4. Fingridin talous 2008 ja näkymät 2009

Esitykset Neuvottelukunnan kokous 18.3.2009 4. Fingridin talous 2008 ja näkymät 2009 1

Fingrid-konserni / Voitto ennen veroja 1.-12. Toteuma 2007 vs. Toteuma 2008 Sähköjohd. -26,3 M Rahoitusjohd. +1,6 M 56,5 37,5 T&K +0,3 M Hallinto +0,3 M Viivästyskorvaukset -0,25 M Kunnonhallinta -0,3 M Hyödykejohdannaiset -0,4 M 18.3.2009 Jukka Ruusunen Fingrid-konserni / Voitto ennen veroja 1.-2. Toteuma 2008 vs. Toteuma 2009 Sähköjohd. +4,8 M Rahoitusjohd. +4,3 M Investointisuojaus. -0,8 M 19,4 16,8 Reservit -0,2 M Huippuvoima -0,2 M ITC +0,2 M Tariffikorotus 4,5 % Kulutuksen alentuminen 18.3.2009 Jukka Ruusunen 2

5. Kantaverkkoyhteistyö Euroopassa ENTSO-E rakenne European Network of Transmission System Operators - Electricity General Assembly Secretariat Board Group of legal/ regulatory affairs Market Committee Operations Committee System Development Committee Working Groups Regional groups Working Groups Regional groups Working Groups Regional groups Functional Top-down Regional Bottom-up 6 3

ENTSO-E Toimihenkilöt Assembly: President Daniel Dobbeni ELIA Belgium Vice-President Jukka Ruusunen Fingrid Finland Board Chair Graeme Steele National Grid UK Vice-Chair Malgorzata Klawe PSE Operator Poland Committees Market: Juha Kekkonen Fingrid Finland System Development: Jean Verseille RTE France System Operations: Klaus Kleinekorte RWE Germany Secretary General: Konstantin Staschus ENTSO-E MARKET COMMITTEE STRUCTURE Functional Market Structure, Conqestion Management System Services, Balancing Market Transparency, Information Management Economic Framework RES Market Committee EDI ITC Regional North Baltic FR+UK+ EIR CWE CEE SWE CSE SEE Nordic 18.3.2009 Jukka Ruusunen 4

LU FYROM 18.3.2009 Entso-E E System Development Committee structure Regional North Sea Group Baltic Sea Group Continental SW Continental CS Continental SE Continental CE System Development Committee Functional Includes: Continental WE (CWE); UK, SEMO (NI + RoI), Norway, Denmark Includes: Nordic states; Baltic states, Poland, Germany (CSW) Includes: France; Spain; Portugal (CCS) Includes: France; Italy; Switzerland, Austria, Germany; Slovenia (CSE) Includes: IT; AT; SI; Cro; RO; HU; BA; RS; RO; BG; GR; FYROM; ME; AL? (CCE) Includes: Austria; Slovenia(?); Hungary, Slovak Rep.; Czech Rep.; Germany; Poland Modelling Criteria Codes 10 Year Netw Devt Statt System Adequacy (LT &ST) Sys. Dev. Data WG (SDDWG) R&D WG Asset Mgt WG (AMWG) Ad hoc Group(s) SyST extension Projects EWIS Synkronialueet muodostavat alueelliset ryhmät I FI NO SE EST Region A LV NI DK LT Region B IRL RU BL Region C UK NL BE DE PL PL UA CZ Region D SK MD Region E FR CH CH AT SI HR HU HU RO BA RS Others IT CN ME BG PT ES AL GR TR CY 18.3.2009 Jukka Ruusunen 5

Käyttökomitea muodostuu alueista ja työryhmistä System Operations Committee (SOC) Working Groups Regional Groups European Standards Compliance monitoring Data Managemet Analysis and Reporting Region A Region B Region C Region D Other isolate systems Activated if required 18.3.2009 Jukka Ruusunen ENTSO-E:n uusi markkinakomitea kattaa ETSOn tehtävät + alueyhteistyön ETSOssa syntymässä sopu transit-kompensaatiosta (ITC) 2010 transit-korvausten, transit-maksujen ja perimeter-maksun taso laskee olennaistesti, noin 50 % perimeter-maksu myös Baltian ja Venäjän rajalle EU 3. paketti Komissio/neuvosto (Coreper)/parlamentti neuvottelee sisällöstä, toinen käsittely Tavoitteena ratkaisu viimeistään huhtikuussa Neuvoston kantaan ei ole tullut merkittäviä muutoksia 6

6. Siirtoverkon kehitys Itämeren alueella Pohjoismaiden ja Baltian alueiden yhteinen verkkosuunnitelma Baltian maiden, Puolan, Ruotsin ja Suomen kantaverkkoyhtiöt ovat tutkineet yhteistyössä uusia sähkönsiirtoyhteyksiä Baltiasta Suomeen, Puolaan ja Ruotsiin. Selvityksessä arvioitiin yhteyksien tuottamia hyötyjä sähkömarkkinoiden näkökulmasta. Selvityksen pohjana käytettiin useaa vaihtoehtoista Itämeren alueen sähkön tuotantoja kulutusskenaariota vuodelle 2025. 7

Suunnitelman keskeiset tulokset ja jatkotoimet Saavutettavien markkinahyötyjen kannalta kannattavin vaihtoehto olisi rakentaa yhteydet Suomesta Viroon (Estlink 2 - hanke) ja Puolasta Liettuaan. Kaikkien kolmenkin yhteyden rakentaminen olisi kannattavaa ja järkevää pitkällä aikavälillä. Teknisesti pisimmällä ja nopeimmin toteutettavissa olisi Estlink2, joka on myös saamassa EU:lta 100 miljoonaa euroa tukea. EU:n tuki on osa laajempaa elvytyspakettia, jonka tavoitteena on piristää taloutta ja samalla tukea strategisia tavoitteita, kuten energian toimitusvarmuutta Baltiassa. Tuen avulla noin 280 miljoonaa euroa maksavan hankkeen aikataulua voitaneen kiristää, jolloin se valmistuisi mahdollisesti jo ennen vuotta 2015. Tuen ehtona on sitoutuminen hankkeeseen vuoden 2010 loppuun mennessä ja rahojen käyttö vuoden 2012 loppuun mennessä. Taustaa Baltian markkinakehitysasioille Estlinkin myötä Baltia kytkeytyi sähköisesti EU-markkinoihin sähkön sisämarkkinasäädäntö voimassa Baltiassa (pl. Viron vähittäismarkkinat 2013 saakka) Nord Pool Spot Baltic project (Estlink 1) Baltian, Pohjoismaiden ja Puolan TSO:n yhteinen verkkoselvitys Ignalinan ydinvoimayksikön sulkemisen myötä alueen omavaraisuus ja toimitusvarmuus heikkenevät EU:n high level selvitys Baltic Interconnection Plan Baltian toimitusvarmuuden turvaaminen kantaverkkoyhteydet markkinakehitys 8

Baltian markkinoiden ongelmat subventoitu kotimarkkinasähkö (Viro ja Liettua) sähköllä ei ole markkinahintaa toimitusvarmuus heikkenee kantaverkon eriyttäminen (erityisesti Liettua ja Latvia) EU:n sähkömarkkinasäädäntö otettu käyttöön vaillinaisesti rajapinta kolmansiin EU:n ulkopuolisiin maihin siirtojen hallinta markkinaehtoisesti Viron, Latvian ja Liettuan TSOilla on yhteinen visio Baltian alueen yhteismarkkinoista (noin 2015), mutta kolme erilaista näkemystä toteutuksesta. 7. Suomen voimajärjestelmän mitoittava vika ja vaikutus siirtokapasiteettiin 9

Suomen "mitoitusvika" on noussut tilapäisesti 1300 MW:iin Olkiluodossa tehty ydinvoimalaitosten toimintaa parantavia muutostöitä, laitosten käyttätyminen muuttunut verkon häiriötilanteissa. Laitosten teho laskee lyhytaikaisesti 400 kv lähiverkon oikosuluissa (esim. ukkosen seurauksena). Verkon tietyissä vikatilanteissa voi irrota tuotantoa yhteensä 1100...1300 MW sekä Olkiluodossa että alueen muissa voimalaitoksissa. Voimajärjestelmän suurin kerralla poisputoava teho eli mitoitusvika on siten noussut aiemmasta 900 MW:sta (Olkiluodon yksi yksikkö) Tilanteen hallitsemiseksi tuontikapasiteettia Ruotsista on pienennetty toistaiseksi 100...300 MW. Vientikapasiteettiin ei vaikutusta. TVO selvittää tilanteen palauttamista. Siihen näyttäisi löytyvän tekninen ratkaisu ja siirtokapasiteetti palautuisi ennalleen kesään mennessä. Siirtokapasiteetissa rajoituksia Suomen ja Ruotsin välillä 2009 Mitoitusvian nousu rajoittaa tuontikapasiteettia kesään saakka Lisäksi on useita investointi- ja perusparannustöitä, jotka rajoittavat siirtokapasiteettia 2009 (ilmoitettu markkinoille) alumiinipylväiden vaihto helmi-maaliskuussa ukkosjohtimien vaihto maaliskuussa Fenno-Skan 2:n työt syys-marraskuussa Suunnitellut työt pyritty ajoittamaan markkinoiden kannalta vähiten haitalliseen ajankohtaan. Lisäksi Fingridin ja Svenska Kraftnätin töitä pyritään samanaikaistamaan 10

8. Harmonisointia pohjoismaisilla sähkömarkkinoilla Pullonkaulat ongelmana 2008 Yhtenäisen hinta-alueen laajuus tuntitasolla mittattuna 1.1.-31.12.2008 98 % 52 % 14 % 9 % 11

Congestion rents 2001-2008 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Norway- Sweden 20012002200320042005200620072008 NO SE 552 h SE 0 h 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Finland- Sweden 20012002200320042005200620072008 2403 h FI 1252 h 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Denmark- Norway 20012002200320042005200620072008 DK 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Denmark- Sweden 20012002200320042005200620072008 Congestion rents in the country borders during 2001-2008 (million of euros) Pohjoismaisen tasepalvelumallin tilannekatsaus Mallin soveltaminen alkoi sovitusti 1.1.2009, paitsi Norjassa jossa pientuottajat (alle 3-10 MW?) vaativat erityiskohtelua (1-hintajärjestelmä). Elbas käynnistyy siellä 4.3.2009. Suomessa tuotantosuunnitelmien raportoinnit saatiin toimimaan ajoissa. "Gate closure" 45 min herättää edelleen keskustelua. Tuotanto- ja kulutustaseisiin jako ollut haasteellista. Taseselvityksessä paljon virheitä ja sanomaliikenteessä viiveitä. Tilanne on paranemassa mutta vaatii työtä niin Fingridissä kuin tasevastaavillakin. Suomi oli alku-tammikuusta selvästi alijäämäinen (kuva), mikä voi heijastella tasemallin muutoksen hankaluuksia. 12

Tehoreservijärjestelmä 2009 2011 EMV vahvistanut säännöstön ja määräytymisperusteet jaksolle 1.1.2009 28.2.2011 kapasiteetin tarjoamiseen markkinoille yhteiset periaatteet Suomessa ja Ruotsissa tehoreservimaksu kohdistetaan kokonaan kulutukselle Uudet sopimukset tehty tuottajien kanssa, 600 MW Mussalo 2 Vaskiluoto 3 Kristiina 1 Uusien sopimusten myötä tehoreservijärjestelyn vuosikustannukset nousevat noin 13 miljoonaan euroon korotus perustuu laitosten kunnossapitotarpeeseen, välttämättömiin muutostöihin sekä yleiseen kustannustason nousuun tehoreservimaksua nostetaan 0,15 /MWh => 0,18 /MWh 1.4.2009 alkaen Työ- ja elinkeinoministeriön selvityspyyntö hintaaluejaosta Selvittää edellytykset jakaa Suomi kahteen tarjousalueeseen tai hinta-alueeseen. Otettava huomioon: voimajärjestelmän kehitys (tuotanto, kulutus ja kantaverkko) sekä edellytykset poistaa siirtorajoitukset verkkoinvestoinnein ja/tai vastakaupoin. Selvitettäviä asioita: aluerajat, vaikutukset sähkömarkkinoiden toimintaan, hyödyt, haitat ja vaikutukset sähkömarkkinatoimijoille ja järjestelmävastaavalle, ym. Vertailukohteena nykyinen käytäntö. Aikataulu väliraportti 20.4.2009 loppuraportti 30.10.2009. 18.3.2009 13

Hintaerotunnit ja P1-rajoitustunnit Haasteena kuivat vesivuodet Hintaerotunteja (Fi - Swe) P1-rajoitustunteja Hintaerotunteja kun myös P1- rajoitus*) 9-12 / 2002 6 % 16 % 6 % 2003 29 % 56 % 20 % 2006 7 % 11 % 3 % 2007 5 % 18 % 2 % 2008 3 % 11 % 0 % *) P1-rajoitus on ollut ainakin myötävaikuttamassa hintaeron syntymiseen. Hintaero olisi saattanut muodostua myös ilman P1-rajoitusta. 18.3.2009 Rajalle siirto ei liene jatkossa mahdollista samassa laajuudessa kuin aikaisemmin. Miten kuivahkoina vesivuosina tulisi toimia? Pohjoisen ja eteläisen alueen mahdollinen maantieteellinen rajaus Nykyinen P1-leikkaus on määritelty 400 ja 220 kv verkkojen mittauspisteiden mukaan; se ei muodosta selkeästi rajaa 110 kv tasolla Mahdollisessa jaossa otettava huomioon fyysinen P1-raja suunnitellut verkkovahvistukset jakelualuerajat Lähtökohtana ehdotetulle aluejaolle on se, että P1-leikkaus yksittäinen jakeluyhtiö kuuluu vain yhteen tarjousalueeseen. jako voitaisiin pitää muuttumattomana useita vuosia. 18.3.2009 Juha Hiekkala, Katja Lipponen 14

Jukka Ruusunen 18.3.2009 9. Kantaverkon rajauksen määrittely 15

18.3.2009 U TS JOKI Verkon aluesuunnitelmat IVA LO 1. VAJUK OSKI Vuoden 2007 aluesuunnitelmat K OKKOS NIV A 9. Porin ja Rauman seutu 11. Varsinais-Suomi 7. Keski-Suomi 8. Etelä-Pohjanmaa 5. Pohjanmaa VA LA JASKOSKI PIRTTIKOSKI PETÄJÄSKOS KI 2. OS SAUSK OSKI TA IVALK OSKI KEMINMAA 3. LEVÄSU O Vuoden 2008 aluesuunnitelmat PIKKARA LA 4. P YH ÄK OSKI PYH ÄNSE LKÄ UTANE N SEITE NOIKEA 12. Kymenlaakso 6. Savo-Karjala 3. Oulun seutu 4. Kainuu NUOJU A KA LA JOKI 5. V UOLIJOK I UUSN IVA LA VENTUS NEVA 6. LIEK SA ALAPITKÄ TUOV ILA A LAJÄRV I UIMAHA RJU 7. Vuoden 2009 aluesuunnitelmat SE IN ÄJOKI KONTIOLAHTI 8. VIHTAVUORI KRIS TIIN A VA RKAU S PE TÄJÄVE SI 2. Kemin ja Tornion seutu 10. Häme 13. Pääkaupunkiseutu 1. Lappi HUUTOKOSKI MIKK ELI 9. U LV ILA KANGASALA OLKILUOTO R AUMA 12. 10. IMATRA YLLIKK ÄLÄ FORSS A H IKIÄ HY VINK ÄÄ LIETO K ORIA NU RMIJ ÄRVI ANTTILA 11. VIRKK ALA LOVIIS A LÄN SISA LMI TA MMISTO E SPOO INKOO 18.3.2009 PU HOS JUVA JÄMSÄ TOIVILA ME RI-P ORI 13. 400 kv kantaverkko 220 kv kantaverkko 110 kv kantaverkko muiden verkko Jukka Ruusunen KANTAVERKKO SÄHKÖN MOOTTORITIE Peruslähtökohdat Kantaverkolla tarkoitetaan rengaskäyttöistä maan kattavaa suurjänniteverkkoa ja merkittäviä valtion rajat ylittäviä yhteyksiä Kantaverkko palvelee suomalaista yhteiskuntaa tasapuolisin ehdoin luoden perustan toimiville sähkömarkkinoille Fingrid kehittää kantaverkkoa ennakoitujen siirtotarpeiden perusteella yhteispohjoismaisia mitoitusperiaatteita ja kansallista suunnittelukäytäntöä noudattaen Verkonkehittämisen keskeinen tavoite on korkean käyttövarmuuden ylläpitäminen teknisin ratkaisuin ja ohjein. 18.3.2009 Jukka Ruusunen 16

KANTAVERKKO SÄHKÖN MOOTTORITIE Kantaverkon rajauksen periaatteet Kantaverkko kattaa kohtuullisessa määrin koko maan Rakenne ja topologia perustuu teknistaloudelliseen optimiin ja historialliseen kehitykseen 400 kv verkon eli päävoimansiirtoverkon rakenne määräytyy suurten tuotantolaitosten sijoittumisen ja merkittävien kulutuskeskittymien mukaan 110 220 kv verkon tehtävä on toimia 400 kv verkon teknisenä tukena, ja siirtoverkkona alueilla, joilla siirrettävät tehot eivät edellytä korkeampaa jännitettä Kantaverkko yhdistää toisiinsa sähköntuotanto - ja kulutuspisteet, alueelliset jakelu- ja teollisuusverkot Rinnankäyttöisiä suppealla alueella toimivia alueverkkoja sekä säteittäisiä voimajohtoja ei lueta kantaverkoksi Kantaverkkoa laajenetaan Asiakkaiden suurten sähkön siirtotarpeiden mukaan ja Asiakasverkkojen liitettävyyden helpottamiseksi. KANTAVERKKO SÄHKÖN MOOTTORITIE Kantaverkon rajausmuutokset Kantaverkon laajuuden muutostarpeet ovat johtopäätöksiä alueellisista verkkosuunnitelmista. Itse muutokset ja ratkaisut sovitaan Asiakkaiden ja Fingridin välisin neuvotteluin Laajeneminen tai supistuminen sovitaan siirtokapasiteetin tarvitsijoiden ja alueella toimivien verkkoyhtiöiden kesken Mikäli jonkin verkonosan käyttötapa verkkoinvestointien myötä muuttuu säteettäiseksi, eikä sille ole tulevaisuudessa osoitettavissa rengaskäyttötarvetta, tämä verkonosa joko myydään, tai muutoin sen pääomakustannus kohdistetaan kyseisen verkonosan tarvitsijalle Kantaverkon laajuus elää muutosten mukana. 17

Saadut suorat kommentit: Energiamarkkinavirasto: Nykyinen kantaverkon laajuus on OK Käyttötavan muutokset huomioitava Nykyisen verkon rajausmuutokset vapaaehtoisuuden perustuen Rajausmuutokset arvioitava seuraavien periaatteiden mukaan Käyttövarmuus kantaverkon käyttövarmuuden ylläpitämiseksi tarvittavat verkon osat ovat osa kantaverkkoa Käyttötapa rengaskäyttöinen verkko kuuluu kantaverkkoon Saatavuus etäisyys kantaverkosta kohtuullinen Siirtotarve, siirtokyky verkonosakohtainen, tapauskohtainen Kantaverkko muodostaa yhden kokonaisuuden Pistehinnoittelu, tasapuolinen verkkoonpääsy Verkkotoimikunta Todettiin, että nykyinen kantaverkon laajuus on OK, laajuus syntynyt historian saatossa Verkonrajausten muutokset tulisi saada aikaan vapaaehtoisten ostojen ja myyntien avulla. Väliaikaisissa "siirtoratkaisuissa" olisi syytä seurata kohtuullisen tuoton laskennassa käytettäviä verkkokomponenttien pitoaikoja (esim. 110 kv puupylväsjohdon pitoaikaväli on 30-50 vuotta ja 110 kv johtolähdön pitoaikaväli on 30-45 vuotta). Saadut suorat kommentit: Asiakasryhmä 1 Kantaverkko voisi olla laajempikin, varsinkin alueilla, jossa rengasyhteydet ja suuret siirrot. Eli siis kaupunki- ja teollisuusverkot Kantaverkkoa pitäisi voida vaihtoehtoisesti omistaa myös muut verkkoyhtiöt Pitäisi olla myös 400 kv tariffi, joka olisi nykyistä halvempi, kun ei tarvita 110 kv verkkoa ollenkaan Asiakasryhmä 2: Fingrid vastaa silmukoidun ja rinnankäyvän kantaverkon suojauksesta ja suojaussuunnittelusta sek valtakunnan tehotasapainosta. Jos kantaverkko pilkotaan pieniin osiin, on vaarassa, että kantaverko vakaus heikkenee. Fingridillä on erinomainen osaaminen 110 kv 400 kv verkkojen kustannustehokkaasta ja luotettavasta ylläpidosta. Jos kantaverkko pilkotaan pieniin osiin, niin tärkeiden siirtoverkkojen ylläpito-osaaminen todennäköisesti heikkenee. Sähkömarkkinalaki edellyttää sähkön siirrolta pistehinnoittelua läpi Suomen (vertailuna voi käyttää muuta infrastruktuuria, kuten rauta- ja valtateitä). Pistehinnoittelun toteutuminen edellyttää kantaverkon kohtuullista saatavuutta kaikissa valtakunnan osissa. Kaikkein vaikeinta on usean toimijan kenttä. Jo nykytilanteessa on 110 kv johtopätkiä, jotka eivät kiinnosta vierekkäisiä verkkotoimijoita. Tämä johtaa vaikeisiin neuvotteluihin (vara)yhteyksien säilyttämiseksi. Suuria muutoksia kantaverkon määrittelyyn ei ole tarvetta tehdä. Valtakunnallisesti pienimerkityksellinen kantaverkon supistaminen voi aiheuttaa merkittäviä kustannusvaikutuksia paikalliselle yhtiölle. 18

10. Syöttötariffit kantaverkkoyhtiön kannalta TEM uusiutuvan energian syöttötariffityöryhmä ilmasto- ja energiastrategiassa haastavat tavoitteet uusiutuvan energian lisäämiselle tavoitteiden täyttymien edellyttää uusiutuvaa energiaa koskevien tukitoimien uudistamista sekä syöttötariffin käyttöönottoa työryhmän tehtävä uusiutuvan energian syöttötariffin rakenne ja suuruus työryhmä koostuu jäsenistä ja pysyvistä asiantuntijoista (Fingrid) väliraportti 31.3.2009: tuulivoiman syöttötariffi loppuraportti 30.6.2009: kaikkien järjestelmään liitettävien energiamuotojen syöttötariffi lakiehdotus eduskuntaan alkusyksystä 2009 syöttötariffijärjestelmä käytössä vuoden 2010 alussa 19

Syöttötariffin toimivuus sähkömarkkinoilla markkinaehtoisuus tuottaja vastaa itse sähkönsä myynnistä markkinahinta ohjaa tuottajan ratkaisuja, ml. operatiivista tuotannonohjausta tasevastuu tuottaja vastaa oman tuotantotaseensa tasapainottamisesta kannustaa parempiin tuotantoennusteisiin ja tasehallintaan tuulivoimalle erilliset tuotantosuunnitelmat Tuulivoima säätösähkömarkkinoilla tuulivoimaa voi myös tarjota säätösähkömarkkinoille tuulivoimalla tekniset edellytykset erityisesti alassäätöön tuottajan kannalta alassäädöstä saatavan korvauksen tulisi kuitenkin olla suurempi kuin tuen menetyksestä koituva tappio säätötarjouksen minimikoko 10 MW voi olla liian suuri monille tuottajille ja sen alentamismahdollisuutta pitäisi selvittää 20

Liityntä liittyjä vastaa itse liityntäkustannuksista kanta-/alueverkon liityntäpisteeseen asti - voi muuten johtaa kokonaisuuden kannalta erittäin kalliisiin tuotannon sijoittamisiin maantieteellisesti hajautettu - alueellisesti ei liian suurta määrää tuulivoimaa syöttötariffi sisältää liityntäjohdon rakentamisen kulut, ei erillistä tukea liitynnälle Läpinäkyvyys tärkeää kustannusten läpinäkyvyys ja niiden kohdistaminen - ei piilotukea hallinnointi Fingridin täysin omistaman tytäryhtiön kautta läpinäkyvyystavoitteena myös loppukuluttajan sähkölaskun erillinen hintakomponentti. Yhdistettynä mahdollisesti myös tehoreservimaksu ja turpeen syöttötariffimaksu raportointi energioista ja tuen määristä Internet-sivuilla vaatimus erillisistä tuulivoiman tuotantosuunnitelmien julkaisusta, jos syöttötariffilla tuettu määrä >1% koko maan tuotannosta 21

Muita näkökulmia kokoluokka todentaminen energiaselvitys Ahvenmaan liittyminen mukaan syöttötariffijärjestelmään 11. Muut asiat 22

Yhteenveto asiakastoimikunnista 1. Käyttötoimikunta Vuoden ensimmäinen kokous pidetään 18.3. Kokouksen pääteemana on kanta- ja asiakasverkkojen välinen käyttöyhteistyö kytkennöissä ja häiriönselvityksessä ; käsiteltävät aiheet ovat järjestelmätason, 110 kv rajapinnan käyttötoiminnan ja viranomaisyhteistyön kattavia 2. Verkkotoimikunta Vuoden ensimmäisessä kokouksessa käsiteltiin kantaverkon määritelmää ja rajausta, sekä tuulivoimapuiston liittymisen periaatteita Kannanotot valmistuvat talven 2009 aikana Jatkossa käsiteltävät aiheita em. lisäksi yleiset liittymisperiaatteet, verkonkehittäminen ja vikavalmiuden yhteistoiminnan kehittäminen 3. Sähkömarkkinatoimikunta Vuoden ensimmäinen kokous pidettiin 4.3. seuraava kokous 6.10. Kokouksen aiheina hinta/tarjousalueselvityksen tilanne, tuulivoiman syöttötariffi, kulutuksen jouston aktivoiminen sähkömarkkinoilla ja Baltian suunnan markkinakehitysasiat Toimikuntien yhteinen tapaaminen suunnitteilla 10.6. Sidosryhmäsuhteet 2009 TKK:n naistenpäivätapahtuma 5.3. Ulvila- Kangasala +SVC Sähkömarkkinapäivä 21.4. Farmarimessut Kokkolassa 30.7.- 2.8. Verkkopäivä 20.8. Käyttövarmuuspäivä 26.11. Oulun musiikkijuhlat pe 13.3. Fingridin asiakaslehti 1/09 Jukolan viesti 13.-14.6. Mikkeli Fingridin asiakaslehti 2/09 Fingridin asiakaslehti 3/09 Tammi Helmi Maalis Huhti Touko Kesä Heinä Elo Syys Loka Marras Joulu mediainfot Oulu: Pohjois- Suomen hankkeet Helsinki: sähkömarkkinapäivä Tampere: Ulvila- Kangasala Helsinki: Rauma: maisemapylväskirja FennoSkan2 johtojen uusiminen Helsinki: talven tehotilanne 23

Toimiva ja tehokas rakenne Verkkotoimikunta Käyttötoimikunta Markkinatoimikunta siirtää toimin tavarma sti sähkö ä edistä ä sähkömarkki noita Asiakastoimikunnat Fingridin päätehtävät Kehittää voimansiirtojärjestelmää Siirtää toimintavarmasti sähköä Sisäiset prosessit Siirtokapasiteetin varmistaminen Käyttövarmuuden hallinta Verkkopäivä Käyttövarmuuspäivä Sähkömarkkinapäivä Sidosryhmäseminaarit Edistää sähkömarkkinoita Sähkömarkkinoiden toiminnan edistäminen ENTSO-E System Development Committee ENTSO-E System Operation Committee ENTSO-E Market Frameworks Committee Kantaverkkoyhtiöiden eurooppalainen yhteistyö Techninal WG: System Adequacy Operational WG: System Operation Market WG: Market Facilitation Venäjäyhteistyö 24