KVS2016 tariffirakenteen esimerkkejä Neuvottelukunta 19.5.2014
2 Kantaverkkotariffi 2016 aikataulutus (ei muutosta) Hankkeen käynnistys Energiavirasto Keskustelu tariffirakenteesta sekä loistehon ja loistehoreservin käsittelystä Energiavirasto Kantaverkkopalvelun ehtojen vahvistaminen Kevät 2014 Kevät 2015 1.1.2016 Toimintaympäristö Strategia Organisointi 2013 Strategiset valinnat Tariffirakenteen vaihtoehtoja Maksukomponentit Loisteho- ja loistehoreserviperiaatteet Tariffirakenteen valinta Tarvittavat sopimusmuutokset Sopimusluonnos Syksy 2014 Kantaverkon nimeäminen Tariffi 2016 verkkopäivässä Kantaverkkosopimus 2016-2019 Syksy 2015 Uusi sopimuskausi 1.1.2016 Uudet sopimukset voimaan Neuvottelukunta 18.3 Strategiset valinnat Evästykset tariffirakenteelle Neuvottelukunta 19.5 Tariffirakennevaihtoehdot Vaikutukset tyyppiasiakkaille Loisteho- ja loistehoreserviperiaatteet Neuvottelukunta 28.8 Tariffirakenne ja maksukomponentit Asiakaskeskustelut tariffirakenne sopimusmuutokset Neuvottelukunta Kantaverkkopalvelun ehdot Asiakaskeskustelut sopimusehtomuutokset allekirjoitukset
3 Kantaverkkopalvelun tariffikomponentit 2014 Muistin virkistämiseksi Kantaverkosta otto Jakeluverkko Kantaverkkoon anto Tuotanto Kantaverkkoon anto Kulutus Kantaverkosta otto Kulutus = Kantaverkon liityntäpiste = Jakeluverkon liityntäpiste Tuotanto Yksikköhinnat /MWh 2014 Kulutusmaksu, talvi 4,22 Kulutusmaksu, muu aika 2,11 Kantaverkosta otto 0,95 Kantaverkkoon anto 0,85 2014 keskihinta: noin 4,0 /MWh Talviaika 1.1-31.3 1.11-31.12 muu aika 1.4-31.10
4 Esityksen sisältö 1. Edellisen neuvottelukunnan kokouksen 18.3 evästeet 2. Sähkön tuotannon tariffin nykyinen sääntely ja uusi ACER lausuntoehdotus 3. Esimerkkilaskelmien lähtöoletukset 4. Esimerkkilaskelmia 5. Loisteho- ja loistehoreserviperiaatteita 19.5.2014 Neuvottelukunta
5 Edellisen neuvottelukunnan kokouksen evästeet Kokous 18.3.2014 Nykyinen tariffirakenne on keskeisiltä osiltaan nähty toimivana ja selkeänä Tariffin yksinkertaisuutta, selkeyttä ja ennustettavuutta pidettiin tärkeinä Selvitettäviä asioita maltillinen tehokomponentti osana tariffia tuotannon maksuosuuden kasvattaminen lähemmäs aiheuttamisperiaatetta tyyppiasiakkaisiin kohdistuvat esimerkkilaskelmat
6 Sähkön tuotannon tariffin nykyinen sääntely ja uusi ACER:in lausuntoehdotus 19.5.2014 Neuvottelukunta
7 Nykyinen tuotannon tariffin regulaatio Commission Regulation (EU) No 838/2010 Annual average transmission charges paid by producers is annual total transmission tariff charges paid by producers divided by the total measured energy injected annually by producers to the transmission system of a Member State For the calculation set out at Point 3, transmission charges shall exclude: (1) charges paid by producers for physical assets required for connection to the system or the upgrade of the connection; (2) charges paid by producers related to ancillary services; (3) specific system loss charges paid by producers. Point 3: the value of the annual average transmission charges paid by producers in Denmark, Sweden and Finland shall be within a range of 0 to 1,2 EUR/MWh
8 Tuotannon tariffi: ACERin lausunto No 09/2014 (15.4.2014) Energiaperusteinen sähkön tuotannon tariffi (Generation G-tariff): energy-based G-charges ( /MWh) shall not be used to recover infrastructure costs; except for recovering the costs of system losses and the costs related to ancillary services, where cost-reflective energy-based G-charges could provide efficient signals, energy-based G-charges should be set equal to 0 /MWh Tehoperusteinen G-tariffi: different levels of power-based G-charges ( /MW) or of lump-sum G-charges, as long as they reflect the costs of providing transmission infrastructure services to generators, can be used to give appropriate and harmonized locational signals for efficient investments in generation unnecessary to propose restrictions on cost-reflective power-based G-charges and on lump-sum G-charges. Siirtymäaika: proposed G-charge levels should be applied from 1 January 2015 to 31 December 2018 transitional arrangements may be put in place for Member States where substantial changes to the current level of charges are required, as long as these arrangements apply over a period not exceeding 2 years
9 ACERin lausunnon No 09/2014 (15.4.2014) tulkintaa: Energiaperusteinen G-tariffi: ei saa käyttää infrakustannusten kattamiseen saa käyttää kattamaan häviö- ja reservikustannuksia Tehoperusteinen G-tariffi: saa käyttää kustannusvastaavasti infrakustannusten kattamiseen ei kattoarvoa kyseiselle tariffille Lausunnon mahdollinen eteneminen ACERin lausunto Komissio voi käynnistää ns. komitologiaprosessin Cross-Border Committee Parlamentti ACERilla velvoite antaa lausunto Komissiolle joko ACERin lausunnosta tai muokkaamastaan versiosta osallistujia jäsenvaltiot Suomen edustaja TEM hyväksynnän jälkeen velvoittavaa lainsäädäntöä
10 Esimerkkilaskelmien lähtöoletukset Tuotannolle kohdistettavat kustannukset Ajatuksia kustannusten kohdistamisesta sähkön kulutukselle 19.5.2014 Neuvottelukunta
11 Sähköntuotannolle kohdistettavat kustannukset Esimerkkejä kohdistamisvaihtoehdoista Häviöt jaetaan kustannukset tasan tuotannolle (50%) ja kulutukselle (50%) kantaverkkoon anto vaikuttaa häviöiden määrään Reservikustannukset kantaverkkopalvelulle kohdistuvat reservikustannukset jaetaan tasan tuotannolle (50%) ja kulutukselle (50%) jos kohdistetaan energiapohjaisena antoenergiana, säilytetään yksinkertaisuus jos kohdistetaan energiapohjaisena tai tehopohjaisena kaikelle tuotannolle (>1 MVA), kustannusvastaavuus toteutuu, mutta yksinkertaisuus kärsii Verkkoinvestoinnit kohdistetaan kaikelle sähköntuotannolle (>1 MVA) sen aiheuttama 20% osuus verkkoinvestoinneista (ks. edellisen kokouksen materiaali)
12 Esimerkkilaskelmia sähköntuotannolle kohdistettavista kuluista (huom. pyöristetyt luvut) Häviöt Reservit (antoenergia) Reservit (Suomen sähkön tuotanto, energia) Reservit (Suomen sähkön tuotanto, teho) Verkkoinvestoinnit 50% kuluista kohdistetaan kantaverkkoon annolle 50% kuluista kohdistetaan kantaverkkoon annolle 50% kuluista kohdistetaan koko Suomen sähkön tuotannolle 50% kuluista kohdistetaan koko Suomen sähkön tuotannolle 20% investoinneista kohdistetaan koko Suomen sähkön tuotannolle vuositasolla 25 M vuositasolla 25 M vuositasolla 25 M vuositasolla 25 M vuositasolla 35 M (tuotannolle kohdistettu osuus) antoenergia 40 TWh antoenergia 40 TWh energia 70 TWh sähkön tuotantokapasiteetti 15 500 MW sähkön tuotantokapasiteetti 15 500 MW 0,6 /MWh 0,6 /MWh 0,35 /MWh 1 500 /MW,a 2 000 /MW,a
13 Esimerkkilaskelma - keskimääräinen koko Suomen sähköntuotantoon kohdistuva kustannus eri vaihtoehdoissa Esimerkki, jos kustannukset kohdistetaan alla mainituilla tavoilla Kantaverkkoon anto Suomen sähkön tuotanto, energia Suomen sähkön tuotanto, teho Keskimäärin koko tuotannolle 1. Häviöt ja reservit (0,6 + 0,6) /MWh 0,7 /MWh 2 a) Häviöt ja reservit 2 b) Häviöt ja reservit 0,6 /MWh 0,35 /MWh 0,7 /MWh 0,6 /MWh 1 500 /MW,a 0,7 /MWh 3. Häviöt, reservit ja verkkoinvestoinnit 0,6 /MWh 0,35 /MWh 2 000 /MW,a 1,2 /MWh
14 Ajatuksia kustannusten kohdistamisesta sähkön kulutukselle Kulutuksen tehomaksun määrittäminen hankalaa liittymispistekohtaisesti tai asiakaskohtaisesti jos pidetään kiinni yksinkertaisesta tariffirakenteesta, tehomaksuja ei kannata ottaa käyttöön Talviarkipäivän korkeampi energiamaksu jäljittelee teholuonteisia maksuja. Suhde esimerkkilaskelmissa 3,5 (nyt 2,0). Esimerkkilaskelmissa talvikausi sama kuin tehoreservissä eli joulukuu-helmikuu ja talviarkipäivän päiväjakso klo 7-21
15 Esimerkkilaskelmia Esimerkkilaskelmissa käytetyt tyyppiasiakkaat Rakennevaihtoehtoja keskustelun pohjaksi Rakennevaihtoehtojen vaikutuksia eri tyyppiasiakkaille 19.5.2014 Neuvottelukunta
16 Esimerkkilaskelmissa käytetyt tyyppiasiakkaat Asiakas Tarkennus Sähköntuotanto MW Sähkön maksimikulutus MW Käyttöaika h Teollisuuskuluttaja Pitkä käyttöaika 200 8000 Teollisuuskuluttaja/ tuottaja Myös vastapainetuotantoa 150 200 8000 kulutus / 5000 tuotanto Tuulivoimantuottaja Perusvoiman tuottaja Kantaverkkoliityntä 50 2800 Pitkä käyttöaika 400 8000 Kaupunkijakeluyhtiö Omavarainen 200 200 Alueellinen jakeluyhtiö Ei sähköntuotantoa 5000 kulutus / 4000 tuotanto 200 5000 Lauhdetuottaja Lyhyt käyttöaika 100 2000 19.5.2014 Neuvottelukunta
17 Rakennevaihtoehtoja keskustelun pohjaksi Komponentti 2014 yksikköhinnat Kulutus, talvi/talviarki Kulutus, muu aika /MWh 1) Häviöt ja reservit kohdistetaan antoenergialle /MWh 2a) Häviöt kohdistetaan antoenergialle ja reservit voimalaitosten tuotantoenergialle /MWh 2b) Häviöt kohdistetaan antoenergialle ja reservit voimalaitosten liittymistehoon /MWh 3) Kuten 2a, minkä lisäksi infrakustannukset kohdistetaan voimalaitosten liittymistehoon /MWh 4,22 7,9 7,9 7,9 7,0 2,11 2,3 2,3 2,3 2,0 Kantaverkosta otto Kantaverkkoon anto Tuotanto Tuotannon keskihinta *) Tuotannon osuus kantaverkkotulosta 0,95 0,9 0,9 0,9 0,8 0,85 1,2 0,6 0,6 0,6 0,35 1500 /MW,a 0,35 /MWh + 2000 /MW,a 0,5 0,7 0,7 0,7 1,2 10 % 14 % 14 % 14 % 23 % *) Tuotannon keskihinta laskettu koko Suomen sähköntuotannolle 19.5.2014 Neuvottelukunta
18 Esimerkkilaskelma: rakennevaihtoehtojen vaikutuksia eri tyyppiasiakkaille Tyyppiasiakkaiden laskutusmuutos ( /MWh) Asiakas Tarkennus 2014 tariffin mukainen keskimääräinen yksikköhinta /MWh 1) Häviöt ja reservit kohdistetaan antoenergialle /MWh 2a) Häviöt kohdistetaan antoenergialle ja reservit voimalaitosten tuotantoenergialle /MWh 2b) Häviöt kohdistetaan antoenergialle ja reservit voimalaitosten liittymistehoon /MWh 3) Kuten 2a, minkä lisäksi infrakustannukset kohdistetaan voimalaitosten liittymistehoon /MWh Teollisuuskuluttaja Pitkä käyttöaika 3,95-0,28-0,28-0,28-0,67 Teollisuuskuluttaja/ tuottaja Tuulivoimatuottaja Myös vastapainetuotantoa Kantaverkkoliityntä 3,66-0,24-0,12-0,14-0,29 0,85 +0,35 +0,10 +0,29 +0,81 Perusvoiman tuottaja Pitkä käyttöaika 0,85 +0,35 +0,10-0,06 +0,35 Kaupunkijakeluyhtiö Omavarainen 3,40 +0,02 +0,18 +0,20 +0,24 Alueellinen jakeluyhtiö Ei sähköntuotantoa 4,14-0,13-0,13-0,13-0,56 Lauhdetuottaja Lyhyt käyttöaika 0,85 +0,35 +0,10 +0,50 +1,10
19 Keskustelua rakennevaihtoehdoista Kustannusten (häviöt, reservit, investoinnit) kohdistamisperiaatteet? Energialle/teholle kohdistaminen? Kulutusmaksujen porrastus talviarkipäivä/muu aika? Tuotannon ja kulutuksen maksuosuudet? Näkemykset kokonaisrakenteeseen?
20 Loisteho ja loistehoreservi Nykykäytäntö Mikä muuttunut toimintaympäristössä? Ehdotuksia tarkennuksiksi loisteho- ja loistehoreserviperiatteisiin 19.5.2014 Neuvottelukunta
21 Loissähkö ja loistehoreservi - nykykäytäntö Loissähkö mitataan liittymispisteittäin, mutta loistehon käytön seuranta tapahtuu ensisijaisesti alueittain loissähkörajojen ylittyessä kantaverkon käyttöä häiritsevästä ylityksestä neuvotellaan Fingridillä on oikeus laskuttaa ylityksen aiheuttanutta liittymispisteen haltijaa. Loissähkörajojen ylityksestä laskutetaan 3 000 /MVAr loissähköikkunan ylittävältä osalta sekä loisenergiasta 10 /MVArh Fingrid suorittaa Asiakkaalle korvauksen loistehoreserveistä kantaverkkoon liittyneiden yli 10 MVA generaattoreiden osalta Korvaus suoritetaan tuotetun pätöenergian vuotuisen nettotuotannon perusteella Korvauksen perustana oleva yksikköhinta on 400 kv liitettyjen generaattoreiden osalta 2,4 snt / MWh sekä 220 ja 110 kv liitettyjen generaattoreiden osalta 1,2 snt / MWh
22 Mikä muuttunut toimintaympäristössä? Lähtökohdat ja perusteet tarkennuksille Tuotanto-, myynti- ja verkkotoiminta ovat eriytyneet aiempaa selkeämmin omiksi liiketoiminnoiksi Nykyinen "yhteisvastuullinen" loistehoalue tuottaa vaikeuksia loistehon vastuissa ja hallinnassa Loistehoreservin maksuperustetta vaikea perustella selkeästi Jakeluverkkojen kaapelointi kasvaa ja lisää loistehontuotantoa jakeluverkoissa Erityisesti ongelmana on jännitetason ylläpito keskeytystilanteissa ja voimalaitosten verkosta poissaolon aikana (mm. kesäajat) Asiakkaiden ilmoitukset kompensoinnin vioista ja keskeytyksistä ja niistä sopiminen osin sattumanvaraista Jakeluverkkoyhtiöillä tariffissaan loistehokomponentti suurasiakkailleen
23 Tarkennuksia loisteho- ja loistehoreserviperiaatteisiin? Loisteho on tekninen tekijä ja loistehon taloudellisella ohjauksella on pyrittävä käyttöteknisesti ja verkon siirtokyvyn kannalta järkevään toimintatapaan Jatkossa loisteho mitatattaisiin ja laskutettaisiin liittymispisteittäin Loistehoikkuna määritetään vuosienergian ja käyttöajan perusteella Liittymispistekohtaiselle loistehoikkunalle kohtuullinen minimikoko (1 MVAr?) Fingrid maksaisi sopimastaan loistehosta liittyjälle loistehon hinnoittelun mukaisesti Liittymispisteiden jaottelu kolmeen ryhmään kulutuspiste tuotantopiste kulutus- ja tuotantopiste Erikoiskohteet mietittävä VR:n suodatinparistot (veturit) Loistehoreservi olisi velvoitepohjainen Tuotantopiste Kulutuspiste Kulutus- ja tuotanto piste Jakeluverkko Tuotanto Kulutus
24 Loistehoreservi olisi velvoitepohjainen Voimalaitosten järjestelmäteknisissä vaatimuksissa (VJV) edellytetään vakiojännitesäätöä ja loistehoreservikapasiteetin ylläpitoa tuotantokoneiston täyttäessä VJV:n ehdot loistehoreservi ei edellytä lisäinvestointeja loistehoreservin aktivoituessa generaattorissa ja muuntajassa syntyy lyhytaikaisesti lisähäviöitä (yleensä enintään 15 min) Korvausperustetta vaikea osoittaa loistehoreservin aiheuttamat lisäkustannukset pieniä kaikki tuotanto osallistuu loistehoreserviin, mutta aktivoinnin osuutta on vaikea määrittää (riippuu paikallisesta jännitteestä) tuotettu energia on virheellinen korvausperuste, keskeistä on verkossa olo Jakeluverkkoon liitetty tuotanto voisi käyttää puolet loistehokapasiteetistaan alueellisesti tuottaja ja jakeluverkon haltija sopivat loistehotasapainon ylläpidosta keskinäisessä sopimuksessaan Kantaverkkoon erikseen pyydetystä loistehosta maksettaisiin loistehosta sovitaan kantaverkkosopimuksessa jakeluverkon kanssa
Valot päällä valtakunnassa