SÄHKÖKAUPPA LAUSUNTO 1(11 Petteri Haveri 12.9.2016 Johdanto ET kiittää Fingridiä keskustelupaperista ja siinä esitetyistä ehdotuksista. Pidämme tärkeänä, että kantaverkkoyhtiö edistää markkinoiden toimintaa ja markkinaehtoisia toimintatapoja. Esille nostettujen teemojen lisäksi toivoisimme kuitenkin lisää huomiota markkinakehitykseen Pohjolassa. Yksittäisille teknologioille kohdistetut tuet ovat johtaneet tilanteeseen, missä sähkömarkkinoilla on ylikapasiteettia, mutta samalla kapasiteetti vastaa heikommin markkinoiden tarpeisiin. Toiseksi yhteismarkkinoiden tiivistäminen ja pohjoismaisen näkökulman vahvistaminen edellyttävät lisää panostusta kaikilta Pohjoismailta sekä Baltian mailta kuten myös Itämeren alueen kantaverkkoyhtiöiltä. ET peräänkuuluttaa eri Pohjoismaiden energiapolitiikan tavoitteiden ja keinojen yhdenmukaistamista. Yksittäisten maiden päätökset vaikuttavat naapurimaihin. ET suosittelee, että yhteistyötä Pohjoismaiden ministerineuvoston alla tiivistetään ja nopeasti käynnistetään pohjoismainen sidosryhmäfoorumi edistämään pohjoismaista energiapolitiikkakeskustelua. Teknologiakohtaisten tukien markkinoita rapauttavaan vaikutukseen tulee kiinnittää enemmän huomiota. Investointiedellytykset ovat heikentyneet sellaiselta sähköntuotannolta, joka kykenee vastaamaan markkinoiden tarpeisiin. Jos tilanne jatkuu nykyisenkaltaisena, ajaudutaan tulevaisuuteen missä sähköä on runsaasti saatavilla silloin kun sitä ei tarvita ja liian vähän silloin kun sitä tarvittaisiin. Myöskään tilanne, missä tuki- ja energiaverotuspäätöksiä tehdään kansalliselta pohjalta, ei ole kestävä. ET peräänkuuluttaakin yhteispohjoismaista näkökulmaa energiapoliittiseen päätöksentekoon ja huoltovarmuustarkasteluun, jossa otetaan huomioon myös Baltian maiden tilanne. Tarve markkinasignaaleihin reagoivalle kapasiteetille on kasvamassa. Jo nyt verkkoon liitetyt tuulivoimalat kasvattavat kysyntää joustavalle tuotannolle ja kysynnälle. Suurten ydinvoimayksiköiden valmistuminen lisää säätöresurssien tarvetta erityisesti Suomessa. Ruotsin ydinvoimayksiköiden epävarma tulevaisuus ja kasvava säätöresurssien tarve alleviivaa tarvetta lisätä siirtokapasiteettia Pohjoismaiden sisällä, erityisesti Suomen ja Ruotsin välillä, missä siirtokapasiteetin rajallisuus jatkuvasti aiheuttaa pullonkaulatilanteita. Vuorokausi- ja päivän sisäisten markkinoiden kehittäminen 1. Näettekö tarvetta muuttaa vuorokausimarkkinoiden nykyisiä hintakattoja ja - lattioita? Emme nykytilanteessa näe tarvetta muuttaa vuorokausimarkkinoiden hintakattoja ja lattioita. Nykyiset -500 3000 ovat hyväksytyt Euroopan-laajuisesti. Kuitenkaan Suomessa ei ole syytä poiketa, mikäli yhteiseurooppalaisia teknisiä hintarajoja muutettaisiin. Suomessa korkeimmat spot-hinnat koettiin talvella 2009 2010, jolloin hinnat kohosivat yksittäisinä tunteina tasolle 1400 EUR/MWh. Tämä hintataso laukaisi huomattavan määrän kysyntäjoustoa (toisin sanoen monen kuorman osalta sähkönhinta ylitti sähköstä saatavan hyödyn). VOLL onkin pitkälti jo mukana vuorokausimarkkinoille annettavissa tarjouksissa. Tähänastiset kokemukset eivät ole kyseenalaistaneet nykyisten teknisten hintarajojen soveltuvuutta. Energiateollisuus ry Fredrikinkatu 51 53 B, 00100 Helsinki PL 100, 00101 Helsinki Puhelin: (09) 530 520, faksi: (09) 5305 2900 www.energia.fi
2(11) Korkeammat hintakatot saattaisivat lisätä kiinnostusta kysyntäjoustoon ja paljastaa uusia kohteita, jotka reagoisivat hintoihin, erityisesti koko Eurooppaa ajatellen. Toisaalta jos tekninen hintakatto on kovin korkea, onko se enää spot-hinnalla ostavien vähittäismarkkina-asiakkaiden hyväksyttävissä? Hyödyt hintarajojen nostamisesta voivat olla rajalliset ja erittäin korkeiden hintojen toteutumiseen voi olla alan kannalta negatiivista. Tiukasti ajatellen VOLL ei myöskään suoraan sovellu vuorokausimarkkinan hintareferenssiksi. Paitsi että VOLL on asiakas- ja aikariippuvainen, on se myös riippuvainen tiedonsaannin viiveestä. Yllättävästä sähköjen katkeamisesta aiheutuva haitta on suurempi kuin ennakoidusta. Ei ole mahdollista määrittää yhtä VOLL-arvoa, jota soveltaa. Pitkällä tähtäimellä vuorokausimarkkinoiden hintakaton on kuitenkin hyvä olla suuruusluokaltaan sellaisella tasolla, ettei se rajoita hinnanmuodostusta markkinoilla. 2. Jaatteko näkemyksen siitä, että tarjousalueiden välisen siirtokapasiteetin arvo voi muuttua eri markkina-aikajaksoilla johtuen vuorokausimarkkinan ja lähellä käyttötuntia käytävän kaupan hintojen poikkeavuuksista? Kyllä. Siirtokapasiteetin arvo riippuu kauppojen arvoista, joita siirtokapasiteetti mahdollistaa. On hyvin mahdollista, että lähempänä toimitushetkeä tehtävän yksittäisen kaupan arvo on suurempi kuin vuorokausimarkkinoilla tehtyjen kauppojen ja siten myös siirtokapasiteetin arvo voisi olla korkeampi lähellä toimitushetkeä tehtävissä kaupoissa. On kuitenkin syytä huomioida, että vuorokausimarkkinahinnan ja lähellä käyttötuntia käytävän kaupan välisiä hintaeroja aiheuttavia tekijöitä (eli siirtokapasiteetin arvoa muuttavia tekijöitä), kuten esim. suuren voimalaitosyksikön tai siirtoyhteyden vikaantuminen, on vaikea ennakoida luotettavasti. Toisaalta siirtokapasiteetin arvo riippuu siitä, onko kapasiteetista niukkuutta. Jos siirtokapasiteetti riittää kaikkien haluttujen kauppojen toteuttamiseen, ei siitä ole niukkuutta eikä sille voi tai ole tarvetta määritellä erikseen arvoa. On myös huomioitava, että siirtokapasiteetin sosioekonominen arvo riippuu kaupankäyntimääristä, eikä arvioita voi tehdä pelkästään yksittäisten kauppojen perusteella. Tällä hetkellä selvästi suurin volyymi on DA-markkinoilla ja pieni muutos DA-markkinahinnoissa aiheuttaa suuremman sosioekonomisen vaikutuksen kuin suurikaan muutos säätösähköhinnoissa. Kokonaisuutena siirtokapasiteetti sekä Suomen että Pohjoismaiden rajoilla palvelee ensisijaisesti sähköenergian siirtoa tuotannosta eri alueilla oleville sähkön käyttäjille vuorokausimarkkinoiden perusteella. Siirtokapasiteetin arvo tälle energiaperusteiselle siirrolle on selvästi suurempi kuin jättämällä osa siirtokapasiteetista vain satunnaiselle lyhytaikaiselle siirrolle. On tärkeää, että siirtokapasiteetin laskennan ja käytön menetelmät ovat läpinäkyviä. 3. Tulisiko osa tarjousalueiden välisestä siirtokapasiteetista osoittaa eli allokoida markkinaperusteisesti eri markkina-aikajaksoille, sen sijaan että kaikki käytettävissä oleva siirtokapasiteetti osoitetaan ensisijaisesti vuorokausimarkkinoille? Periaatteessa siirtokapasiteettia tulisi käyttää silloin kun siitä saadaan suurin arvo markkinoille. Käytännön toteutus voi kuitenkin kohdata haasteita. Nykytilanteessa siirtokapasiteetin arvo on suurin vuorokausimarkkinoiden pohjalta tapahtuvassa energiaperusteisessa siirrossa. Lisäksi on huomioitava, että vuorokausimarkkinoilla määräytyvä hinta antaa referenssin finanssimarkkinoille. Vuorokausimarkkinoille annettavan siirtokapasiteetin vähentäminen johtaisi Nord Poolin hinta-alue-erojen kasvuun. Minimiehtona on, mikäli TSO tietyissä tilanteissa näkee erittäin tarpeellisena jossain määrin rajoittaa siirtokapasiteettia, että TSO kykenee
3(11) määrittelemään selkeät läpinäkyvät ja ennustettavat säännöt. Tällä toiminnalla TSO kuitenkin vaikuttaisi omilla päätöksillään spot-markkinan hinnanmuodostukseen. Asiaa tulisikin lähestyä kysymällä, miten markkinaehtoinen kapasiteetin allokointi olisi mahdollista järjestää? Voisiko esimerkiksi vuorokausimarkkinoilla fyysiseen sähköön kohdistuvien ostotarjousten ohella ostaa käyttöoikeutta kapasiteettiin käytettäväksi lähempänä toimitushetkeä? Lähtökohtaisesti kapasiteettia ei tule varata myöhemmille ajanhetkille. Kapasiteetille määrittyy arvo DA-markkinalla. Kapasiteetin varaamisen sijaan TSOiden tulee varmistaa riittävä siirtokapasiteetti rakentamalla verkkoa sekä tarvittaessa hyödyntämällä vastakauppaa. Mikäli TSOilla on ongelmia käyttötunnin aikaisen säätökapasiteetin riittävyyden osalta, ne voivat tarvittaessa hankkia lisää nopeaa reserviä sekä kehittää säätösähköyhteistyötä muiden markkina-alueiden kanssa. Muuta teemaan vuorokausi- ja päivän sisäisten markkinoiden kehittäminen Pidämme Fingridin tavoin tärkeänä päivänsisäisen markkinan kaupankäynnin ulottamista nykyistä lähemmäksi toimitushetkeä. Samalla tulee vastaavasti siirtää sitovien tuotantosuunnitelmien ilmoittamisen aikarajaa. Tämä vähentäisi tasepoikkeamia käyttötunnin aikana ja siten nopeiden reservien sekä käyttötunnin aikaisen lisätuonnin tarvetta. Tehoreservijärjestelmä 1. Tulisiko Suomessa määrittää sähkön toimitusvarmuuden tavoitetaso? Miten tavoitetaso tulisi mielestänne määrittää? Kyllä. Luonteva taho tarvittavan laskentametodologian kehittämiseen voisivat olla TSOt, jotka ovat tehneet toimitusvarmuuslaskelmia yhteistyöjärjestönsä ENTSO-E:n piirissä ja joiden tehtävänä on joka tapauksesta varmistaa järjestelmän operatiivinen käyttövarmuus. Itse tavoitetason määrittäminen kuuluu Energiavirastolle sidosryhmien näkemykset huomioon ottaen. Toimitusvarmuutta tulisi myös tarkastella useista eri näkökohdista lähtien, mm: - tavoiteltava taso: black outin todennäköisyys, edellisen välttäminen käyttämällä nopeita reservejä ja viime kädessä kytkemällä irti kuormia, miten pitkäksi aikaa yksittäisiä kuormia tulisi irtikytkeä ja voidaanko nämä tunnistaa jo etukäteen? - alueellinen ulottuvuus: toimitusvarmuutta tulisi tarkastella sekä alueellisesti että TSOtasolla. Mikä esimerkiksi on toimitusvarmuus n-1-tilanteessa? Toimitusvarmuuden tavoiteltava taso voi vaihdella eri maissa, mutta arvioinnin tekeminen yhteisellä metodologialla olisi tärkeää. Toisin sanoen, toimitusvarmuuden tavoitetaso voi olla toisistaan poikkeava eri maissa, mutta menetelmän, jolla toimitusvarmuutta arvioidaan, tulee olla yhteinen ainakin Pohjoismaissa. Toimitusvarmuuden riittävyyttä tulisi tarkastella vähintään alueellisella tasolla, so. vain Suomen koskevan toimitusvarmuustarkastelun sijaan tulisi tarkastelu tehdä Pohjoismaiden/Itämeren alueen tasolla, toki kiinnittäen tarkastelussa huomiota myös yksittäisten maiden/tarjousalueiden toimitusvarmuuden tasoon. 2. Mikä tulisi olla strategisilla reserveillä, kuten tehoreservillä, tuotetun energian hinta: likimain toimittamatta jääneen sähkön arvo vai jokin muu? Strategiset reservit ovat järjestelmävastaavan kustantamaa kapasiteettia, joten reservitehon hankinta-arvo on katettu tehoreservimaksulla. Siten energian hinnan tulisi sen myyjälle olla tuotannon aiheuttama muuttuva kustannus. Ostajan, eli markkinoiden näkökulmasta reserveillä toimitetun sähkön arvo on sähkön markkina-arvo. Perusteet sekä nykyiseen (korkein kaupallinen tarjous) että teknisen hintakaton soveltamiseen ovat olemassa. Tehoreservin hinnoittelu- ja käyttösääntöjen
4(11) vuorokausimarkkinoiden vajausten kattamisessa tulee jatkossakin olla samat Ruotsissa ja Suomessa. Tehoreservin tarve ilmenee todennäköisimmin arkipäivien päiväaikana talvikaudella ja tehoreservilaitokset ovat nopeassa valmiudessa vain talvikuukausina, joten järjestelmän rahoituksen kohdistaminen talvikauden arkipäiväkuormille on perusteltua. 3. Tulisiko tehoreservilainsäädännöllä ensisijaisesti turvata poistumisuhan alaisen voimalaitoskapasiteetin säilyminen, vai tulisiko tehoreservilainsäädäntöä kehittää mahdollistamaan sähkönkulutuksen (esim. kotitalouskulutus) jouston nykyistä joustavampi osallistuminen reserviin? Strategisten reservien tarkoitus on varmistaa riittävä lisäteho niukkuustilanteissa, että kysyntä ja tarjonta saadaan kohtaamaan markkinoilla. Tässä mielessä ei pitäisi olla eroa, tarjoaako reserviä voimalaitos vai kulutus, joka vajaustilanteissa nopeasti luopuu mahdollisuudesta kuluttaa. Strategiseen reserviin osallistumisen tulisi olla siis avoin sekä kulutus- että tuotantoresursseille, mutta niiden käsittely voi erota johtuen resurssien erilaisesta käytöstä osana strategista reserviä. Tehoreservi on lähtökohtaisesti väliaikainen tehon riittävyyttä varmistava ratkaisu. Jos meneillään olevien selvitysten pohjalta tehoreserviä kuitenkin päädytään ylläpitämään pitkäaikaisesti, tehoreservikausien pitäisi olla riittävän pitkiä, että ne mahdollistaisivat tehoreserviin osallistuvien laitosten pitkäjänteisen ylläpidon ja mahdolliset uusinvestoinnit tehoreserviin osallistuviin laitoksiin. Kauden pituus voisi tällöin olla luokkaa 5 vuotta. Samalla tulee huomioida naapurimaissa olevien järjestelmien rakenne. Ideaalisti Suomen ja Ruotsin (ja Tanskan) järjestelmien tulisi olla yhdenmukaiset. Joka tapauksessa, aiemmin koetut niukkuustilanteet, milloin tehoreserviä on aktivoitu, ovat ilmenneet samanaikaisesti sekä Suomessa että muualla pohjoismaisella markkinaalueella. 4. Olisiko tehoreservijärjestelyä syytä kehittää muilta osin? Miten? Tehoreservijärjestelmän kehitystyö kuuluu ennen kaikkea viranomaisten (Energiavirasto, TEM) toimenkuvaan. Energiaviraston käynnistämien ja tehoreservien seuraavan hankintakauden valmisteluun liittyvien selvitysten tulokset sekä niihin saatavat sidosryhmien näkemykset on syytä ottaa huomioon tehoreservijärjestelyjä kehitettäessä. Tehoreservijärjestelmää voisi kehittää mahdollistamalla tuotantolaitoksen osakapasiteetin, esim. yhteistuotantolaitoksen sähkötehon osalta, osallistuminen järjestelyyn. Tällaista sähköntuotantokapasiteettia, jota ei ole taloudellisesti kannattavaa tarjota vuorokausi-, päivä- tai tasesähkömarkkinalle, on mahdollisesti löydettävissä toimijoilta. Tehoreservijärjestelmän taustalla olevan toimitusvarmuuden määrittelyssä tulee pyrkiä pitkäjänteisempään toimintaan, ja arvioida toimitusvarmuutta yhteisellä metodologialla. Toimitusvarmuuden tavoitetason määrittävät kansalliset viranomaiset. Käyttösäännöissä tulee pyrkiä yhdenmukaisuuteen lähialueiden järjestelmien kanssa. Tehoreservisääntöjen valmistelussa tulee myös huomioida mahdollisuus tarjota erityyppisiä laitoksia tehoreserviin, eikä esimerkiksi tarpeettoman tiukoilla valmiustason nostovaatimuksilla rajoittaa osallistuvien laitosten määrää.
Muuta tehoreservijärjestelmään ja toimitusvarmuuden arviointiin liittyen 5(11) Vaihtoehto tehoreserville ja/tai teknisten hintarajojen muutoksille voisi olla sähköntoimitusten ajoittaisten katkaisujen hyväksyminen. Periaatteena tulee olla, että kysyntäjousto ja tehoreservit ensin, sitten nopeiden reservien osittainen käyttöönotto käyttötunnin aikana, ja ellei tämä riitä, niin sitten kulutusta leikataan ennalta määritellyin mekanismein. Tällöin kulutuksenleikkausten tulisi perustua markkinaehtoiseen toimintamalliin. Jos uusiutuvien tuilla jatketaan ei-markkinaehtoisen kapasiteetin lisäämistä markkinoille, lähestytään koko ajan tilannetta, missä markkinaehtoinen kapasiteetti ei riitä kattamaan kysyntää tilanteissa jolloin tukiehtoinen kapasiteetti ei ole käytettävissä. On hyvinkin mahdollista, että tukien jatkon edellytys on ajoittaisten kulutusleikkausten hyväksyminen. Jos näin tapahtuu, tulisi markkinaehtoisesti tunnistaa kohteet, jotka korvausta vastaan ovat valmiimmat hyväksymään mahdolliset, joskin todennäköisesti melko epätodennäköiset, kulutuksenleikkaukset. Keskustelua on mm. ollut, tulisiko reservit aktivoida tuottamaan vasta päivänsisäisillä markkinoilla ja siten antaa markkinoille lisää aikaa selvittää tilanne. Tämä tarkoittaisi toki todennäköisesti tarvetta leikata niukkuustilanteessa kysyntätarjouksia. Tällöin tehoreservit aktivoitaisiin ID-vaiheessa kysynnän mukaan. Vuorokausimarkkinoiden toiminnan kannalta olisi kuitenkin parasta, että tehoreservit aktivoidaan vajaustilanteissa jo vuorokausimarkkinoilla. Toinen teema, josta käydään jossain määrin keskustelua, on pitäisikö sähkönkäyttäjillä olla mahdollisuus niukkuustilanteissa suojautua kulutuksen leikkaukselta? Toisaalta on tunnistettu, että kun todennäköisyys (mm. tehoreservien ansiosta) kulutuksen leikkauksiin on varsin vähäinen, ei kovin monimutkaisia ja kustannuksia aiheuttavia järjestelmiä tai velvoitteita liene perusteltua rakentaa. Verkkopuolella on lisäksi jo määritelty kriittiset kuluttajat. Säätösähkö- ja reservimarkkinoiden kehittäminen 1. Millaisia vaikutuksia, hyötyjä tai haittoja, edellä esitellyillä ehdotuksilla olisi toimintaanne? Huomioita: ET:lla ei ole kysymykseen vastausta, tämä on enemmän markkinatoimijoille suunnattu kysymys. 2. Miten säätösähkömarkkinoiden tarjontaa voisi mielestänne lisätä? Pohjoismaisten TSOiden tulisi käydä yhdessä markkinatoimijoiden kanssa läpi, millaisiin tilanteisiin reservejä tarvitaan ja millaisia ominaisuuksia reservintarjoajilta edellytetään. Ongelma on lähtökohtaisesti säätöön kykenevän ja siihen TSOiden sopimuksellisesti hankkiman kapasiteetin määrä, ja jos mahdolliset uudet tuotteet kohdistuvat samaan kapasiteettiin kuin aiemmat, eivät ne käytännössä edistä reservien tarjontaa mitenkään. Ennen uusien reservituotteiden käyttöönottoa tulisikin käydä keskustelu markkinatoimijoiden kanssa, kertoa näille mitä ominaisuuksia reserviltä ennen kaikkea halutaan, ja selvittää toimijoilta miten ja millä reunaehdoilla näiden resurssit voisivat vastata kysyntään. Vain siten voidaan mahdollistaa uusien resurssien mukaantulo reservimarkkinoille. Suomen osalta käytettävissä olevia säätöresursseja rajoittaa usein myös riittämätön siirtokapasiteetti Ruotsista. Tämä tulee ottaa huomioon kiirehdittäessä siirtokapasiteetin lisäämistä. Hieman lisäkapasiteettia olisi nopeasti saatavissa sopimalla Ahvenanmaan ja Suomen välisen kaapelin käytöstä myös markkina- ja säätösähkön siirtoon yhteistyössä ruotsalaisosapuolten kanssa.
6(11) Ensisijaisesti tulisi edistää tuotannon ja/tai kulutusjouston lisäämistä markkinoille pääsyn esteitä poistamalla (esim. vaatimuksia väljentämällä) ja avoimuutta/läpinäkyvyyttä lisäämällä (esim. markkinahintojen julkaisu käyttötunnin aikana). Säätösähkömarkkinoiden tarjonnan lisäämisessä on tärkeää säätösähkön hinnan reaaliaikainen julkistaminen sekä Baltian säätösähkömarkkinoiden integroiminen pohjoismaisiin markkinoihin. Kysyntäjouston ja säätövoiman asettaminen samalle viivalle lisäisi markkinoiden kaksisuuntaisuutta, kuluttajien aktivoitumista sekä ennen kaikkea uusien kysyntäjoustopalveluiden yleistymistä. Reservituotteissa on tällä hetkellä jaoteltuna tuotanto, kulutus ja muu, joista muu käsittää esim. dieselvaravoiman ja sähkövarastot. Yleisesti ottaen tämä jaottelu tulisi poistaa, kaikki reservintuotantotavat samalle viivalle. Esimerkiksi tällä hetkellä FCR-D reservin hankinnassa releohjatun irtikytkettävän kuorman määrä on rajattu 100 MW:iin. Voimalaitosten tuottamassa FCR-D:ssä vastaavaa rajoitusta ei ole. FCR-D:hen voisi tehdä myös alassäätötuotteen. Tämä mahdollistaisi mm. tuotantoresurssien tehonleikkaamisen, käytännössä esim. aurinko-, tuulivoiman osallistuminen FCR-D:hen. Reservien hinnoittelussa tulisi myös kiinnittää huomiota siihen, että reserviä tarjoavan kapasiteetin tuotannosta kilpailevat eri markkinapaikat. Säätöreservien ja säätöenergian myynnistä saatavien tulojen on oltava kilpailukykyisiä verrattuna kaupalliseen myyntiin spot- ja intraday-markkinoille. Tasapainoilu säätösähkösähkömarkkinoiden ja muiden markkinapaikkojen välillä on toki vaikeaa. Toisaalta tulisi varmistaa riittävät reservit ja toisaalta ettei reservimarkkina syö kapasiteettia esim. ID-markkinalta ja siten oikeastaan lisää säädön tarvetta. Säätösähkön hankintakäytäntöjä olisi hyvä harkita nyt, sillä eurooppalaisten standardituotteiden kehitys etenee pilotti-projektien kautta. Säätösähkötarjouksia tulee voida jättää jatkuvasti ilman aikarajoituksia 15 minuutin käynnistysaika huomioon ottaen. Lisäksi tulisi kiinnittää huomiota, miten NBS-mallin vaatimukset vaikuttavat kilpailuun säätösähkömarkkinoilla. Fingrid on esittänyt, että osakkaiden säätötarjoukset tulee ilmoittaa etukäteen niin, että taseselvityksessä säädöt saadaan kohdistettua yksiselitteisesti osapuolille. Tässä mallissa, säätöä oman tuotantotaseensa tilaava tuottaja ei saa enää välttämättä yhtä joustavasti tätä säätöä omaan taseeseensa (taseen tasapainottamiseen tai säätösähkömarkkinoille). Järjestelmän läpinäkyvyyden näkökulmasta Fingridin ehdottama tunnin sisäisten säätöjen teko osakkaiden lukuun ei välttämättä ole optimaalinen. 3. Miten varmistetaan tuotantosuunnitelmien hyvä laatu? Tuotantosuunnitelmien laatu on sitä parempi, mitä lähempänä toimitushetkeä niitä voi päivittää ja toimittaa. Kaupankäynnin mahdollistaminen lähempänä toimitushetkeä parantaa suunnitelmien laatua. Keskeisintä on TSOn omien ennusteiden hyvä laatu ja tiedonkulun varmistaminen. Tasesähkön hinnoittelun tulee kireissä tilanteissa ohjata siihen, että tasetta ei suunnitellusti jätetä avoimeksi ja tasesähköllä katettavaksi. Tasesähkö ja sen hinnoittelu 1. Onko tasesähkön hinnoittelua mielestänne syytä kehittää ja jos niin millä tavoin? Tasesähkön hinnannosto ei saa olla itsetarkoitus. Jos tasesähkön hinta nousee, toimijat jättävät itselleen enemmän pelivaraa, mikä saattaa johtaa ylihankintaan spotissa ja resurssien varaamiseen omiin mahdollisiin tarpeisiin? Miten pelivara saadaan
järjestelmän hyödyksi? Pitää varoa, ettei ohjata ennustamaan väärin ja olemaan johonkin suuntaan vinossa (kuten esim. systemaattisesti ylitaseessa). 7(11) Toisaalta on hyvä tavoite pyrkiä osoittamaan kustannukset niitä aiheuttaville. Kireissä käyttötunnin aikaisissa kuormitustilanteissa tasesähkön hinnan on syytä olla selvästi sekä spot- että ID-hintaa korkeampi, mutta kaikkia säätöreservikustannuksia ei ole syytä kattaa tasesähkön hinnalla, koska säätöreservit palvelevat keskeisesti myös verkkovikoihin varautumista. Hinnoitteluperiaatteiden kehittämisessä tulee pyrkiä yhteiseurooppalaisiin ratkaisuihin eurooppalaisen tasehallinnan integroinnin pohjalta. Yleensäkään Pohjolassa tai varsinkaan vain Suomessa ei tulisi ottaa erilaisia ratkaisuja, mitä yhteiseurooppalaisesti sovelletaan. Toki, aktiivinen osallistuminen eurooppalaiseen keskusteluun hyvien yhteisten käytäntöjen kehittämiseksi on tärkeää. Joka tapauksessa ehdotus säätösähköresurssien kapasiteettikorvausten kohdistamisesta tasesähkökustannuksiin muuttaa periaatetta, että säätösähkön ja tasesähkön kustannusten tulisi olla tasapainossa. Ehdotuksen mukaan TSO keräisi tasesähkökorvauksina enemmän kuin maksaa säätösähköenergiasta. Tulevaisuudessa pohdittavaksi tulisi myös säätöresurssien xb-käyttö. Miten ajatus reservikapasiteettikorvausten perimisestä osana tasesähkön hintaa toimii sen kanssa? Läpinäkyvyyttä niin säätö- kuin tasesähkön hinnanmuodostuksen osalta tulee parantaa. Läpinäkyvyyden merkitys korostuu entisestään, jos tasesähköhinnoittelussa siirrytään kohti full-cost-hinnoittelua tai jos tasesähkökustannuksia kohdistetaan erityisesti niukkuustilanteisiin. Toimijoilla tulee olla enemmän tietoa tasekustannuksista voidakseen reagoida niihin. Kulutuksen osallistuessa aktiivisemmin markkinoille voi myös kyseenalaistaa eri taselaskentamallien käytön kulutukselle ja tuotannolle. Pohjoismaissa ja Suomessa käydään enenevästi keskustelua, onko tuotannon ja kulutuksen erilainen tasemalli enää ajantasainen. Eurooppalaisen lainsäädännön lähtökohtana ja yleiseurooppalaisena käytäntönä on yksihinta-mallin soveltaminen sekä kulutukseen että tuotantoon, ja Pohjolassakin tulisi edetä kohti mallia, joka kohtelee tuotantoa ja kulutusta tasapuolisesti. 2. Miten näette taseselvitysjakson pituuden merkityksen sähköjärjestelmän joustavuuden lisäämisessä? Millaiseksi näette markkinoiden ja markkinatoimijoiden roolin tasapainottamisessa? Taseselvitysjakson tulee olla yhdenmukainen markkinoilla käytettävien aikajaksojen kanssa. Jos taseselvitysjakso on markkina-aikajaksoja lyhyempi, ei toimijoilla ole käytännössä riittäviä työkaluja täsmäyttää taseita. On todennäköistä, että 15 min taseselvitysjakso vaarantaisi ellei peräti tuhoaisi kulutuksen osallistumisen tehotasapainon hoitoon. Huomattavasti merkittävämpää on kaupankäynnin mahdollistaminen mahdollisimman lähellä toimitushetkeä. 36 tuntia ennen toimitushetkeä tehtävien ennusteiden tarkkuutta ei voi parantaa edellyttämällä ennusteiden tekoa vartin tarkkuudella tunnin tarkkuuden sijaan. Pienkuluttajien kohdalla tuntipohjainen markkina ja tuntipohjainen taseselvitys alkavat saavuttaa ymmärrystä ja markkinahintoihin sidottujen sähkösopimusten suosio kasvaa. Taseselvitysjakson irrottaminen markkinamaailmasta toimisi vastoin tavoitetta lisätä joustoa, sillä se vaikeuttaisi markkinoiden ymmärtämistä eikä palkitsisi enää täysimääräisesti joustoista.
8(11) 3. Olisiko reservien kustannuksia kohdistettava jatkossa aiheuttamisperiaatteen mukaisesti nykyisen, kustannukset kaikille osapuolille jakavan mallin sijasta? Kysymystä käsitelty edellisissä vastauksissa. Reserveillä varmistetaan koko järjestelmän toimivuus, josta kaikki markkinaosapuolet hyötyvät, joten kaikkien tulisi myös osallistua myös reservien kustannuksiin. Osa kustannuksista on jatkossakin syytä periä verkkomaksuilla, sillä säätöreservit palvelevat Suomessa keskeisesti myös verkkovikoihin varautumista. Mahdollisen niukkuuslisän määrittely ei ole yksiselitteistä ja sellaisen käyttöönotto heikentäisi markkinoiden läpinäkyvyyttä ja siten markkinoiden ennustettavuutta/toimivuutta. Toisaalta ET kannattaa aiheuttamisperusteista kustannusten kohdistusta. Tyypillisesti nopeilla reserveillä vastataan äkillisiin muutoksiin, kun taas hitaammat reservit ovat ensisijassa järjestelmän ylläpitoa varten, jolloin aiheuttamisperusteinen kustannustenkohdistus voisi soveltua parhaiten nopeiden reservien kustannusten kattamiseen. Fingridin tulisi kiinnittää enemmän huomiota kilpailun lisäämiseen säätösähkömarkkinoilla ja niiden tekemisestä kiinnostavammiksi pienemmillekin toimijoille. Jo nykyisessä mallissa tasesähkökustannukset voivat nousta hyvin korkeiksi. Yksi keino lisätä kiinnostusta on parantaa tasesähkön hinnanmuodostuksen läpinäkyvyyttä. Toimijoille tulisi mahdollistaa paremman käsityksen saaminen tasesähkön hintatasosta toimitustunnin aikana vaikka lopullinen tasesähkön hinta laskettaisiinkin jälkikäteen. 4. Näettekö tarvetta tasesähkön hintasuojaukselle finanssituotteilla, minkälaisia tuotteita nämä voisivat olla? Voisitteko itse harkita tarjoavanne tai hankkivanne hintasuojaustuotteita? Jäsenyhtiöillämme on kiinnostusta suojautua tasesähkökustannuksilta, erityisesti jos tasesähkön hinnat nousevat nykyistä korkeammiksi. Kysymys on kuitenkin kysynnästä ja tarjonnasta. Onko tällaisen tuotteen ympärille mahdollista rakentaa riittävän likvidiä markkinaa? Pakollinen hintasuojausjärjestelmä olisi puolestaan askel kohti reguloidumpaa maailmaa. Kuinka paljon aiemmin myynti tai kulutus pitäisi suojata? Ja kenet pistettäisiin ennustamaan toistaiseksi voimassa olevan myynnin volyymi yms. käytännön pikku ongelmia. Tukku- ja vähittäismarkkinoiden välisen yhteyden vahvistaminen 1. Millä tavoilla olisi mahdollista lisätä pienasiakkaiden osallistumista kysynnänjoustoon? Voisivatko nykyistä selvemmät vähittäismarkkinatoimijoiden roolit ja esimerkiksi myyjävetoinen markkinamalli edistää kysynnänjouston hyödyntämistä? Pienasiakkaiden osallistumiseen kysyntäjoustoon liittyy vielä monia haasteita, mutta lupaavia pilotteja on menossa. DR-poolissa tunnistettuja haasteita ovat: Kysyntäjouston ansaintalogiikka vaatii vielä kehittämistä Hajanainen toimialakenttä (suuri määrä erilaisia toimijoita myyjä, verkonhaltija, asiakas, palveluntarjoajat,...) Taloudellisten hyötyjen pienuus verrattuna toiminnan käynnistyskustannuksiin, kannattava toiminta vaatii riittävän volyymin ja mahdollisimman automaattisen prosessin
9(11) Tieto asiakkaan kuormista ja niiden ohjattavuudesta usein puuttuu. Tässä voisi harkita käytettäväksi laskennallista arviota. Riittävän isosta aggregoidusta poolista löytyisi aina tietty määrä joustoa tietyllä todennäköisyydellä. Asiakkaiden ja rakentajien/suunnittelijoiden ymmärrystä tulee lisätä kysyntäjouston merkityksestä Asiakkaille tulee tarjota kannusteita kysynnän joustoon osallistumiseen asiakkaalle pitää myydä helppoa ja vaivatonta palvelua, josta myös asiakas hyötyy taloudellisesti Kuorman ohjauksen käyttöönotto edellyttää myös uusien ja uusittavien kiinteistöjen sähköverkon ja laitevalintojen suunnittelun tavoitteellista ohjausta Standardoimattomat prosessit, tietojärjestelmien rajapinnat ja toimintavasteiden suuri hajonta hankaloittaa tuotteistusta Kysymys roolituksesta on laajempi kuin vain tässä esitetty. Huomioida tulisi ainakin: Mikä on aggregaattorien asema suhteessa perinteisiin myyjiin Mikä on DSOiden ja vähittäismyyjien rooli Tekniikka/erilaiset tuotteet, mitä mahdollisuuksia tekniikka tarjoaa Palvelukonseptit, millaisia palvelukonsepteja voisi olla ja miten eri toimijoiden roolit tukevat/estävät eri palvelukonsepteja Yleensä rooleja tulisi kehittää vastaamaan asiakkaiden ja energiamarkkinoiden tarpeita. Monissa tapauksissa sähkönmyyjä/kaupallinen toimija, jolla kaupallinen intressi kehittää uutta liiketoimintaa, pystyy tehokkaimmin luomaan uusia tuotteita ja palveluita, pohjautuen kokonaisvaltaiseen näkemykseen asiakkaan tarpeista, kulutuksesta ja kustannuksista. Myös datahubilla on keskeinen rooli perusdatan (esim. siirtotariffit) tehokkaan ja tasapuolisen saatavuuden takaajana standardi-formaatissa. Kuitenkaan verkonhaltijoidenkaan mahdollisuuksia toteuttaa kysyntäjousto-ohjauksia ei tulisi jättää huomiotta. Tässäkin kohtaa on syytä muistuttaa, että hätäinen siirtyminen 15 min taseselvitysjaksoon vaarantaisi tai jopa tuhoaisi edellytykset lähentää tukku- ja vähittäismarkkinoita pitkälle tulevaisuuteen. 2. Tulisiko nykymuotoisesta sähkölämmityksen aikaohjauksesta luopua? Miten siirtyminen hintaohjaukseen tulisi toteuttaa? Sähkölämmityksen aikaohjausmahdollisuudesta ei sinänsä tarvitse luopua, sillä se mahdollistaa edelleen sähkölämmityksen ja muun ohjattavan sähkönkäytön pääosin edullisin markkinahinnoin ja verkkomaksuin. Jatkuvasti kehittyvät uudet ohjausmahdollisuudet tulevat kuitenkin markkinaehtoisesti korvaamaan pelkästään aikaperusteista ohjausta. Tässäkin asiassa olisi edettävä markkinaehtoisesti. Uudet ohjaus- ja hinnoittelutavat tulevat käyttöön asteittain, kun asiakkaat kiinnostuvat uudenlaisista tuotteista. Mittarien kautta tapahtuvan ohjausmahdollisuuden merkitys vähenee muiden ohjauksessa käytettyjen laitteiden/tekniikoiden nopean kehityksen ja alentuneiden kustannusten takia. Tämä edellyttää myös, että rakentajat, suunnittelijat ja laitevalmistajat sekä sähkönmyyjät kehittävät asiakkaille uudenlaisia kiinnostavia ohjausratkaisuja. Datahubin avulla voidaan varmistaa, että kaupallisella palveluntarjoajalla on tehokas ja tasapuolinen pääsy hintaohjaustietoihin (esim. dynaamisia siirtomaksuja). Verkkoyhtiöt voivat halutessaan, asiakkaan/kaupallisen toimijan pyynnöstä, tarjota kuormienohjausta mittarien kautta, huomioiden eri toimijoiden tasapuolisen kohtelun. Käytännössä mittarien kautta tapahtuvan ohjausmahdollisuuden merkitys jäänee kuitenkin marginaaliseksi, muiden ohjauksessa käytettyjen laitteiden/tekniikoiden nopean kehityksen ja alentuneiden kustannusten takia.
Muuta 10(11) Tehopohjainen jakeluverkkotariffi Energiatehokkuuden parantaminen sekä energian tuotannon ympäristövaikutusten pienentäminen edellyttävät muutoksia koko energiajärjestelmässä. Muutokset johtavat tarpeeseen kehittää erityisesti siirron hinnoittelurakenteita. Tavoitteena on rakenne, joka kannustaa energiatehokkuuden parantamiseen ja kysyntäjouston käyttöön. Tavoitteena on jakeluverkkoyhtiön hinnoittelujärjestelmä, joka kannustaa loppukäyttäjiä toimimaan siten, että koko energiajärjestelmän, mukaan lukien tuotanto, siirto ja jakelu, energiatehokkuus maksimoituu ja kansantalouden kokonaiskustannukset minimoituvat. Yksi potentiaalinen jakeluverkon tariffirakennevaihtoehto on tehoon perustuva hinnoittelu, jossa asiakkaan siirtomaksu riippuu tilatusta ja sovitusta tehovarauksesta. Tällainen hinnoittelumalli kannustaa asiakasta optimoimaan sähkönkäyttönsä siten, että asiakkaan huipputehontarve pienentyy. Verkkokapasiteetin käyttöasteen kasvaessa pitkän aikavälin kustannukset pienentyvät, mikä puolestaan hyödyttää taloudellisesti myös asiakasta. Energiaperusteinen sähköenergian hinnoittelu puolestaan kannustaa kokonaisenergiankäytön pienentämiseen. Keskeisin sähkönjakelun kustannuksiin vaikuttava tekijä on verkon huipputeho. Tehopohjainen hinnoittelu on tällöin verkkoyhtiön kannalta kustannusvastaava. Se on myös asiakkaiden kannalta oikeudenmukainen ja tasapuolinen, koska kustannukset jakautuvat asiakkaiden kesken siten, että suuremman kustannuksen aiheuttava asiakas maksaa suuremman hinnan ja päinvastoin. Tariffirakenteen muuttaminen vaikuttaa verkkoyhtiön tulomuodostukseen ja johtaa väistämättä hinnan muutoksiin yksittäisten asiakkaiden kohdalla. Muutos onkin poliittisesti haasteellinen. Näitä kysymyksiä selvitetään parhaillaan käynnissä olevassa tutkimushankkeessa, jonka tuloksia voidaan odottaa keväällä 2017. Järjestelmäpalveluiden markkinaehtoinen hinnoittelu On useita palveluita, joita kantaverkkoyhtiöt edellyttävät tai odottavat markkinaosapuolien tuottavan ilman että näille palveluille olisi määritelty arvoa tai niiden hankintaa kilpailutettu. Yksi tällainen palvelu on inertian tarjoaminen. TSOiden on huolehdittava siitä, että pohjoismaisen sähköjärjestelmän inertia säilyy kaikissa tilanteissa riittävänä järjestelmän käyttövarmuuden ja voimalaitosten vapaan käytön kannalta. TSOiden on tarvittaessa toteutettava tai hankittava sopimuksellisesti lisäresursseja inertian ylläpitämiseksi. ET suosittelee Fingridiä yhteistyössä pohjoismaisten TSOiden kanssa selvittämään, miten järjestelmäpalveluiden hankintaa voisi suunnata kilpailullisemmaksi ja miten näitä palveluita tarjoavat saisivat korvauksen tarjoamistaan verkon ylläpidon kannalta välttämättömistä palveluista. Sähkövarastojen merkitys ja käsittely osana sähköjärjestelmää Tuotannon vaihteluiden kasvaessa ja sähkövarastojen kustannusten alentuessa niiden merkitys järjestelmässä todennäköisesti kasvaa. Sähkövarastot ovat sääntelyn, verotuksen ja verkkotariffien kannalta kuitenkin uusi elementti markkinoilla, eikä nykyinen järjestely tunnista varastojen ominaisuutta ottaa ja syöttää sähköä verkkoon. Jotta sähkövarastot voisivat yleistyä, pitää niiden käsittelyä selkeyttää ja varmistaa ettei varastoille kohdisteta kohtuuttomia, jopa kaksinkertaisia (verkosta otosta ja verkkoon syötöstä, molemmista), siirtoverkkomaksuja ja veroja. Sähkövarastoilla voidaan pienentää aurinkosähkön yö-päivä-vaihtelua, tehdä piikinleikkausta, loistehon säätöä ja tuottaa erilaisia reservejä. Tämän tyyppisessä moniajossa sähkövarastot voivat olla hyödyllisiä, ja ne kykenisivät erittäin nopeaan tehonsäätöön.
11(11) Kotitalouksiin sijoitettavien sähkövarastojen yleistymistä tulisi helpottaa purkamalla byrokratiaa. Yksittäisille teknologioille kohdistettujen tukien vaikutukset Fingridin keskustelupaperi ei erityisesti nosta esille teknologiakohtaisten tukien vaikutuksia markkinoiden toimintaan ja verkon ylläpitoon. Tämä tilanne, missä markkinoille, joilla on ylikapasiteettia, lisätään tukiehtoisesti kapasiteettia, ei ole kestävä. Tilannetta vaikeuttaa vielä, että tuet ovat tyypillisesti kansallisia. Kokonaisuus johtaa täysin nurinkurisiin tulemiin. Ensinnäkin markkinoiden tarvitsemaa joustoa tarjoamaan pystyvien laitosten kannattavuus pienenee tuetun tuotannon painaessa markkinahintaa. Toisaalta investoinnin kohdistuvat tukien perässä. Miten voi esimerkiksi olla perusteltua, että Ruotsissa kaavaillaan suuria tukia uusiutuvalle energialle, kun Ruotsi tälläkin hetkellä on ylituotantoalue, jolta virtaavasta edullisesta sähköstä Suomessakin nautitaan? Samaan aikaan Ruotsin tuettu tuotanto heikentää ruotsalaisen päästöttömän ydinvoiman kannattavuutta ja aiheuttaa Ruotsissakin huolta kapasiteetin riittävyydestä huippukulutuksen aikaan. Kuten voidaan huomata, ei tukiaisongelma ole yksin Suomen, mutta tiukan kansallinen näkökulma pahentaa tilannetta. Sähköveron taso ja määräytymisperusteet Sähkön korkea verotaso vaikuttaa negatiivisesti yritysten toimintaympäristöön ja hidastaa siirtymää fossiilisista polttoaineista päästöttömään energiaan. Sähkö on merkittävä väline uusien investointien mahdollistamisessa ja korkea verotaso heikentää kannustinta kehittää uusia sähköön perustuvia vientituotteita. Nykyinen korkea tasavero vaimentaa sähkömarkkinoiden hintasignaaleita ja vie kannusteita reagoida sähkön hintaan. Sähkön ja lämmön yhteistuotantokapasiteetin tulevaisuus Suomen energiajärjestelmän keskeisiä menestystekijöitä on kaukolämmön laaja hyödyntäminen. Osana kaukolämpöjärjestelmää sähkön ja lämmön yhteistuotanto on ollut merkittävässä roolissa päästöjen vähentämisessä ja Suomen energiajärjestelmän kilpailukyvyn luomisessa. Sähkön hinta Suomessa onkin ollut pienasiakkaille Euroopan edullisimpia. Uusiutuvan tuotantokapasiteetin tukiin pohjaava merkittävä lisääntyminen Pohjoismaissa ja myös Suomessa on johtanut muun tuotantokapasiteetin käyttötuntien vähenemiseen. Nykyisillä sähkön hinnoilla sähkön ja lämmön yhteistuotannon vuosittaiset käyttötuntimäärät uhkaavat vähentyä entisestään. Useat yhteistuotantolaitokset ovat iäkkäitä ja toimijoiden on tehtävä päätöksiä laitoksen uudistamisesta tai korvausinvestoinneista. Nykyisessä epävarmassa markkinatilanteessa uuden yhteistuotantokapasiteetin investointipäätös korvaamaan poistuvaa kapasiteettia on vaikeaa, kuten useat kaupunkiomisteisten yhtiöiden viimeaikaiset ilmoitukset osoittavat. Korvausinvestointi on usein tehty päättämällä lämpölaitosinvestoinnista, jolloin yhteistuotantokapasiteetti vähenee. Yhteistuotantokapasiteetti on ennustettavasti ja tasaisesti käytössä juuri silloin kun sähköä eniten tarvitaan eli talviaikaan. Yhteistuotanto tukee vaihtelevaa uusiutuvaa tuotantoa ja vakauttaa sähköverkkoa sekä varmistaa järjestelmän tarvitseman inertian saatavuutta.