Sähköverkkoliiketoiminnan kehitys, sähköverkon toimitusvarmuus ja valvonnan vaikuttavuus 2016

158/402/2017 13.2.2017 Sähköverkkoliiketoiminnan kehitys, sähköverkon toimitusvarmuus ja valvonnan vaikuttavuus 2016

2 Sisällysluettelo 1 Johdanto... 3 2 Verkkoliiketoiminnan kehitys ja taloudellinen valvonta... 5 2.1 Siirtohinnat... 5 2.2 Verkkoyhtiöiden kustannukset ja toiminnan tehostaminen... 9 2.2.2 Jakeluverkkoyhtiöiden maksuvalmius... 10 2.2.3 Operatiiviset kustannukset... 11 2.2.4 Tehostamistavoite... 14 2.3 Liikevaihto ja liikevoitto... 15 2.4 Investoinnit, jälleenhankinta- ja nykykäyttöarvo... 17 2.5 Tuotto ja voiton jaon kehittyminen... 23 2.5.2 Jakeluverkkoyhtiöiden yli- ja alijäämät... 25 2.5.3 Konserniavustukset... 27 2.5.4 Liikevoittoprosentti ja sijoitetun pääoman tuotto... 29 3 Sähköverkkojen, volyymin ja kapasiteetin kehitys... 33 4 Sähköverkon toimitusvarmuus... 35 4.1 Sähkönjakelun keskeytykset... 35 4.1.1 Kantaverkon toimitusvarmuus... 35 4.1.2 Suurjännitteisen jakeluverkon toimitusvarmuus... 37 4.2 Sähkön keskeytysten vaikutukset... 41 4.3 Jakeluverkonhaltijoiden toiset kehittämissuunnitelmat... 42 4.3.1 Nykytilanne ja investoinnit... 42 4.3.1 Jakeluverkkojen maakaapelointiaste ja olosuhteet... 43 4.3.1 Kehittämissuunnitelmissa raportoidut kahden edellisen vuoden toimenpiteet... 45 4 Yhteenveto... 46

3 1 Johdanto Tässä raportissa tarkastellaan verkkoliiketoiminnan taloudellista ja teknistä kehitystä sekä valvonnan vaikutuksia siihen toisella (2008 2011) ja kolmannella valvontajaksolla (2012-2015). Tämän lisäksi kappaleessa neljä tarkastellaan sähkön jakeluverkkojen toimitusvarmuuteen liittyviä tekijöitä. Aineisto perustuu sähköverkonhaltijoiden Energiavirastolle ilmoittamiin sähköverkkoyhtiöiden valvontatietoihin, tilinpäätöksiin ja Energiaviraston tilastoihin. Sähkönjakeluverkot toimivat luonnollisessa monopoliasemassa ja taloudellisesti tehokkain tilanne saavutetaan ainoastaan yhdellä toimijalla tietyllä markkina-alueella. Monopoliaseman seurauksena syntyvää hyvinvointitappiota voidaan sääntelyn ja sen mukaisen viranomaisvalvonnan keinoin vähentää sääntelemällä ja valvomalla esimerkiksi hinnoittelua niin, että monopolin ei ole mahdollista ylihinnoitella palveluaan. Tämän lisäksi valvotaan verkkopalvelun ehtojen läpinäkyvyyttä, tasapuolisuutta ja toimitusvarmuuden kehittämisvelvollisuutta. Sääntelyllä on myös varmistettava, että liiketoiminnan kannustimet ovat tehokkaita ja että omistajilla on halukkuutta sijoittaa ja investoida verkkotoimintaan. Vuonna 2012 sähkön siirtohinnoittelun kohtuullisuuden valvonnassa siirryttiin kolmannen valvontajakson myötä uudistettuihin valvontamenetelmiin ja syyskuussa 2013 voimaan tuli uusi sähkömarkkinalaki, jonka yhtenä tarkoituksena on sähköverkon kehittämisen ja varautumisen kautta parantaa sähkönjakelun toimitusvarmuutta verkonhaltijoiden valitsemilla parhailla ja kustannustehokkaimmilla keinoilla. Kolmas valvontajakso päättyi vuoden 2015 loppuun. Neljännen (2016 2019) ja viidennen (2020 2023) valvontajakson vahvistuspäätökset annettiin 23.11.2015. Energiaviraston vahvistamat valvontamenetelmät (kuva 1.) sisältävät sähköverkkotoimintaan sitoutuneen pääoman arvostusperiaatteet, sitoutuneen pääoman kohtuullisen tuoton ja verkkotoiminnan tuloksen määritystavat sekä verkkotoiminnan kannustimet, joita ovat investointikannustin, laatukannustin, tehostamiskannustin, ja innovaatiokannustin sekä toimitusvarmuuskannustin. Lähtökohtana on mahdollistaa riittävät investoinnit, jotka edistävät toimitusvarmuutta, sekä parantaa kustannustehokkuutta. Näiden tekijöiden pohjalta Energiavirasto määrittelee kunkin sähköverkonhaltijan verkkotoiminnan kohtuullisen tuoton ja vertaa sitä kyseisen sähköverkonhaltijan toteutuneeseen oikaistuun tulokseen.

Kuva 1. Valvontamenetelmien keskeisimmät elementit ja toimintaperiaate. 4

5 2 Verkkoliiketoiminnan kehitys ja taloudellinen valvonta Verkkoyhtiöiden taloudelliset toimintaedellytykset ovat säilyneet keskimäärin hyvinä. Toisen valvontajakson aikana liikevaihto, liikevoitot, voitonjaon erät sekä alijäämät kasvoivat. Toisen valvontajakson jälkimmäisellä puoliskolla useat jakeluverkot kokivat myrskyjä, jotka vaikuttivat sähkön toimitusvarmuuden lisäksi joidenkin yhtiöiden taloudelliseen tulokseen. Kolmannen valvontajakson aikana kohtuullisen tuoton perusteena oleva riskitön korkotaso laski aikaisempaa alemmalle tasolle, joka vaikutti myös kohtuullisen tuoton määrään. Jakeluverkkoyhtiöiden liikevaihto on pysynyt suhteellisen vakaalla tasolla, mutta kahden viimeisen vuoden aikana liikevoittojen kokonaismäärä on kääntynyt laskuun. Valvontamenetelmien vaikutuksia verkkoyhtiöiden toimintaan voidaan analysoida tutkimalla kehitystä taloudellisten tunnuslukujen ja tilastojen pohjalta. Tässä luvussa arvioidaan verkkoliiketoiminnan taloudellista kehitystä ja valvonnan vaikutuksia erityisesti toisella valvontajaksolla (2008 2011) ja vuonna 2015 päättyneellä kolmannella valvontajaksolla. Tämän lisäksi siirtohintoja tarkastellaan pidemmillä, aina vuoden 2017 alkuun jatkuvilla aikasarjoilla. 2.1 Siirtohinnat Sähkön reaaliset siirtohinnat pysyivät vakaalla tasolla koko viime vuosikymmenen alkupuolen. Ensimmäisellä valvontajaksolla (2005-2007) reaaliset hinnat laskivat tai pysyivät lähes muuttumattomina. Vuonna 2008 alkaneella toisella valvontajaksolla yhtiöt kompensoivat ensimmäisen valvontajakson alijäämiä ja siirtohinnat nousivat aina vuoteen 2010 asti, jonka jälkeen hinnat ovat pysyneet reaalisesti lähes samalla tasolla kunnes nousivat selvästi vuonna 2016. Kuvassa 2.1 on esitetty kolmen käyttäjäryhmän (kerrostalo 2000 kwh/v, pientalo 5000 kwh/v ja 18 000 kwh/v) keskiarvona koko Suomen reaalinen verottomien siirtohintojen muutos viimeisen 14 vuoden aikana. Reaaliset keskimääräiset siirtohinnat ovat pysyneet näillä kolmella alhaisemman kulutuksen käyttäjäryhmillä suunnilleen samalla tasolla 2010-luvulla vuoteen 2016 asti jolloin hinnat kääntyivät selvään nousuun.

6 130 125 120 115 110 105 100 95 90 85 80 10/2003 1/2004 4/2004 7/2004 10/2004 1/2005 4/2005 7/2005 10/2005 1/2006 4/2006 7/2006 10/2006 1/2007 4/2007 7/2007 10/2007 1/2008 4/2008 7/2008 10/2008 1/2009 4/2009 7/2009 10/2009 1/2010 4/2010 7/2010 10/2010 1/2011 4/2011 7/2011 10/2011 1/2012 4/2012 7/2012 10/2012 1/2013 4/2013 7/2013 10/2013 1/2014 4/2014 7/2014 10/2014 1/2015 4/2015 7/2015 10/2015 1/2016 4/2016 7/2016 10/2016 1/2017 Verottomat reaaliset siirtohinnat (kolmen käyttäjäryhmän keskiarvo) Kuva 2.1 Verottomien reaalisten siirtohintojen kehitys vuodesta 2003 (perusvuosi) kolmen käyttäjäryhmän keskiarvona (kerrostalo 2000 kwh/v, pientalo 5000 kwh/v ja 18 000 kwh/v). Kuvassa 2.2 on kuvattu verollisen ja verottoman reaalisen siirtohinnan sekä sähkön kokonaishinnan kehitys keskimääräisen pientalon 18 000 kwh:n vuosikulutuksella koko maan keskihintana viimeisen 12 vuoden aikana. Veroton siirtohinta on noussut reaalisesti yli 20 prosenttia kymmenessä vuodessa. Nousu keskittyi vuosiin 2008 2009 ja vuoteen 2016. Energiaverojen korotus näkyy voimakkaana verollisen siirtohinnan nousuna vuosien 2011, 2014 ja 2015 alussa. Verolliset siirtohinnat ovatkin nousseet yli 50 prosenttia kymmenen vuoden takaiselta tasolta. Sähkön kokonaishinta on pysynyt viimeiset vuodet suunnilleen samalla tasolla, merkittävin osuus viime vuosien kokonaishinnan noususta on ollut seurausta energiaverojen korotuksista.

7 indeksi 170 160 150 140 130 120 110 100 90 80 10.2003 1.2004 4.2004 7.2004 10.2004 1.2005 4.2005 7.2005 10.2005 1.2006 4.2006 7.2006 10.2006 1.2007 4.2007 7.2007 10.2007 1.2008 4.2008 7.2008 10.2008 1.2009 4.2009 7.2009 10.2009 1.2010 4.2010 7.2010 10.2010 1.2011 4.2011 7.2011 10.2011 1.2012 4.2012 7.2012 10.2012 1.2013 4.2013 7.2013 10.2013 1.2014 4.2014 7.2014 10.2014 1.2015 4.2015 7.2015 10.2015 1.2016 4.2016 7.2016 10.2016 1.2017 Kuva. 2.2 Sähkön reaaliset verottomat siirtohinnat, sekä verollinen kokonaishinta (pientalo 18 000 kwh/v) 2004-2016. Käyttäjäryhmien välisissä hinnoissa on suuria kulutettuun sähkön määrään liittyviä eroja. Kuvassa 2.3 on useiden tyyppikäyttäjien verottomat siirtohinnat (snt/kwh) vuodesta 1997 vuoden 2017 tammikuuhun. Nimelliset hinnat pysyivät tasaisena vuoteen 2009, jolloin erityisesti pienempien kuluttajien hinnat nousivat. Hintojen nousu on ollut tämän jälkeen suhteellisen vakaata vuoden 2016 hintojen korotukseen asti. Keskihinta (snt/kwh) 9,00 8,00 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 Verolliset reaaliset kokonaishinnat (siirto- ja energiahinnat) Verolliset reaaliset siirtohinnat Verottomat reaaliset siirtohinnat 1.1.1997 1.7.1997 1.1.1998 1.7.1998 1.1.1999 1.7.1999 1.1.2000 1.7.2000 1.1.2001 1.7.2001 1.1.2002 1.7.2002 1.1.2003 1.7.2003 1.1.2004 1.7.2004 1.1.2005 1.7.2005 1.1.2006 1.7.2006 1.1.2007 1.7.2007 1.1.2008 1.7.2008 1.1.2009 1.7.2009 1.1.2010 1.7.2010 1.1.2011 1.7.2011 1.1.2012 1.7.2012 1.1.2013 1.7.2013 1.1.2014 1.7.2014 1.1.2015 1.7.2015 1.1.2016 1.7.2016 1.1.2017 Kerrostalo 2 000 kwh/v Pientalo 5 000 kwh/v Pientalo 18 000 kwh/v Kuva 2.3 Eräiden tyyppikäyttäjien sähkön verottoman siirtohinnan kehitys toisella ja kolmannella valvontajaksolla 1997-2016 (keskihinnat snt/kwh).

8 Siirtoverkon ylläpidon kustannukset eivät yleensä ole suoraan riippuvaisia siirretystä sähkön määrästä ja siksi kulutetulla sähkönmäärällä ei ole voimakasta yhteyttä siirtohintoihin. Hinnoittelun pohjana on yleisesti käytössä yhtenäinen aikaperusteinen perusmaksu, jonka lisäksi tulee siirretyn sähkön määrästä riippuva maksu. Sähkön siirron kustannukset määräytyvätkin pääosin sähkön siirrossa käytettävän verkon pääoma-, käyttö- ja kunnossapitokustannusten mukaan. Sähkön siirtohinnoittelu voi vaihdella huomattavasti eri yhtiöiden välillä. Kuvassa 2.4 on esitetty edellä mainitun kolmen käyttäjäryhmän verottoman keskihinnan keskiarvo jakeluverkkoyhtiöittäin tammikuussa 2017. Yhtiökohtainen vaihtelu siirtohinnoissa on suurta. Halvimmalla jakeluverkkoyhtiöllä hinta on noin kuuden sentin tuntumassa ja kalleimmalla yli 14 snt/kwh. Kaikkien yhtiöiden keskimääräinen keskihinta näiden käyttäjäryhmien keskiarvona on noin 9 snt/kwh. Siirtohinnoittelun suuren vaihtelun taustalla ovat usein jakelualueiden toimintaolosuhteiden eroavaisuudet. Pelkästään tiiviillä taajama-alueella toimivan verkonhaltijan kustannusrakenne poikkeaa harvaan asutulla maaseutualueilla toimivan verkonhaltijan kustannusrakenteesta. Harvempaan asutuilla maaseutumaisilla jakelualueilla verkonhaltijalla on hoidettavanaan selvästi suurempi verkkopituus asiakasta kohden kuin esimerkiksi tiiviisti asutuissa kaupungeissa. snt/kwh 16 14 12 10 8 6 4 2 0 Kuva 2.4 Sähkön siirron verollinen verkonhaltijakohtainen keskihinta kolmen käyttäjäryhmän keskiarvona (kerrostalo 2000 kwh/v, pientalo 5000 kwh/v ja 18 000 kwh/v) tammikuussa 2017. Sähkön siirtohinnoissa on selviä alueellisia eroja. Kuvassa 2.5 on esitetty sähkön verottoman siirtohinnan reaalinen kehitys vuodesta 2007 lähtien viidellä maantieteellisellä alueella Suomessa. Siirtohintojen alueellisia eroja selittää esimerkiksi jakeluverkkojen erilainen kustannusrakenne ja asiakastiheys.

9 keskihinta indeksi 150 140 130 120 110 100 90 80 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Uusimaa Etelä-Suomi Länsi-Suomi Itä-Suomi Pohjois-Suomi Kuva 2.5 Sähkön verottoman siirtohinnan reaalinen kehitys alueittain 2007 2016. 2.2 Verkkoyhtiöiden kustannukset ja toiminnan tehostaminen Yksi valvonnan tavoitteista on verkonhaltijan toiminnan tehostaminen ja kustannustehokkuus. Tässä luvussa tarkastellaan jakeluverkkoyhtiöiden kulurakennetta, maksuvalmiutta, operatiivisia kustannuksia ja toiminnan tehostamista toisen sekä kolmannen valvontajakson aikana. 2.2.1 Jakeluverkkoyhtiöiden kulurakenne Kuvassa 2.6 on esitetty jakeluverkkoyhtiöiden kuluerien suhde kokonaistuotoista vuonna 2015. Häviösähkön hankintakulut olivat vuonna 2015 yhteensä noin 82,0 (90,1) 1 miljoonaa euroa, alue- ja kantaverkkopalvelumaksut noin 235 (234) miljoonaa euroa ja muut ulkopuoliset palvelut noin 245,8 (232,4) miljoonaa euroa. Henkilöstökulut olivat yhteensä noin 116,5 (124,2) miljoonaa euroa. Poistoja ja arvonalentumisia tehtiin noin 377,7 (354,7) miljoonalla eurolla. Muiden kulujen yhteenlaskettu määrä oli noin 285,7 (266) miljoonaa euroa ja yhteensä 218 (310) miljoonaa euroa kokonaistuotoista kohdistui liikevoittoon. Verrattuna aikaisempiin vuosiin eri kuluerien suhteelliset osuudet ovat pysyneet lähes samalla tasolla tarkasteltaessa kaikkien jakeluverkkoyhtiöiden yhteenlaskettuja tietoja. Merkittävimpiä muutoksia oli poistojen ja arvonalentumisten osuuden 1 Suluissa edellisen vuoden 2014 luvut

10 nousu. Muut kuluerät pysyivät lähes samalla tasolla kuin edellisenä vuonna. Kokonaisuudessaan jakeluverkkotoiminnan kulut nousivat noin 3,2 prosenttia edellisestä vuodesta. Häviösähkön hankintakulut 5,3 % Liikevoitto 13,8 % Alue- ja kantaverkkopalvelu maksut 15,1 % Muut kulut 18,3 % Muut ulkopuoliset palvelut 15,8 % Poistot ja arvonalentumiset 24,2 % Henkilöstökulut 7,5 % Kuva 2.6 Jakeluverkkoyhtiöiden suhteellinen kulurakenne vuonna 2015. 2.2.2 Jakeluverkkoyhtiöiden maksuvalmius Yrityksen maksuvalmiuden tunnuslukuna käytetään yleisesti current ratiota, joka mittaa yrityksen mahdollisuutta selviytyä lyhytaikaisista veloista rahoitusomaisuudella ja vaihto-omaisuudella. Tunnusluvun yleisenä tavoitearvona voidaan pitää kahta. Kuvassa 2.7 on esitetty tunnusluvun keskiarvon ja mediaanin kehitys jakeluverkkoyhtiöillä toisen valvontajakson ja kolmannen valvontajakson aikana. Tunnusluvun mediaani on laskenut jakson alun tasolta hieman alle kahteen prosenttiin ja keskiarvo on laskenut jakson alun tasolta noin kolmeen prosenttiin. Maksuvalmiuden tunnusluvun keskiarvo näyttää heikentyneen viimeisen kolmen vuoden aikana vaikka taso on säilynyt edelleen erittäin hyvällä tasolla. Yli 30 jakeluverkkoyhtiöllä tunnusluku saa vähintään tavoitearvon 2 ja 20 yhtiöllä ollaan alle yhden tasolla. Erot yhtiöiden välillä ovat hyvin suuria ja niiden taustalla on joissakin tapauksissa myös laskennallisia tekijöitä. Alhaisimmalla neljänneksellä current ratio tunnusluvun keskiarvo on 0,4 prosentin tuntumassa ja parhaalla neljänneksellä se saa keskimäärin yli seitsemän prosentin arvon.

11 6% 5% 4% 3% 2% 1% 0% 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 keskiarvo mediaani Kuva 2.7 Jakeluverkkoyhtiöiden current ratio tunnusluku toisella ja kolmannella valvontajaksolla 2.2.3 Operatiiviset kustannukset Kolmannella valvontajaksolla jakeluverkonhaltijoiden valvontamenetelmien tehostamiskannustimessa verkonhaltijakohtainen tehostamistavoite muodostui yrityskohtaisesta tehostamistavoitteesta sekä kaikille verkonhaltijoille yhtä suuresta yleisestä tehostamistavoitteesta. Sähkön jakeluverkonhaltijan tehostamispotentiaali havaitaan kun verrataan jakeluverkonhaltijan toteutuneita kustannuksia kaikkien jakeluverkonhaltijoiden kustannus- ja tuotostietojen perusteella estimoidun tehokkuusrintaman mukaisiin kustannuksiin. Jakeluverkonhaltijoiden tehokkuusrintama estimoidaan StoNED- menetelmällä (Stochastic Nonsmooth Envelopment of Data). Yleisen tehostamistavoitteen tarkoituksena on kannustaa kaikkia, myös tehokkuusmittauksessa tehokkaaksi havaittua, verkonhaltijaa tehostamaan toimintaansa yleisen tuottavuuskehityksen mukaisesti. Tehostamiskannustimen vaikutus otetaan huomioon verkonhaltijan toteutuneen oikaistun tuloksen laskennassa. Yhtiön toimintaa voidaan pitää kustannustehokkaana, kun toimintaan käytetyt panokset ovat oikeassa suhteessa toiminnasta saataviin tuotoksiin. Tehokkuusrintaman estimoinnissa panosmuuttujina on käytetty verkonhaltijan tehostamiskustannuksia, jotka muodostuvat kontrolloitavissa olevien operatiivisten kustannusten ja keskeytyskustannusten puolikkaan summasta. Kolmannella valvontajaksolla panosmuuttujaan ei ole enää sisältynyt sähköverkon jälleenhankinta-arvosta laskettua tasapoistoa, koska verkonhaltijoita on haluttu kannustaa kasvattamaan investointitasoaan. Tuotosmuuttujina on käytetty verkonhaltijan kulutukseen ja verkkoihin siirretyn energian määrää, sähköverkon kokonaispituutta ja asiakasmäärää.

12 Toteutuneiden koko sähkön jakeluverkkotoiminnan operatiivisten kustannusten indeksikorjattu kehitys vuodesta 2005 vuoteen 2015 on esitetty kuvassa 2.8. Jakeluverkkoyhtiöiden kustannukset ovat pysyneet vakaalla alle 400 miljoonan euron tasolla vuoteen 2009 asti. Vuonna 2010 kustannukset nousivat lähes 420 miljoonaan euroon ja vuonna 2011 edelleen yli 490 miljoonaan euroon. Kasvuun vaikuttivat pääsääntöisesti joidenkin yhtiöiden alueilla tapahtuneet myrskyt. Kolmannen valvontajakson alussa toteutuneet kontrolloitavat operatiiviset kustannukset laskivat noin 440 miljoonan euron tasolle ja ovat pysyneet suunnilleen samalla tasolla viime vuoteen asti. 550 000 500 000 450 000 400 000 350 000 300 000 250 000 200 000 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Toteutuneet kontrolloitavat operatiiviset kustannukset (tuhatta euroa) Kuva 2.8 Toteutuneet kontrolloitavat operatiiviset kustannukset yhteensä jakeluverkkoyhtiöillä (tuhatta euroa, indeksikorjattu). Kuvassa 2.9 on esitetty jakeluverkkoyhtiöiden nimelliset kontrolloitavat operatiiviset kustannukset ja tehostamistavoitteen mukaiset kustannukset vuodesta 2005 vuoteen 2015. Vuosina 2006 ja 2007 toteutuneet kustannukset ovat olleet suunnilleen samalla tasolla tehostamistavoitteen mukaisten kustannuksien kanssa. Tämän jälkeen vuosien 2008 ja 2009 aikana toteutuneet kustannukset jäivät 28-37 miljoonaa euroa tehostamistavoitteen mukaisia kustannuksia alemmalle tasolle. Vuonna 2011 ne ylittivät tehostamistavoitteen kustannukset yli 90 miljoonalla eurolla, mutta kolmannen valvontajakson ensimmäisenä vuonna ero tehostamistavoitteen mukaisten ja toteutuneiden kontrolloitavien operatiivisten kustannusten välillä kaventui 44 miljoonaan euroon. Vuonna 2013 ero pysyi suunnilleen samalla tasolla 50 miljoonassa eurossa vielä kaventuen kahden viimeisen vuoden aikana samalle noin 440 miljoonan euron tasolle.

13 500 000 450 000 400 000 350 000 300 000 250 000 200 000 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Toteutuneet kontrolloitavat operatiiviset kustannukset (t ) Tehostamistavoitteen mukaiset kontrolloitavat operatiiviset kustannukset Kuva 2.9 Toteutuneet kontrolloitavat ja tehostamistavoitteen mukaiset operatiiviset kustannukset jakeluverkkoyhtiöillä (tuhatta euroa). Vuonna 2015 toteutuneet operatiiviset kustannukset olivat keskimäärin 129 prosentin tasolla suhteessa tehostamistavoitteen mukaisiin kustannuksiin. Yhtiökohtainen vaihtelu oli suurta noin 70 prosentista 200 prosenttiin (Kuva 2.10). Vain seitsemän yhtiötä alitti tehostamistavoitteen mukaiset operatiiviset kustannukset vuonna 2015. 400% 350% 300% 250% 200% 150% 100% 50% 0% 2011 2012 2013 2014 2015 Kuva 2.10 Toteutuneet operatiiviset kustannukset yhtiöittäin suhteessa tehostamistavoitteen mukaisiin vuonna 2011-2015.

14 2.2.4 Tehostamistavoite Tehostamiskannustimessa verkonhaltijan toteutuneita kustannuksia verrataan kohtuullisiin tehostamiskustannuksiin. Vertailutasona käytettävät jakeluverkonhaltijalle lasketut kohtuulliset tehostamiskustannukset perustuvat verkonhaltijakohtaiseen tehostamistavoitteeseen. Verkonhaltijakohtainen tehostamistavoite on vuotuinen tehostamisprosentti, joka on laskettu verkonhaltijalle tehokkuusmittauksen avulla estimoidun yrityskohtaisen sekä kaikille verkonhaltijoille yhtä suuren yleisen tehostamistavoitteen perusteella. Kuvassa 2.13 on kuvattu verkonhaltijakohtaisen tehostamistavoitteen vuosittaiset jakaumat toisella ja kolmannella valvontajaksolla 2012-2015. Vuonna 2008 tehostamistavoite on ollut selvästi negatiivinen suurimmalla osalla jakeluverkkoyhtiöitä. Tämä johtuu siitä, että luvussa on huomioitu myös verkonhaltijan verkkovolyymin muutos vuosien 2003 2006 keskimääräisestä tasosta. Suurella osalla verkonhaltijoista verkkovolyymi on kasvanut, joten kontrolloitaviin operatiivisiin kustannuksiin kohdistuva tehostamistavoite painuu negatiiviseksi. Seuraavina vuosina verkkovolyymin vaikutus tehostamistavoitteessa huomioidaan edelliseen vuoteen nähden, joten vaikutus tasaantuu ja myös tehostamistavoitteiden hajonta verkonhaltijoiden välillä pienenee. Toisen valvontajakson loppua kohden tehostamistavoite kääntyy positiiviseksi lähes kaikilla jakeluverkonhaltijoilla. Kolmannen valvontajakson alkaessa tehostamistavoitteen laskennassa käytettävä menetelmä sekä tehokkuusestimoinnissa käytettävien lähtötietojen aikaperiodi muuttuivat. 2 Tehostamistavoitteiden keskimääräiseen kasvamiseen on vaikuttanut verkonhaltijoiden keskimääräisen kustannustason sekä kustannustason hajonnan lisääntyminen verkonhaltijoiden välillä. Osalla verkonhaltijoista kustannustaso nousi huomattavasti aikaperiodin loppupuolella sattuneiden voimakkaiden myrskyjen johdosta. Tämä on aiheuttanut hajontaa myös lähtötietoihin. Kolmannelle valvontajaksolle laskettujen tehostamistavoitteiden saavuttamisen helpottamiseksi Energiavirasto on asettanut 8 vuoden siirtymäajan (2012-2019). Siirtymäaika sekä muutokset jakeluverkonhaltijan verkkovolyymissä ja 1-70 kv maakaapelointiasteessa vaikuttavat myös tehostamistavoitteen jakeluverkonhaltijaan kohdistuvaan kustannusvaikutukseen. Kuvan 2.13 tehostamistavoitteiden jakaumassa kolmannella valvontajaksolla ei ole otettu huomioon näitä vaikutuksia. 2 Toisella valvontajaksolla tehokkuusmittauksessa käytettiin Data Envelopment Analysis (DEA)- ja Stochastic Frontier Analysis (SFA)- menetelmien keskiarvoa ja lähtötietojen aikaperiodina vuosia 2003 2006. Kolmannella valvontajaksolla tehokkuusmittauksessa on käytetty Stochastic Nonsmooth Envelopment of Data (StoNED)- menetelmää ja lähtötietojen aikaperiodina vuosia 2005 2010.

15 10% 5% 0% -5% 2012-2015 2011 2010 2009 2008-10% -15% Kuvat 2.13 Tehostamistavoite yhtiöittäin toisella ja kolmannella valvontajaksolla. 2.3 Liikevaihto ja liikevoitto Jakeluverkkoyhtiöiden liikevaihto kasvoi tasaisesti vuoteen 2013 asti jonka jälkeen se on laskenut vuosien 2014 ja 2015 aikana yhteensä noin 100 miljoonaa euroa. Liikevaihdon kehitykseen vaikuttavia tekijöitä siirtomäärien lisäksi ovat esimerkiksi hintojen ja verojen nousu. Vuonna 2008 alkanut taloustaantuma ja teollisuuden sähkön kysynnän lasku eivät vaikuttaneet voimakkaasti jakeluverkkojen liikevoittoon toisen valvontajakson ensimmäisellä puoliskolla vaan kasvu jatkui aina vuoteen 2010 asti. Vuosina 2010 ja 2011 myrskyjen aiheuttamat tuhot, sähkön toimitusmäärien lasku ja edelleen jatkuva taloussuhdanteen heikkous pysäyttivät liikevaihdon kasvun ja käänsivät myös yhtiöiden yhteenlasketut liikevoitot 13 prosentin laskuun suhteessa edelliseen vuoteen. Vuonna 2012 liikevoitto kääntyi jälleen selvään kasvuun ja nousi yli 455 miljoonaan euroon. Vuosien 2013 ja 2015 välillä jakeluverkkojen liikevoittojen yhteismäärä on laskenut selvästi ja oli vuonna 2015 noin 217 miljoonaa euroa (Kuva 2.14).

16 1000 euroa 1 800 000 1 600 000 1 400 000 1 200 000 1 000 000 800 000 600 000 400 000 200 000 0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Liikevaihto Liikevoitto Kuva 2.14 Jakeluverkkoyhtiöiden liikevaihdon ja liikevoiton kehitys 2005 2015. Kuvassa 2.15 on esitetty liikevoiton, sähköverkkoliiketoiminnan taseen mukaisten investointien ja operatiivisten kustannusten kehitys rinnakkain. Sähköverkkotoiminnan taseen mukaisten investointien määrä on noussut lähes yhtäjaksoisesti vuodesta 2007 lähtien. Sähköverkon taseen mukaisten investointien määrä oli vuonna 2015 lähes 700 miljoonan euroa eli yli 200 miljoonaa euroa enemmän kuin kaksi vuotta aikaisemmin. Toteutuneet vertailukelpoiset operatiiviset kustannukset pysyivät suhteellisen vakaalla tasolla vuoteen 2009 asti nousten voimakkaammin toisen valvontajakson kahtena viimeisenä vuotena. Vuonna 2012 kasvuvauhti hidastui ja vuonna 2013 kustannukset laskivat alle kahden edellisen vuoden tason pysyen samalla noin 440 miljoonaneuron tasolla myös vuonna 2014 ja 2015.

17 1000 euroa 800 000 700 000 600 000 500 000 400 000 300 000 200 000 100 000 0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Yhtiön sähköverkkotoiminnan tase: investoinnit yhteensä operatiiviset kustannukset liikevoitto Kuva 2.15 Jakeluverkkoyhtiöiden liikevoitto, investoinnit (verkkotoiminnan tase) ja operatiiviset kustannukset yhteensä (1000 euroa). 2.4 Investoinnit, jälleenhankinta- ja nykykäyttöarvo Tässä kappaleessa esitetään investointien sekä jälleenhankinta- ja nykykäyttöarvojen kehitystä toisella ja vuonna 2012 alkaneella kolmannella valvontajaksolla. Verkkoyhtiöiden valvontamenetelmissä korvausinvestoinnit kasvattavat tuottopohjana käytettävää sähköverkon nykykäyttöarvoa ja tätä kautta kohtuullista tuottoa. Uusi laajennusinvestointi kasvattaa sähköverkon jälleenhankinta-arvoa ja laskennallisia tasapoistoja, joka vaikuttaa toteutuneen oikaistun tuloksen laskentaan. Valvontamenetelmissä oli investointikannustimena käytössä poistomenetelmä, jossa huomioidaan toteutuneen oikaistun tuloksen laskennassa ja jonka tarkoituksena on varmistaa korvausinvestointien riittävä taso. Tarkoituksena on ohjata sähköverkonhaltijoita tekemään korvausinvestointeja asianmukaisesti. Useat yhtiöt ovat aloittaneet kolmannella valvontajaksolla investointi- ja kehitysprojekteja sähköverkon toimitusvarmuuden parantamiseksi ja uudessa sähkömarkkinalaissa (588/2013) asetettujen toimitusvarmuustavoitteiden saavuttamiseksi. Uuden sähkömarkkinalain tavoitteena on verkkojen kehittämisen ja varautumisen kautta parantaa toimitusvarmuutta verkonhaltijoiden valitsemilla tarkoituksenmukaisimmilla ja tehokkaimmilla keinoilla.

18 Investointien kehitystä voidaan analysoida vertaamalla verkon rakennetiedoissa Energiavirastolle ilmoitettuja toteutuneita investointeja laskennallisiin tasapoistoihin. Komponenttihintoihin perustuvien tasapoistojen ja investointien suhde vuosien 2008 2011 yhtiökohtaisilla keskiarvoilla vaihtelee voimakkaasti yli 250 prosentin ja alle 10 prosentin välillä (Kuva 2.16). Noin kahdellakymmenellä yhtiöllä tämä suhdeluku on alle sadan prosentin eli kokonaisinvestointeja on ollut tasapoistoja vähemmän. Kolmannen jakson aikana kokonaisinvestointien ja tasapoistojen suhde oli huomattavasti korkeammalla tasolla, mutta samaan aikaan jakaantunut epätasaisemmin yhtiöiden välillä. Tätä selittää osaltaan vain yhden vuoden tietojen käyttö suhteessa neljän vuoden keskiarvoon, mutta tästä huolimatta yhtiöiden keskinäisiä eroja voi pitää suurina. Kokonaisinvestointien lisäksi verkon kehityksen ja kunnon kannalta on olennaista, mikä osuus investoinneista muodostuu korvausinvestoinneista. 600% 500% 400% 300% 200% 100% 0% keskiarvo 2008-2011 2012 2013 2014 2015 Kuva 2.16 Kokonaisinvestointien (verkon rakennetietoihin perustuvat) ja tasapoistojen suhde toisella ja kolmannella valvontajaksolla. Verkkoyhtiöiden kokonaisinvestointien ja laskennallisten tasapoistojen suhde nousi viidessä vuodessa 110 prosentin tasolta noin 126 prosenttiin vuonna 2010 (Kuva 2.17). Vuosina 2007-2009 suhdeluku pysyi tätä korkeammalla tasolla noin 140 prosentissa, mutta laski selvästi toisen valvontajakson loppupuolella. Kolmannen valvontajakson aikana suhdeluku on noussut selvästi yli 160 prosenttiin vaikka vuosina 2014 ja 2015 käännyttiin laskuun.

19 180% 160% 140% 120% 100% 80% 60% 40% 20% 0% 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Investointien ja tasapoistojen suhde vuosina 2005-2015 Kuva 2.17 Kokonaisinvestointien ja tasapoistojen suhde 2005 2015. Kuvassa 2.18 on esitetty verkon rakennetietoihin perustuvat jakeluverkkotoiminnan kokonaisinvestoinnit ja tasapoistot. Korvausinvestoinnit ja purut on esitetty vain viimeiseltä viideltä vuodelta, koska tietoja alettiin kerätä tällöin tarkemmalla tasolla. Vuonna 2012 investointien taso nousi selvästi jakeluverkkoyhtiöillä lähes 670 miljoonaan euroon pysyen suunnilleen samalla tasolla seuraavan kahden vuoden ajan. Vuonna 2015 kokonaisinvestoinnit nousivat jälleen voimakkaasti 800 miljoonan euron tasolle. Voimakkaan kasvun taustalla vuoteen 2013 asti olivat lisääntyneiden korvausinvestointien lisäksi erityisesti sähköverkkoyhtiöiden tekemät investoinnit etäluettaviin mittalaitteisiin. Indeksikorjatut tasapoistot nousivat vakaasti kolmannella valvontajaksolla noin 450 miljoonan euron tasolle. Korvausinvestoinnit ovat nousseet voimakkaasti valvontajakson ensimmäisen vuoden 150 miljoonan euron tasolta (2012) jakson viimeisen vuoden 2015 yli 600 miljoonan euron tasolle.

20 Milj. eur. 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Kokonaisinvestoinnit Tasapoisto Korvausinvestoinnit Purut Kuva 2.18 Jakeluverkkoyhtiöiden kokonaisinvestoinnit (verkon rakennetiedot) ja tasapoistot yhteensä. Kuvassa 2.19 on kuvattu jakeluverkkoyhtiöiden yhtiökohtaisien nykykäyttöarvoprosenttien yksikkömuutos vuosien 2011 2015. Nykykäyttöarvoprosentti kuvaa nykykäyttöarvon suhdetta jälleenhankinta-arvoon. Nykykäyttöarvo lasketaan jälleenhankinta-arvosta verkonhaltijan verkkokomponenttikohtaisten keski-ikä- ja pitoaikatietojen avulla. Nykykäyttöarvoprosentit ovat laskeneet selvästi siirryttäessä kolmannelle valvontajaksolle. Kolmannella valvontajaksolla Energiavirasto alkoi käyttää nykykäyttöarvon laskennassa aikaisempaa tarkempia keski-ikätietoja ja myös tämän seurauksena useilla yhtiöillä nykykäyttöarvo laski suhteessa edelliseen vuoteen. 20 % 10 0-10 -20-30 -40 NKA % muutos 2011-2015 Kuva 2.19 Nykykäyttöarvoprosentin muutos vuosien 2011-2015 välillä.

21 Kuvassa 2.20 on esitetty jakeluverkkoyhtiöiden nykykäyttöarvoprosentin kehitys edellä käytetyllä jaolla kaupunkimaisiin sekä taajama- ja haja-asutusalueiden yhtiöihin. Kaupunkimaisiin luokiteltavilla yhtiöillä nykykäyttöarvoprosentti on lievästi kasvanut toisella valvontajaksolla päätyen toisen valvontajakson lopussa lähes 55 prosentin tasolle. Maaseutumaisilla eli erityisesti haja-asutusalueella toimivilla yhtiöillä nykykäyttöarvoprosentin kehitys on ollut selvästi laskeva koko tarkastelujakson ajan. Toisen valvontajakson ensimmäisenä vuonna (2008) maaseuturyhmän yhtiöillä tunnusluku on ollut lähes 49 prosenttia ja laskenut valvontajakson aikana kahdella prosenttiyksiköllä noin 47 prosenttiin. Kolmannen valvontajakson ensimmäisenä vuonna 2012 nykykäyttöarvoprosentit laskivat selvästi kahdesta neljään prosenttia kaikilla ryhmillä ja pysyivät suunnilleen samalla tasolla vuonna 2014. Maaseutuympäristössä toimivilla yhtiöillä nykykäyttöarvon ja jälleenhankinta-arvon suhde on keskimäärin kehittynyt selvästi muita yhtiöitä heikommin, mikä voi olla seurausta liian alhaisesta korvausinvestointien määrästä. Vuoden 2012 laskuun vaikuttaa myös edellä kuvattu muutos nykykäyttöarvon laskennassa ja keski-ikätietojen käytössä. Tämän jälkeen on pysytty suunnilleen samalla tasolla kaikissa ryhmissä. % 56 54 52 50 48 46 44 42 40 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 maaseutu taajama kaupunki Kuva 2.20 Nykykäyttöarvoprosentin kehitys maaseutu-, taajama- ja kaupunkiyhtiöillä. Kuvassa 2.21 on esitetty kaikkien jakeluverkkoyhtiön nykykäyttöarvoprosentti vuonna 2015. Vaihteluväli on noin 20 prosentista yli 60 prosenttiin eli erot yhtiöiden välillä ovat merkittäviä. Keskimäärin nykykäyttöarvo on pysynyt kaikilla yhtiöillä vähän yli 50 prosentin tasolla.

22 % 70 60 50 40 30 20 10 0 Kuva 2.21 Vuoden 2015 nykykäyttöarvoprosentti 83 jakeluverkkoyhtiöllä. Kaikkien jakeluverkkojen indeksikorjatut nykykäyttö- ja jälleenhankinta-arvot ovat kasvaneet vuoteen 2009 asti, mutta vuonna 2012 sekä jälleenhankinta-arvo että nykykäyttöarvo laskivat suhteessa edelliseen vuoteen. Vuonna 2015 yhteenlaskettu jälleenhankinta-arvo nousi 800 miljoonalla eurolla edellisestä vuodesta (kuva 2.22). Molempien muuttujien nimelliset arvot ovat nousseet lähes koko tarkastelujakson ajan. Vuonna 2015 jakeluverkkojen jälleenhankinta-arvo oli yhteensä 17,5 miljardia ja nykykäyttöarvo yli 8,7 miljardia euroa.

23 20 000 000 18 000 000 16 000 000 14 000 000 12 000 000 10 000 000 8 000 000 6 000 000 4 000 000 2 000 000 0 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Verkon jälleenhankinta-arvo Verkon nykykäyttöarvo Kuva 2.22 Jakeluverkkojen jälleenhankinta- ja nykykäyttöarvo yhteensä. Investointien, jälleenhankinta- ja nykykäyttöarvon tunnusluvut viittaavat siihen, että valvonta antaa edellytykset riittävälle verkon kehittämiselle. Yhtiökohtaiset erot ovat merkittäviä ja osalla yhtiöistä erityisesti korvausinvestointitason kehitys ei ole ollut riittävällä tasolla. Korvausinvestointivajeen kertyminen voi vaikeuttaa verkon tulevaa kehitystyötä ja koko yhtiön toimintaa. Haasteita verkkoyhtiöille syntyy myös erilaisista toimintaympäristöistä ja niiden muutoksista. 2.5 Tuotto ja voiton jaon kehittyminen Sijoittajien ja liiketoiminnan omistajien tuottovaatimukset ovat yleensä sidoksissa kohteen riskitasoon. Korkeamman riskin sijoituksille vaaditaan korkeampaa tuottoa ja matalariskisten suhteen tyydytään alhaisempaan tasoon sijoitetun pääoman menettämisen riskin ollessa myös vähemmän todennäköistä. Sähkönjakeluverkot toimivat luonnollisessa monopoliasemassa ja sähköverkkoliiketoimintaa voidaan pitää matalariskisenä ja vakaana toimialana. Sähkönsiirto on asiakkaille välttämättömyyshyödyke ja sen kysynnänvaihtelu on maltillista. Jakeluverkkoyhtiöiden tuottoja ja voiton jakoa tuleekin arvioida suhteessa toimialan erityispiirteisiin liittyviin tekijöihin. 2.5.1 Pääoman painotettu keskikustannus (WACC) Energiavirasto käyttää verkkotoimintaan sitoutuneelle oikaistulle pääomalle hyväksyttävän kohtuullisen tuottoasteen määrittämisessä menetelmänä pääoman painotetun keskikustannuksen mallia (Weighted Average Cost of Capital, WACC). Se ilmaisee yrityksen käyttämän pääoman keskimääräisen kustannuksen, jossa painoina ovat oman ja korollisen vieraan pääoman suhteelliset osuudet. Energiavirasto on soveltanut kolmannella valvontajaksolla sähkön jakeluverkkohaltijalle kiinteää

24 pääomarakennetta, jossa korollisten velkojen suhde omaan pääomaan on 30/70. Hinnoittelun kohtuullisuuden arvioinnissa käytettävä pääoman painotettu keskikustannus lasketaan oman ja vieraan pääoman kustannuksen summana ja siinä huomioidaan reaalinen riskitön korkokanta, inflaatio, markkinoiden riskipreemio, likvidittömyyspreemio, korollisen vieraan pääoman kustannus ja edellä mainittu pääomarakenne. Kuvassa 2.23 on esitetty Energiaviraston laskeman pääoman painotetun keskikustannusprosentin kehitys vuosina 2005-2016. Toisen valvontajakson alkupuolella vuonna 2009 WACC-prosentti nousi 5,78 prosenttiin, josta laski toisen valvontajakson viimeisenä vuonna 4,45 prosentin tasolle. Kolmannen valvontajakson alkaessa vuonna 2012 WACC-prosentti nousi maltillisesti 4,58 prosenttiin. Kolmannen valvontajakson kolmen viimeisen vuoden aikana WACC-prosentti on laskenut selvästi noin kolmen prosentin tuntumaan. Merkittävimpänä selittävänä tekijänä jakeluverkkoyhtiöiden pääoman painotetun keskikustannusprosentin tason laskussa viime vuosina on nimellisenä riskittömänä korkokantana käytetyn Suomen valtion 10 vuoden obligaation koron lasku. Myös WACC-prosentin laskennassa käytettäviin parametreihin tehtiin kolmannelle valvontajaksolle siirryttäessä joitakin muutoksia, mutta näiden vaikutukset jäävät suhteellisen pieniksi. Neljännellä valvontajaksolla WACC-laskenta muuttui ja valvontamenetelmissä käytettään WACC-laskennassa nominaalista ennen veroja menetelmää (Nominal Pre- Tax). Valvontajakson vaihtuessa myös WACC-prosentti nousi aikaisempaa korkeammalla tasolle uusien menetelmien ja tehtävien toimitusvarmuusinvestointien takia. % 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Reaalinen verojen jälkeen Nominaalinen ennen veroja Kuva 2.23 Jakeluverkkoyhtiöiden pääoman painotettu keskikustannus (Weighted Average Cost of Capital, WACC). Reaalinen verojen jälkeen (Real Post-Tax) ja Nominaalinen ennen veroja (Nominal Pre-tax).

25 2.5.2 Jakeluverkkoyhtiöiden yli- ja alijäämät Energiavirasto laskee vuosittain jokaisen jakeluverkkoyhtiön sähköverkkotoiminnan alustavan kohtuullisen tuoton sekä ali- ja ylijäämän. Ensimmäisellä valvontajaksolla kertynyt alijäämä oli käytettävä toisen valvontajakson aikana ja ylijäämä pienensi toisella valvontajaksolla kohtuullisena pidettävää tuottoa. Samoin toisella valvontajaksolla kertynyt ylijäämä tuli kompensoida ja alijäämä oli käytettävissä kolmannen valvontajakson aikana. Kuvassa 2.24 on esitetty kaikkien jakeluverkkoyhtiöiden kohtuullisen tuoton määrä vuosina 2005 2015. Toisen valvontajakson ensimmäisinä vuosina kohtuullisen tuoton määrä nousi, mutta kääntyi selvään laskuun seuraavina vuosina saman trendin jatkuessa kolmannella valvontajaksolla erityisesti alhaisen korkotason seurauksena. miljoonaa euroa 400 350 300 250 200 150 100 50 0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Kuva 2.24 Jakeluverkkoyhtiöiden kohtuullinen tuotto Tilikauden ali- tai ylijäämä lasketaan toteutuneen oikaistun tuloksen ja kohtuullisen tuoton erotuksena. Suurin osa yhtiöistä oli alijäämäisiä ensimmäisellä ja toisella valvontajaksolla. Kuvassa 2.25 on esitetty jakeluverkkoyhtiöiden tilikauden ali- ja ylijäämien summa vuosina 2005 2015. Jakeluverkkoyhtiöiden alijäämät kasvoivat voimakkaasti yli 40 miljoonan vuositasolla aina vuoteen 2009 asti. Toisen valvontajakson loppupuolella tapahtuneet myrskyt aiheuttivat merkittävät sähköntoimituksien keskeytyksistä aiheutuneet haitat ja yhteensä yli 56 miljoonan euron va-

26 kiokorvaukset asiakkaille. Tämä vaikutti jonkin verran alijäämien määrään laatukannustimen ja tehostamiskannustimen kautta. Toisen valvontajakson viimeisenä vuonna 2011 jakeluverkkoyhtiöillä oli myös viimeinen mahdollisuus käyttää ensimmäisen valvontajakson alijäämiä hinnoittelussaan ja jakeluverkkoyhtiöt olivatkin viimeisellä tilikaudella yhteensä 46 miljoonaa ylijäämäisiä. Kolmannen valvontajakson ensimmäisenä vuonna ylijäämää syntyi yli 66 miljoonaa euroa, vuonna 2013 yli 148 miljoonaa euroa. Vuonna 2014 ylijäämää syntyi yhteensä noin 50 miljoonaa euroa ja vuonna 2015 noin 140 miljoonaa euroa. Lopulliset yli- tai alijäämän määrät vahvistettiin 8.2.2017 annetuilla valvontapäätöksillä. miljoonaa euroa 200 150 100 50 0-50 -100-150 -200 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Kuva 2.25 Jakeluverkkoyhtiöiden yli- ja alijäämät yhteensä vuosina 2005 2015, ylijäämä (+)/alijäämä (-). Kuvassa 2.26 (a, b) on esitetty toisen ja kolmannen valvontajakson yhtiökohtaiset alijäämät. Kolmannella valvontajaksolla ylijäämäisten yhtiöiden määrä on selvästi lisääntynyt.

27 1000 euroa 25000 15000 5000-5000 -15000-25000 -35000 Toisen valvontajakson ylijäämä (+) / alijäämä (-) (t ) Kuva 2.26 a. Toisen valvontajakson yli-/alijäämät yhtiöittäin 1000 euroa 90000 70000 50000 30000 10000-10000 -30000 Kolmannen valvontajakson ylijäämä (+) / alijäämä (-) (t )) Kuva 2.26 b. Kolmannen valvontajakson yli-/alijäämää yhtiöittäin 2.5.3 Konserniavustukset Konserniavustukset ovat konserniyhtiöiden välisiä transaktioita, joissa voittoa siirretään yleensä tytäryhtiöltä emoyhtiölle tai vastaavasti avustetaan tytäryhtiötä. Kuvassa 2.27 a. ja b. on esitetty konserniavustusten kehitys kaikilla jakeluverkkoyhtiöillä vuodesta 2005 vuoteen 2015. Kasvu avustusten määrässä on ollut tasaista vuoteen 2010 asti ja ne ovat nousseet vuoden 2005 vähän yli sadasta miljoonasta

28 yli 250 miljoonaan euroon, jonka jälkeen lähteneet laskuun ja vuonna 2012 konserniavustuksia maksettiin ainoastaan 115 miljoonaa euroa. Vuonna 2013 ja 2014 konserniavustuksia maksettiin noin 130 miljoonaa euroa ja vuonna 2015 noustiin yli 176 miljoonan euron tasolle. Saatujen konserniavustusten määrä nousi selvästi vuonna 2014 yli 13 miljoonaan euroon ja pysyi suunnilleen samalla tasolla myös vuonna 2015. 1000 euroa 300 000 250 000 200 000 150 000 100 000 50 000 0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Annetut konserniavustukset 1000 euroa 14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Saadut konserniavustukset Kuva 2.27. a) ja b). Jakeluverkkoyhtiöiden antamat ja saamat konserniavustukset 2005-2015.

29 2.5.4 Liikevoittoprosentti ja sijoitetun pääoman tuotto Liikevoittoprosentti on yksi yleisimpiä liiketoiminnan taloudellisia mittareita. Jakeluverkkoyhtiöiden liikevoittoprosenteissa on hyvin suuria eroja. Kuvassa 2.28 on esitetty jakeluverkkoyhtiöiden liikevoittoprosentit 3 vuonna 2015. Muutamalla yhtiöllä liikevoittoprosentti on liiketappion seurauksena negatiivinen, mutta suurimmalla osalla yhtiöistä tunnusluku on hyvällä tai erinomaisella tasolla. Keskimäärin liikevoittoprosentti vuonna 2015 oli kaikilla jakeluverkkoyhtiöillä yli 14 prosenttia mediaanin ollessa noin 16 prosenttia. Jakeluverkkoyhtiöiden liikevoittoprosenttien taso on pysynyt lähes samalla tasolla viimeisten vuosien aikana. Toisen valvontajakson aikana verkkoyhtiöitä koetelleet myrskyt eivät näytä vaikuttaneen merkittävästi liikevoittoprosentin keskimääräiseen tasoon. Muutamaa tappiollista yhtiötä lukuun ottamatta liikevoiton suhde liikevaihtoon on hyvällä tai erinomaisella tasolla osoittaen liiketoiminnan kannattavaksi ja toimintaedellytykset hyviksi. Tappiollisten yhtiöiden taustalla on erilaisia selittäviä tekijöitä kuten verkkovuokrien ohjautumista verkon omistajille saman konsernin sisällä. 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% -10% -20% -30% Kuva 2.28 Vuoden 2015 liikevoittoprosentti jakeluverkkoyhtiöittäin. Kuvassa 2.29 on esitetty jakeluverkkoyhtiöiden liikevoittoprosentti vuonna 2015 jaottelemalla yhtiöt kolmeen eri ryhmään edellä mainittujen toiminta-aluetta määrittelevien tunnuslukujen mukaan. Maaseudulla ja taajamassa toimivien yhtiöiden liikevoittoprosentti on keskimäärin huomattavasti alhaisemmalla tasolla kuin kaupunkialueen jakeluverkkoyhtiöillä. Kaupunkiryhmän yhtiöiden keskimääräinen liikevoittoprosentti oli 19%, taajamaryhmän yhtiöillä 15% ja maaseutuluokkaan jaotellut 13%. 3 Liikevoittoprosentti = liikevaihto/liikevoitto (-tappio).

30 maaseutu taajama kaupunki 0% 5% 10% 15% 20% 25% mediaani keskiarvo Kuva 2.29 Vuoden 2015 liikevoittoprosentti erityyppisillä yhtiöillä. Liikevoittoprosentin kehitys erityyppisillä yhtiöryhmillä vuosina 2005-2015 on esitetty kuvassa 2.30. Kaupunkimaisten yhtiöiden liikevoittoprosentti on pysynyt koko ajanjakson ajan korkeimmalla tasolla ja maaseutumaisten alhaisemmalla tasolla viime vuoteen asti. Kahden viimeisen vuoden aikana kaupunkimaisten ja taajama ryhmään jaoteltujen yhtiöiden tunnusluku on kääntynyt laskuun. 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 kaupunki taajama maaseutu Kuva 2.30 Liikevoittoprosentin keskiarvon kehitys erityyppisillä yhtiöillä vuosina 2005-2015.

31 Verkkotoimintaan sijoitetun pääoman tuotto kuvaa toimialan tuottomahdollisuuksia. Liian alhainen sijoitetun pääoman tuottotaso voi vähentää halukkuutta sijoittaa verkkoliiketoimintaan. Kuvassa 2.31 on esitetty tilinpäätöksissä ja taloudellisissa tunnusluvuissa raportoitu verkkotoimintaan sijoitetun pääoman tuotto yhtiökohtaisella tasolla. Tunnusluku vaihtelee muutaman yhtiön negatiivisesta arvosta kymmenien prosenttien tuottotasoon. Yhtiöiden väliset erot ovat hyvin suuria ja osassa yhtiöistä sijoitetun pääoman tuottoluvun takana on erityistapauksia. % 80 60 40 20 0-20 -40 Kuva 2.31 Verkkotoimintaan sijoitetun pääoman tuotto yhtiöittäin 2015. Keskimäärin jakeluverkkoyhtiöiden sijoitetun pääoman tuotto vuonna 2015 oli noin 8 prosenttia mediaanin ollessa 7 prosentin tasolla (kuva 2.32). Mediaani nousi tasaisesti vuoteen 2010 ja on tämän jälkeen noin kolme prosenttia viidessä vuodessa. Toisen valvontajakson loppupuolen myrskyjen vaikutus verkkoyhtiöiden toimintaan näkyy myös sijoitetun pääoman tuoton mediaaniarvon laskuna. Keskiarvon vaihtelu on ollut huomattavasti voimakkaampaa poikkeavien havaintojen seurauksena ja laskenut vuonna 2010 voimakkaasti lähes 15 % tasolta alle yhdeksään prosenttiin, nousten yli 14 prosentin tasolle vuosina 2011 ja 2012 josta on laskettu kolmen vuoden voimakkaasti. Yhtiöiden sijoitetun pääoman tuotot ovat olleet siis lähempänä toisiaan pienemmällä vaihtelulla. Tuottotasoa ja sen kehitystä voidaan pitää yhtiöiden nykyisten ja tulevien toimintaedellytysten kannalta hyvänä suurimmalla osalla yhtiöistä. Alle kymmenellä yhtiöllä sijoitetun pääoman tuotto jää alle kahden prosentin tason tai on negatiivinen. Usein alhaisen tai negatiivisen tuoton taustalla on erityistapauksia, esimerkiksi verkkovuokrien ohjautumista verkon omistajille saman konsernin sisällä.

32 16% 14% 12% 10% 8% 6% 4% 2% 0% 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Sijoitetun pääoman tuotto, keskiarvo mediaani Kuva 2.32 Sijoitetun pääoman tuoton keskiarvo ja mediaani vuosina 2005 2015.

33 3 Sähköverkkojen, volyymin ja kapasiteetin kehitys Sähkön jakeluverkon käyttäjämäärät ovat kasvaneet tasaisesti (kuva 3.1). Keskimäärin määrä on kasvanut vuodessa noin 36 000 vuosien 2005 ja 2015 välillä, asettuen kokonaisuudessaan yli 3,48 miljoonaan käyttäjän tasolle vuonna 2015. Jakeluverkon käyttäjien lukumäärä on kasvanut huolimatta viime vuosiin asti jatkuneesta talouden laskusuhdanteesta. 3 600 000 3 400 000 3 200 000 3 000 000 2 800 000 2 600 000 2 400 000 2 200 000 2 000 000 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Kuva 3.1 Jakeluverkon käyttäjien yhteismäärän kehitys 2005-2015. Liittymien yhteismäärän kasvu on ollut lähes 20 000 liittymää vuodessa ja vuonna 2015 yhteismäärä oli kokonaisuudessaan yli 1,72 miljoonaa (kuva 3.2). Myös liittymien määrän kasvu kuvaa asiakasmäärien vakaata kehitystä joka on tosin hidastunut viimeisten vuosien aikana. Kasvua voi pitää suhteellisen joustamattomana eli toimintaympäristön muutoksilla ei ole ollut suurta vaikutusta liittymien määrän kehitykseen. Liittymien määrä on jatkanut tasaista kasvuaan. 1 750 000 1 700 000 1 650 000 1 600 000 1 550 000 1 500 000 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Kuva 3.2 Liittymien määrän kehitys 2005-2015.

34 Jakeluverkkojen pituus on myös kasvanut käyttäjä- ja liittymämäärien kehityksen myötä. Vuoden 2005 yli 360 000 kilometrin tasolta on noustu yli 392 000 kilometriin vuonna 2015. Keskimäärin verkkopituus on kasvanut vuosittain noin 2500 kilometrillä. Viimeisen kahden vuoden aikana kokonaisverkkopituuden kasvuvauhti näyttää jonkin verran hidastuneen (kuva 3.3). km 400 000 390 000 380 000 370 000 360 000 350 000 340 000 330 000 320 000 310 000 300 000 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Verkkopituus yhteensä, km Kuva 3.3 Jakeluverkkojen pituus yhteensä (km). Sähköverkkojen, volyymin ja kapasiteetin kehitys on ollut kokonaisuudessaan suhteellisen hyvällä tasolla. Käyttäjä- ja liittymämäärät ovat kehittyneet positiivisesti taloustaantumasta, myrskyistä ja korvauksista, sekä liiketoimintaympäristön muutoksista huolimatta. Yhtiöiden välillä on tästä huolimatta merkittäviä eroja. Valtaosa jakeluverkoista toimii alueilla joissa asiakasmäärät kasvavat, mutta osalla toimintaympäristöön ei kuulu kasvukeskuksia ja esimerkiksi liittymien ja asiakkaiden määrät eivät kasva.

35 4 Sähköverkon toimitusvarmuus Sähköverkkojen toimitusvarmuus ja sähkön laatu ovat ensiarvoisen tärkeitä koko yhteiskunnan toiminnan kannalta. Sähköverkko muodostuu kantaverkosta, suurjännitteisistä jakeluverkoista sekä jakeluverkoista. Ne yhdessä muodostavat sähköverkon, joka yhdistää sähkön tuottajat sähkön kuluttajiin. Sähköverkkotoiminnasta säädetään sähkömarkkinalailla (588/2013) ja sen toteuttamista valvoo Suomessa Energiavirasto. Vuonna 2013 voimaan tulleen sähkömarkkinalain (588/2013) yhtenä tavoitteena on varmistaa ja parantaa sähköverkkojen toimitusvarmuutta. Energiavirasto seuraa ja valvoo toimitusvarmuutta sähkömarkkinalain 19 mukaisen kehittämisvelvollisuuden ja 51 laatuvaatimusten pohjalta. Valvonta perustuu verkonhaltijoilta vuosittain kerättäviin valvontatietoihin. Sähkön toimitusvarmuuden varmistamista ja kehittämistä seurataan myös sähkömarkkinalain 52 mukaisten jakeluverkkojen kehittämissuunnitelmien pohjalta. Myös hinnoittelun kohtuullisuuden valvontamenetelmät sisältävät elementtejä, jotka kannustavat parantamaan sähkön toimitusvarmuutta. Keskeytyksistä aiheutunut haitta (KAH) huomioidaan verkonhaltijan laatukannustimessa, oikaistun tuloksen laskennassa ja sähköntoimituksen keskeytyksistä maksettavat vakiokorvaukset ovat osa operatiivisia kustannuksia. Lisäksi valvontamenetelmien kannustimet ohjaavat uusimaan verkkoa säävarmaksi jo ennen teknistaloudellisen pitoajan päättymistä. Sähköverkkoinvestointien aikajänteet ovat pitkiä ja sääolosuhteet voivat vaikuttaa yksittäisten vuosien tunnuslukuihin merkittävästi, jolloin investointien ja valvonnan vaikutukset näkyvät valtakunnallisissa keskiarvoissa vasta vuosien kuluttua. Johtopäätösten tekemisessä on siten oltava maltillinen. 4.1 Sähkönjakelun keskeytykset Energiaviraston keskeytystunnusluvut kerättiin vuodelta 2015 Energiaviraston antaman määräyksen nojalla (Määräys sähköverkkotoiminnan tunnusluvuista ja niiden julkaisemisesta, dnro 963/002/2011). Tunnuslukumääräyksessä määritellään erityyppisille verkoille (kantaverkko, suurjännitteinen jakeluverkko, jakeluverkko) omat tunnuslukusarjat. Seuraavissa kolmessa kappaleessa esitetään keskeytystunnuslukujen avulla kuva sähköverkkojen toimitusvarmuudesta kolmen eri verkkotason mukaisesti. 4.1.1 Kantaverkon toimitusvarmuus Sähköjärjestelmän perustan muodostavan kantaverkon toimitusvarmuudella on kokonaistoimitusvarmuuden kannalta suuri merkitys. Kantaverkko hallitsee tuotannon ja kulutuksen tasapainoa yhdessä muiden maiden kantaverkonhaltijoiden kanssa ja kantaverkossa se liittää yhteen valtakunnallisesti merkittävät tuotanto- ja kulutuskeskittymät. Sähkömarkkinalain mukaan kantaverkko on suunniteltava, rakennettava ja ylläpidettävä siten, että verkko täyttää Euroopan unioin lainsäädännössä ja järjestelmävastaavalle kantaverkonhaltijalle sähköverkkoluvassa käyttövarmuudelle ja luotettavuudelle asetetut vaatimukset ja ehdot. Lisäksi kantaverkko on suunniteltava,

36 rakennettava ja ylläpidettävä niin, ettei verkon toiminta häiriydy sähköjohtojen päälle kaatuvista tai johtokadulla kasvavista puista. Kuvassa 4.1 on esitetty kantaverkon keskeytysten lukumäärät suhteutettuna verkkopituuksiin vuosilta 2005-2015. (Lähde: Energiaviraston valvontatiedot) 4 3,5 Kesekytysten määrä [kpl/100 km] 3 2,5 2 1,5 1 0,5 0 Kaikki jännitetasot [kpl/100 km] 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Kuva 4.1 Häiriöiden määrä kantaverkossa suhteessa johtopituuteen. Kuvasta 4.1 nähdään verkkopituuksiin suhteutetun häiriöiden lukumäärän kasvavan tarkastelujaksolla. Kantaverkon toimitusvarmuutta voidaan vertailla esim. muihin pohjoismaihin. Kantaverkkoyhtiöiden eurooppalainen edunvalvontaorganisaatio ENTSO-E on raportoinut Pohjoismaiden ja Baltian alueen siirtoverkkojen toimitusvarmuudesta vuodelta 2015 julkaisussa NORDIC AND BALTIC GRID DISTURBANCE STATISTICS 2015 4. Raportin tilastointimenetelmä eroaa Energiaviraston tunnuslukujen määrittelyistä. Raportin tiedot ovat keskenään vertailukelpoisia, mutta eivät suoraan vertailukelpoisia Energiaviraston keräämien tunnuslukujen kanssa. ENTSO-E:n raportin mukaan Suomen siirtoverkon toimitusvarmuus on samassa suuruusluokassa muiden pohjoismaiden kanssa. Pohjoismaiden ja Viron siirtoverkkojen verkkopituuksiin suhteutetut vikamäärät on esitetty kuvassa 4.2. 4 https://www.entsoe.eu/documents/soc%20documents/nordic/hvac2015_2016_12_01.pdf