kw (yöllä lämminvesivaraajien päällä ollessa). Yhteinen teho, solmu 2, on huipussa illalla, huipputeho on n. 24 kw. Syöttö 2 Sähkölämmitys 30 MWh/a 3 4 Kotitalous 20 MWh/a Kuva 3.7. Esimerkki tehojen risteilystä.

19 4 Sähkökauppa Sähkömarkkinauudistuksen yhteydessä vuonna 1995 sähkökauppa säädettiin sähkön tuotannon ja myynnin osalta vapaasti kilpailluksi liiketoiminta-alueeksi. Markkinan avaamisen myötä sähkön loppukäyttäjille tarjoutui mahdollisuus kilpailuttaa sähkön toimittajansa. Aikaisemmin sähkön toimittaja oli automaattisesti ollut alueella toimiva paikallinen sähköyhtiö. Markkinauudistuksen yhteydessä myös suurten käyttäjien ja vähittäismyyjien sähkön hankintamahdollisuudet monipuolistuivat. Aikaisemmin mahdollisia hankintatapoja olivat olleet tuottajien kanssa solmitut pitkät sopimukset sekä voimalaitosten tai voimalaitososuuksien omistaminen. Muuttuneessa markkinatilanteessa uudeksi sähkön hankintakanavaksi vanhojen kahdenvälisten sopimusten rinnalle tuli sähköpörssi. Sähköpörssissä toimittaessa pörssi vaatii kaupan osapuolilta kauppaan verrannolliset vakuudet ja toimii selvitystalona. Sähköpörssissä kaupankäyntiin ei liity vastapuoliriskiä. Sähkökauppaa voidaan käydä myös OTC- eli kahdenvälisillä markkinoilla, jolloin kaupan osapuolet huolehtivat itse tarvittavista vakuuksista. Pohjoismaissa ja Baltian maissa sähkön fyysiseen toimitukseen johtavaa kauppaa käydään Nord Pool Spot sähköpörssissä. Sähköpörssien toimintojen yhdistäminen sekä sähkömarkkina-alueiden luominen on osa Euroopan Unionin päämäärää luoda yhtenäinen eurooppalainen sisämarkkina sähkölle. Vuonna 2014 seitsemän eurooppalaista sähköpörssiä ottivat käyttöön Price Coupling of Regions mallin, jossa jaetaan rajasiirtokapasiteetti ja lasketaan hinnat kaikille alueille samanaikaisesti ja samalla metodilla (Nord Pool). Yksi merkittävä hidaste eurooppalaisen sähkömarkkinan kehitykselle on riittämätön sähkön siirtoverkko. Markkina-alueiden kehittäminen ja laajentaminen ei onnistu, jos sähkön siirtorajoitteet estävät sähkön siirtoa ylituotantoalueilta alituotantoalueille. Sähkön siirtoverkon kehittämiseksi Euroopassa on monia suunnitelmia, mutta esimerkiksi tilan puute on suuri este rakentaa riittävästi siirtoverkkoa Keski-Euroopassa. 4.1 Vähittäismarkkina Vähittäismarkkinoilla tarkoitetaan sähkön myyntiä jakeluverkon kautta loppukäyttäjille. Sähkön vähittäismyyjistä suurin osa on aiemmin paikallisessa monopoliasemassa toimineita sähköyhtiöitä, mutta markkinoille on tullut myös jakeluverkonhaltijoista riippumattomia sähkönmyyjiä. Sähkön vähittäismyyjät myyvät itse tuottamaansa sekä tukkumarkkinoilta ostamaansa sähköä. Pienten sähkönkäyttäjien etujen turvaamiseksi vähittäismyyjällä, jolla on jakeluverkonhaltijan vastuualueella suurin markkinaosuus, on sähkön toimitusvelvollisuus. Tämä tarkoittaa sitä, että myyjän on toimitettava sen toimitusvelvollisuusalueeseen kuuluvan asiakkaan pyytäessä sähköä kohtuulliseen hintaan. Toimitusvelvollisuuden piiriin kuuluvat sähköenergian myyntihinnat ja -ehdot ovat julkisia.

20 Vuonna 2014 noin 10 % sähkönkäyttäjistä vaihtoi sähkönmyyjää (Energiavirasto 2015b). Aktiivisimpia vaihtajia olivat yli 3 x 63 A sulakkeella varustetut yrityskäyttäjät, joista 13 % vaihtoi myyjää vuonna 2014. Kotitalouksista noin 11 % vaihtoi myyjää. Myyjää vaihtaneiden lisäksi sähkönhankintansa kilpailuttaneisiin asiakkaisiin voidaan laskea myös ne, jotka ovat neuvotelleet uuden sopimuksen vanhan myyjänsä kanssa. Näiden asiakkaiden määrästä ei kuitenkaan ole saatavilla tilastoja. Pienasiakkaat solmivat tyypillisesti toistaiseksi voimassa olevia sopimuksia, joissa myyjä voi muuttaa hintaa ilmoittamalla siitä asiakkaalle vähintään kuukautta etukäteen, tai määräaikaisia ja kiinteähintaisia sopimuksia. Tämän ansiosta sähkön tukkumarkkinoiden suuretkaan hintavaihtelut eivät näy heti loppuasiakkaiden hinnoissa. Lisäksi valittavana on pörssihintaan sidottuja tuotteita. Tyypilliset Suomessa myytävät tuotteet on sidottu Nord Poolin Suomen aluehintaan. Pörssihintaan sidotut sopimukset ovat olleet suosittuja etenkin Norjassa ja Ruotsissa. Myös Pohjoismaissa vähittäismarkkinat ovat pysyneet kansallisina yhteisestä tukkumarkkinasta huolimatta. Pohjoismaiden sähkömarkkinaviranomaiset ovat kuitenkin asettaneet tavoitteeksi yhteispohjoismaisen sähkön vähittäismarkkinan. Ennen kuin myyjät pystyvät myymään sähköä samanvertaisina kaikkiin Pohjoismaihin, on kuitenkin sovittava yhteisistä toimintatavoista mm. myyjänvaihdossa ja taseselvityksessä. (NordREG 2010) 4.2 Tukkusähkömarkkina Pohjoismaisille sähkömarkkinoille on ominaista voimakas vaihtelu vesivoimalla tuotetun sähkön määrässä ja suuri vaihtelu sähkön kulutuksessa, mikä näkyy sähkön hinnan volatiliteettina. Markkinoiden erityispiirteet luovat tarpeen joustaville tukkumarkkinoille, joilla hallitaan suuri vaihtelu sekä sähkön tuotannossa että kulutuksessa. Sähköpörssi ja OTC-markkinat yhdessä muodostavat joustavan ja toimivan kaupankäyntiympäristön sähkömarkkinoille. Tukkusähkömarkkinoilla tarkoitetaan sähköpörssissä käytävää kaupankäyntiä, joka tapahtuu lähinnä suurien toimijoiden kesken. Pohjoismaissa fyysiseen sähkön toimitukseen johtavilla tuotteilla käydään kauppaa Nord Pool Spot-markkinoilla ja johdannaistuotteilla Nasdaq OMX Commodities finanssimarkkinoilla. Pohjoismaisilla Spot-markkinoilla kauppaa käydään seuraavan vuorokauden tuntien sähköntoimituksesta Elspot- ja Elbas-markkinoilla. Elspot-markkinoilla osapuolet tekevät osto- ja myyntitarjouksia suljettuna tarjousmenettelynä kerran päivässä. Tarjousten perusteella muodostetaan sähkön markkinahinta eli systeemihinta. Systeemihinta kuvaa kaikkein kalleinta tuotantotapaa, joka tarvitaan kysynnän tasapainottamiseksi ja toisaalta se on hinta, joka energiasta ollaan valmiita maksamaan. Tarjousmenettelyllä varmistetaan markkinoiden tehokas toiminta siten, että tuotantomuotoja käytetään alkaen edullisimmasta. Systeemihinnan muodostumisessa ei oteta huomioon fyysisiä rajoitteita siirtoverkossa vaan ne huomioidaan erikseen aluehintojen laskennassa. Elbas-markkinat puolestaan toimivat Elspot-kaupankäynnin jälkimarkkinana. Sähköjohdannaistenkin hinnat määräytyvät kysynnän ja tarjonnan

21 perusteella. Sähköjohdannaisten avulla tuottaja tai myyjä voi sopia sähkön hinnan esimerkiksi vuodeksi eteenpäin. Johdannaismarkkinoilla toimii sähkön tuottajien, välittäjien ja kuluttajien lisäksi myös sijoittajia, kuten kansainvälisiä pankkeja. Fyysinen tukkusähkökaupankäynti johtaa aina sähkön toimitukseen ja tämän takia Spotmarkkinoiden osapuolilla täytyy olla yhteys sähköverkkoon toimituksia varten. Nord Poolin markkina-alueeseen kuuluvat Suomi, Ruotsi, Norja, Tanska, Viro, Liettua ja Latvia. Lisäksi Pohjoismaista on siirtoyhteyksiä Saksaan, Puolaan, Hollantiin ja Venäjälle. Eurooppalaisten sähkömarkkinoiden synnyttäminen lisää siirtoyhteyksien tarvetta. Usein syntyy tilanteita, jolloin tarjolla oleva siirtokapasiteetti ei riitä kaupankäynnin tarpeisiin. Tällöin kunkin maan järjestelmävastaavan on selvitettävä pullonkaulatilanne joko vastaostoilla tai jakamalla markkinat hinta-alueisiin. Vastaostotilanteessa tarvittava teho pyritään ostamaan säätösähkömarkkinoilta tai rajoittamaan pullonkaulan eri puolilla olevien toimijoiden tuotantoa tai kulutusta. Jakamalla markkinat hinta-alueisiin varmistetaan se, että aluehinta kuvaa parhaiten senhetkistä tuotanto- ja siirtokapasiteettia. Erillisten hinta-alueiden muodostuminen voi muuttaa yksittäisten toimijoiden markkinavaltaa, kun toimijoiden voimasuhteet vääristyvät. Kuvassa 4.1 on esitetty hetkellinen tilanne Nord Poolin aluehinnoista.

22 Kuva 4.1. Elspot -kaupankäynnin aluehinnat 27.7.2015, 9-10 CET (Systeemihinta 11,43 /MWh). (www.nordpoolspot.com). 4.3 Siirtoverkko Sähkönsiirtoverkkojen tehtävänä on muodostaa fyysinen markkinapaikka sähkön myynnille. Sähkömarkkinoiden tehokkaan ja luotettavan toiminnan turvaamiseksi järjestelmävastaavan tehtävänä on huolehtia siirtojärjestelmän riittävyydestä, järjestelmän toimivuudesta sekä osaltaan edistää markkinoiden toimivuutta. Fyysisten siirtoyhteyksien varmistaminen markkinaosapuolien välillä on edellytys toimivalla sähkömarkkinalle. Siirtoverkoissa esiintyy nykytilanteeseen alimitoitettuja verkon osia, ns. pullonkauloja, jotka voivat rajoittaa sähkönsiirtoa. Myös Pohjoismaiden alueella esiintyy kaupankäyntiä hankaloittavia siirtorajoituksia. Vuonna 2014 Nord Pool Spothinta oli sama kaikissa Pohjoismaissa 11 % tunneista (Energiavirasto 2015b). Järjestelmävastaavat ovat kuitenkin vahvistamassa siirtoverkkoa sekä maiden sisällä että välillä, jolloin pullonkaulatilanteita syntyy harvemmin. Pohjoismaiden ja Keski- Euroopan välisiä sähkön siirtoyhteyksiä on lisätty viime vuosina ja eurooppalaisen

23 integraatiokehityksen myötä suunnitelmia niiden vahvistamiseksi on myös tulevaisuudessa. Järjestelmävastaavien tehtävänä ei ole pelkästään tarjota siirtoverkko sähkökaupan tarpeisiin, vaan erittäin tärkeä tehtävä on myös pitää sähkön tuotanto ja kulutus tasapainossa joka hetki. Spot-markkinoilla on erityinen tehtävä tämän tasapainon ylläpitämiseksi, koska sen avulla osapuolet voivat tasoittaa energiataseitansa etukäteen. Fyysisten markkinoiden viimeisessä kaupankäynnissä järjestelmävastaava tasapainottaa käyttötunnin aikaisen tuotannon ja kulutuksen säätösähköllä. Toimijat osallistuvat jättämällä tarjouksensa pohjoismaisille säätösähkömarkkinoille samaan tapaan kuin Spot-markkinoille. Järjestelmävastaavan tehtäviin kuuluu myös tasahallinta, jolla osapuolien myynnit ja hankinnat selvitetään. 4.4 Sähköpörssi Sähköpörssi on avoin, keskitetty ja neutraali markkinapaikka, jossa sähkön markkinahinta määräytyy kysynnän ja tarjonnan perusteella. Pörssissä myytävät tuotteet ovat standardituotteita ja viestintä on tasapuolista kaikille toimijoille. Pörssissä käytävien kauppojen vastapuolena toimii aina pörssi, joten kaupankäynti on anonyymiä eikä sisällä vastapuoliriskiä. Pörssi toimii markkinaorientoituneesti eli pörssin jäsenet ovat itse mukana päätöksenteossa. Tällöin pörssin tuoterakenne on mahdollista suunnitella siten, että se vastaa markkinaosapuolten tarpeita. Sähköpörssin kaupankäyntituotteet jaetaan fyysisiin tuotteisiin ja finanssituotteisiin. Nord Poolin Suomen aluehinta toimii referenssihintana Suomessa käytävässä tase- ja säätösähkökaupassa. Systeemihintaa käytetään referenssihintana Nasdaq OMX Commoditiesin finanssituotteissa. Johdannaisten pääasiallinen käyttötarkoitus on toiminnan riskitason muokkaaminen valitun strategian mukaiseksi. Johdannaisten avulla voidaan suojautua epäsuotuisalta hintakehitykseltä varmistamalla tuotetun sähkön myyntihinta tai sähkön hankintahinta. Toisaalta johdannaiskaupalla voidaan myös pyrkiä kasvattamaan toiminnan tuottoa. Johdannaiskaupassa kaupankäynnin kohteena olevan sähkön hinta kuvaa markkinoiden odotuksia tulevasta hintatasosta. (Nord Pool) 4.5 Sähköpörssin fyysiset tuotteet Kaupankäynti sähköpörssin fyysisillä tuotteilla johtaa aina sähkön toimitukseen. Sähköpörssin fyysiset markkinat eli Spot-markkinat kehitettiin vastaamaan markkinaosapuolten sähkön tilapäiskaupan tarpeeseen ja uskottavan referenssihinnan muodostumismekanismin luomiseksi. Avoimilla markkinoilla sähkön tuotannon ja hankinnan optimointi on kannattavan toiminnan keskeisiä edellytyksiä. Sähkön kulutuksen arviointiin liittyvästä epävarmuudesta huolimatta sähköä on kyettävä ostamaan ja myymään kulloisenkin tarpeen mukaan. Onnistuakseen tämä vaatii toimivat fyysiset markkinat, jotka muodostavat kaupankäynnin kohteena olevalle sähkölle uskottavan referenssihinnan. Vuonna 2014 87 % Pohjoismaiden ja Baltian alueella kulutetusta sähköenergiasta hankittiin Nord Poolista (Energiavirasto 2015b).

24 Sähköpörssin Spot-markkinoiden hyötyjä ovat kaikille avoimen referenssihinnan muodostuminen ja markkinaosapuolten tasa-arvoinen kohtelu. Spot-markkinoilla saadaan sähkölle markkinahinta vuorokauden jokaisena tuntina. Tätä markkinahintaa voidaan käyttää referenssihintana sähköpörssin finanssimarkkinoilla, tase- ja säätösähkömarkkinoilla sekä sähköpörssin ulkopuolisessa OTC-kaupassa. Sähköpörssin Spot-markkina on jaettu kahteen kaupankäyntimekanismiin, Elspot- ja Elbas-markkinoihin. Elspot on suljettuun kaupankäyntikierrokseen perustuva järjestelmä. Suljetulla tarkoitetaan tässä yhteydessä sitä, että tarjoukset tehdään tietämättä muiden markkinaosapuolien tarjouksista. Tarjoukset ovat kaupankäynnin kohteena olevan sähkön hinnan ja määrän suhteen ehdollisia rajatarjouksia. Kaupankäyntikierros suoritetaan kerran päivässä. Kaupankäyntikierroksen jälkeen muodostetaan yksi markkinahinta, joka on sama kaikille osapuolille. (Nord Pool) Elbas on jatkuva-aikainen kaupankäyntijärjestelmä, jossa kaupankäynti on mahdollista kunnes käyttötunnin alkuun on yksi tunti. Samalle tunnille voi tehdä osto- ja myyntitarjouksia, ja tunnin hinta voi vaihdella päivän aikana. (Nord Pool) 4.5.1 Elspot Elspot markkinoilla kaupankäynnin kohteena ovat 0,1 MWh:n ja sen kerrannaisten kiinteä sähköntoimitus koskien seuraavan päivän toimitustunteja 00 23 sekä erilaiset blokkituotteet eli tarjoukset ostaa tai myydä tietty energiamäärä peräkkäisinä tunteina. Toimijat voivat itse määritellä blokin pituuden, mutta minimipituus on kuitenkin 3 tuntia. Blokkitarjoukset toteutuvat ainoastaan siinä tapauksessa, että sekä hinta että volyymikriteerit täyttyvät kokonaisuudessaan. Kaupankäyntimuoto on suljettu huutokauppapörssi. Tarjoukset tehdään rajatarjouksina kerran päivässä omalle tarjousalueelle. Tarjous sisältää vähintään hankittavan tai myytävän tehomäärän ja hintavälin kyseiselle tehomäärälle. Tarjous voi lisäksi sisältää muita hinta/määräkombinaatiota. Tarjoukset on jätettävä viimeistään toimitusta edeltävänä päivänä kello 13 mennessä. Niiden tuntien kohdalla, joina ei haluta käydä kauppaa, osto- tai myyntivolyymi merkitään nollaksi. Kaupankäyntikierros suoritetaan kerran päivässä ja kaupankäynnin tuloksena saadaan kaikille tunneille yksi markkinahinta, systeemihinta, kaikille osapuolille. (Nord Pool) Maantieteellisesti markkinat on jaettu viiteentoista tarjousalueeseen. Norjassa on viisi tarjousaluetta, Tanskassa kaksi, Ruotsissa neljä. Suomi, Viro, Liettua ja Latvia muodostavat kukin oman tarjousalueensa. Tarjousalue on alue, jolle alueen toimijoiden on jätettävä osto- ja myyntitarjouksensa; tarjousalueet voivat yhdistyä hinta-alueiksi jos alueiden välinen siirtokapasiteetti sen sallii, mutta tarjousalue voi muodostua myös omaksi hinta-alueekseen. (Nord Pool) Tuntikohtaiset systeemihinnat saadaan yhdistämällä käyttötuntikohtaiset osto- ja myyntitarjoukset siten, että niistä muodostuu yksi kysyntäkäyrä ja yksi tarjontakäyrä kullekin vuorokauden käyttötunnille. Systeemihinta on kysyntä- ja tarjontakäyrien leikkauspiste. Systeemihinta on sama kaikille markkinaosapuolille. Systeemihinnan muodostumista on havainnollistettu kuvassa 4.2. (Nord Pool)