Työ- ja elinkeinoministeriön älyverkkotyöryhmän väliraportti

Lausunto 1(12) Riina Heinimäki 9.11.2017 Työ- ja elinkeinoministeriö alyverkot.palaute@tem.fi Viite Julkinen kuuleminen työ- ja elinkeinoministeriön julkaisuun 38/2017 Työ- ja elinkeinoministeriön älyverkkotyöryhmän väliraportti Energiateollisuus ry (ET) kiittää mahdollisuudesta kommentoida työ- ja elinkeinoministeriön älyverkkotyöryhmän väliraporttia. ET jakaa älyverkkotyöryhmän kuvaaman vision tulevaisuuden älykkäästä sähköjärjestelmästä. Tuemme työryhmän esittämiä linjauksia osana jatkuvaa siirtymistä kohti kestävämpää energiajärjestelmää, joka voi palvella asiakkaiden entistä parempia ja monipuolisempia mahdollisuuksia osallistua aktiivisesti sähkömarkkinoille ja edistää samalla toimitusvarmuuden ylläpitoa. ET korostaa työryhmän tapaan, että useat esitetyt asiat edellyttävät vielä lisäselvityksiä ja laaja-alaisia vaikutusten arviointeja. Alla yksityiskohtaisemmat kommenttimme esitettyihin kysymyksiin. Yleiset kysymykset Miten ja millä aikataululla muutokset pitäisi toteuttaa? Huomioithan vastauksessasi muut sähkömarkkinamuutokset ja niiden vaikutukset esimerkiksi tietojärjestelmäpäivityksiin (datahub, 15 minuutin taseselvitysjakso, mahdollisuus lähellä reaaliaikaa käytävään kaupankäyntiin, uuden sukupolven sähkömittarit jne.). Mittarin ominaisuuksilla on keskeinen vaikutus moneen ehdotettuun asiaan. Osa ehdotettavista asioista saattavat edellyttää mittareiden muuttamista. Nykyisten mittareiden korvausinvestoinnit ajoittuvat pääosin vuosille 2025-2030. Datahubin ensimmäinen versio otettaneen käyttöön vuosikymmenen vaihteessa (aikaisintaan syksyllä 2019). Tältä osin keskeiset ominaisuudet on jo määritelty. Datahubin tämän jälkeiset kehitysversiot ovat käytettävissä muutamia vuosia ensimmäisen version jälkeen, arviolta aikaisintaan 2022. Puhtaan energian paketin seurauksena tehtävä kansallinen lainsäädäntötyö valmistunee myös ensi vuosikymmenen alkupuolella. Jos tehdään sellaisia lainsäädäntömuutoksia, jotka edellyttävät järjestelmämuutoksia kaikilla sähkömarkkinatoimijoilla, tarvitaan toimeenpanoon muutoksen laajuudesta riippuen 2-5 vuoden siirtymäaikoja. Kaikki edellä mainitut seikat perustelevat, että järjestelmämuutoksia vaativat lainsäädäntömuutokset voisivat olla käytössä aikaisintaan 2022 eteenpäin, siirtymäaikojen jatkuessa aina vuoteen 2030 (mm. mittarit ja varttitase). Teemakohtaiset kysymykset Jakeluverkkoyhtiön ja markkinatoimijoiden roolit kysyntäjoustossa Energiateollisuus ry Fredrikinkatu 51 53 B, 00100 Helsinki PL 100, 00101 Helsinki Puhelin: (09) 530 520, faksi: (09) 5305 2900 www.energia.fi

2(12) Tapahtuuko jakeluverkkoyhtiöiden toteuttamasta kysyntäjoustosta luopuminen vapaaehtoisesti vai tarvitaanko siihen sääntelyä? Tällä tarkoitettaneen verkkoyhtiöiden nykyisin toteuttamaa yö-päivä -kuormanohjausta. Muuta ohjausta verkkoyhtiöt eivät tällä hetkellä normaalisti tee. Ohjauspalvelu on ollut käytössä jo ennen sähkömarkkinoiden avautumista. Se syntyi tarpeeseen tasata sähkölaitoksen kuormia vuorokauden sisällä. Kuormanohjaus tapahtui tariffinohjauksen yhteydessä kellon tai verkkokäskyohjauslaitteen avulla. Palvelu oli siten kytköksissä mittaukseen. Sähkömarkkinalain myötä palvelu jäi verkkoyhtiön vastuulle. Kyse on vakiintuneesta palvelusta, joka tarjotaan asiakkaille ilman eri velotusta. Nykyisin käytössä olevien älymittareiden avulla tätä yökuormien ohjausta on pystytty kehittämään aiemmin käytössä olleesta niin, että sen aiheuttamaa kulutuspiikkiä on pystytty loiventamaan järjestelmän kannalta toivottuun suuntaan. Em. historian takia vakioaikaohjauksesta luopuminen on vaikeaa. Luopuminen pelkästään verkkoyhtiön ilmoituksella on sellainen maineriski, jota verkkoyhtiöt eivät pysty ottamaan. Näin ollen, mikäli verkkoyhtiön toteuttamasta kuormanohjauksesta luovutaan, tulee sen perustua lainsäädäntöön. Kuormanohjauksen osalta alan näkemykset kuitenkin vaihtelevat; niin kauan kuin myyjillä on nykyisen kaltaiset vakiotuotteet, joissa hinta vaihtelee tietyn kellonajan mukaan, ohjaus on edullisinta toteuttaa verkkoyhtiön toimesta. Mikäli myyjät ottavat käyttöön räätälöityjä aikajakoja, myyjien rooli myös ohjauksen toteutuksessa korostuu. Millä aikavälillä ja millä edellytyksillä jakeluverkkoyhtiöiden aikaohjauksesta voidaan luopua? Kuinka luopuminen voidaan toteuttaa hallitusti? Tällä tarkoitettaneen mittarin kautta tehtävää aikaohjausta. Nykyisen mittarikannan osalta on kriittistä, miten laajasti niitä voidaan hyödyntää asiakaskohtaisessa kuormanohjauksessa. ET:n tekemän suppean kartoituksen mukaan kaikkia nykyisiä mittareita ei ole mahdollista ohjata riittävän luotettavasti asiakaskohtaisesti niin, että eri mittareita ohjattaisiin eri kalenterin mukaisesti. Jos kaikki nykyiset etäluettavat mittarit, joiden takana on ohjauksia, haluttaisiin kattavasti palvelun piiriin, tulee nykyisiä ohjausjärjestelmiä kehittää ja mahdollisesti myös vaihtaa mittareita. Tämä huomioon ottaen kustannustehokkuuden ja luotettavuuden kannalta toiminnallisuus olisi järkevintä toteuttaa seuraavan sukupolven mittareilla. Mikäli riittävän suuri osa nykyisistä mittareista soveltuu ohjaukseen, niin realistinen aikataulu voisi olla 2025 alussa valmista, jos uuden ET:n kantapaperin mukaiset mittarit ovat otettu valtaosin käyttöön. Luopuminen olisi hyvä toteuttaa esimerkiksi kahden vuoden aikana, aloittaen vuonna 2022 tällöin jo soveltuvista mittareista. Mittareiden kalenteriohjauksien muuttaminen myyjän pyynnöstä käyttöpaikkakohtaisesti edellyttäisi, että toimialalla määriteltäisiin ilmoitustapa ja aikarajat ohjauspyynnöille ja -toimille sekä yhteinen rajapinta, jonka mukaisesti ohjauspyynnöt tehdään. Datahubiin tulisi rakentaa nämä ohjauskäskyt välittävät toiminnallisuudet tai rakentaa erillinen vähintään valtakunnallisesti käytössä oleva rajapinta ohjauspyyntöjen välittämiseen. Tässä yhteydessä on tärkeää huomata, että kyseessä on vain ohjauspyynnön välitys. Datahub ei ohjaisi mittaria suoraan, vaan välittäisi myyjän pyynnön verkonhaltijan järjestelmään. Ajatuksena on, että toimitaan vastaavalla periaatteella kuin tänä päivänä sähköntoimituksen katkaisu- ja kytkentäpyyntöjen osalta toimitaan. ET:n näkemyksen mukaan mittarin kautta tehtävälle kysyntäjoustolle on tarve vielä seuraavan sukupolven mittareiden aikana. Mittareiden hyödyntämisen mahdollistamisesta syntyy kustannuksia, mutta nämä kustannukset nähdään kannatettavina kysyntäjoustomarkkinoiden edistämiseksi. Mittarin kautta tapahtuvan ohjauksen rinnalle markkinatoimijoiden uskotaan kehittävän muita kysyntäjouston ohjausratkaisuja. Sekä olemassa oleviin, että uusiin sähkönkäyt-

3(12) tökohteisiin otetaan yhä enenevissä määrin käyttöön erilaisia energianhallinta ja smart house -ratkaisuja, joiden käyttö ei riipu lainkaan verkonhaltijan mittarista. Esimerkiksi aurinkopaneeleiden, sähköautojen ja sähkövarastojen yleistyessä kohteen energiankäytön, jouston ja kustannusten optimointi tapahtuu kohteeseen ostetun energian lisäksi yhä enenevässä määrin kohteen sisäisten energiavirtojen sekä markkinahinnan hallinnalla, jossa verkonhaltijan mittarilla ei ole todennäköisesti roolia. Mm. edellä mainitut palvelut yhdessä muutenkin lisääntyvän kotiautomaation (IoT) kanssa edellyttävät jonkin muun (kuin sähkömittari) älykkään ohjainlaitteen olemassaoloa kohteessa. Käytännössä muutos tapahtuu myyjien aloitteesta kun myyntituotteissa on aidosti erilaisia aikajakoja, pakottaa tämä luopumaan standardiohjauksista. Mikäli verkonhaltijan aikaohjauksesta luopuminen (ja myyjän aikaohjaukseen siirtyminen) aiheuttaa verkkoyhtiöille ylimääräisiä investointeja, se tulee ottaa huomioon myös regulaatiossa. Mitä ovat asiakkaiden korvaavat vaihtoehdot jakeluverkkoyhtiöiden kulutuksen ohjaamiselle? Erilaisia kaupallisia ohjauspalveluita on jo nyt saatavilla. Asiakas voi hankkia näitä joko itsenäisesti sähkötuotteesta riippumatta tai sähkönmyyjältään osana energiahankintaansa. Mahdollinen yöaikaohjauksesta luopuminen tulisikin toteuttaa hallitusti riittävän pitkällä siirtymäajalla. Oletettavasti siirtyminen tapahtuu markkinaehtoisesti vaiheittain ensin sellaisilla asiakkailla, joille kaupalliset ohjauspalvelut tuovat suurimman hyödyn. Oletettavasti nämä mittarista riippumattomat ohjausratkaisut yleistyvät ensimmäisinä sellaisissa kohteissa, joissa on joko suuri kulutus tai sähkön käytön lisäksi muita energiaresursseja kuten omaa tuotantoa tai varastoja. Osa nykyisistä sähkölämmittäjistä ei välttämättä itsenäisesti hankkisi korvaavia ohjausratkaisuja. Nämä voisivat olla kohteita, joissa ohjauksen perässä on vain lämminvesivaraajia ja mahdollisesti märkätilojen lattialämmitystä. Mikäli yhteiskunnan kannalta nähdään tarpeellisena, että nämäkin kuormat säilyvät ohjauksen piirissä, tulisi lainsäädännössä edellyttää, että mittareilla säilytetään myyjien ja muiden markkinaosapuolien käyttöön tarjottava ohjausominaisuus. Lisäksi tulisi selkeyttää, miten varmistetaan, että nämä helposti ohjattavat kuormat liitetään jatkossakin mittarin ohjauksen perään. Tämä malli edellyttää, että markkinaosapuolille tarjotaan standardirajapinta/toimintamalli, jonka avulla he voisivat säätää ohjausaikoja yhteisesti sovittujen pelisääntöjen mukaan (aikarajat ohjauspyynnöille, vasteajat ohjauksille ym.). Tällaisen rajapinnan rakentamiseen olisi otettava kantaa älyverkkotyöryhmän tiedonvaihtovisiossa ja pohtia, mikä ratkaisu olisi kokonaisuuden kannalta kustannustehokkain. Valtakunnallisesti toimiville myyjille ja muille palveluntarjoajille keskeistä on yhdenmukainen toiminta ja rajapinta kaikkien verkkojen suuntaan. Myyjälle ei ole kustannustehokasta räätälöidä omia ratkaisujaan verkonhaltijakohtaisesti. Mittarin kautta tapahtuvan ohjauksen tulisikin olla syrjimättömästi, valtakunnallisesti kattavasti käytettävissä ja ylläpidettävissä standardimuotoisena, jotta myyjän kannattaisi rakentaa siihen oma rajapinta. Älyverkkotyöryhmän jatkotyössä tulisi selvittää, minkälaiselle mittarin kautta tapahtuvalle ohjaukselle on tarvetta, miten se tulisi toteuttaa ja mikä vaikutuksia tällä on toisaalta asiakkaan asemaan ja toisaalta eri ohjausratkaisujen kilpailutilanteeseen. Millaisia euromääräisiä vaikutuksia kotitalouksille tulisi, jos jakeluverkkojen aikaohjauksesta luovutaan ja muita muutoksia ei tehdä? Mikäli mitään muutoksia ei tehdä asiakaspäässä ja hinnoittelurakenteet pysyvät ennallaan, esimerkiksi lämmitys on päällä läpi vuorokauden ja sitä ohjataan vain termostaateilla, osa energiasta ajoittuu kalliille tunneille. Hintavaikutus riippuu asiakkaan valitsemasta myyntituotteesta. Asiakas voi korvata verkkoyhtiön standardiohjauksen halvimmillaan standardikellolla, joka maksaa asennuksineen pari sataa euroa. Mikäli asiakkaalla on joustavampi tuote, edellyttää se jonkinlaista älyboksia, joka maksaa tänä päivänä huomattavasti kelloa enemmän.

4(12) Pidämme tärkeänä, että ennen kuin nykyisestä jakeluverkkojen toimesta tehtävästä aikaohjauksesta luovutaan, varmistetaan, että tarjolla on riittävän kattavasti markkinaehtoisia ja kohtuuhintaisia kulutuksen ohjauspalveluja. Tässä yhteydessä on myös selvitettävä eri vaihtoehtojen kustannusvaikutukset nykyiseen ohjaustapaan verrattuna. Onko jakeluverkkoyhtiöillä tarvetta hyödyntää joustoja verkon tarpeisiin nyt tai nähtävissä olevassa tulevaisuudessa? Onko joustojen hyödyntämiselle esteitä? Parhaillaan ovat käynnissä lainsäädännön edellyttämät merkittävät verkkoinvestoinnit, jotka toimitusvarmuuden parantamisen ohella lisäävät verkon kapasiteettia. Kulutuksen joustamiselle ei jakeluverkkotasolla ole lähivuosina merkittäviä tarpeita. Jakeluverkkoon liittyvä pienimuotoinen tuotanto saattaa kuitenkin aiheuttaa paikallisesti teknisiä ongelmia. Vaihtoehtoina on tuolloin verkon ylimääräinen vahvistaminen tai tuotannon rajoittaminen. Kokemuksen mukaan verkon vahvistaminen voi maksaa moninkertaisesti enemmän kuin mikä on tuotannosta saatava taloudellinen hyöty. Lisäksi kustannukset kohdistuvat kaikille verkon käyttäjille. Tuotantoa voidaan rajoittaa markkinaehtoisesti siten, että verkkoyhtiö ostaa liiallisen tuotannon pois. Tätä vastaostomallia voidaan käyttää satunnaisissa pullonkaulatilanteissa. Pysyvät pullonkaulat tulee poistaa investoinnein. Kulutuksen joustaminen on helpompaa, eikä tälle ei ole tällä hetkellä teknisiä esteitä. Sähköautot ovat aiheuttaneet Norjassa paikallisia ylikuormituksia, mutta kestää pitkään, että Suomen nykyiseen jakeluverkkoon tulisi ongelmia. Älykkään latauksen avulla lataus voidaan ajoittaa tapahtuvaksi silloin, kun verkossa on tilaa. Toisaalta latauksen vaikutusta voidaan lieventää perinteisellä vuorottelulla, jossa suuria yksittäisiä kuormia ei kytketä samanaikaisesti päälle. Lisäksi tehotariffien yleistyminen tasannee jatkossa kuormia ja vähentää kulutuspiikkejä. Aggregaattorit joustavien tuotanto- ja kulutuskohteiden yhdistäjät Millaisia mahdollisuuksia itsenäinen aggregaattori tarjoaa asiakkaille ja yhteiskunnalle? ET näkee erilaisten joustoelementtien, tyypillisesti pienehköjen tuotanto- ja kulutuspaikkojen sekä tulevaisuudessa myös varastojen yhteen kokoamisen eli aggregoinnin olevan tulevaisuudessa entistä tärkeämpi kaupallinen palvelu. Sellaisen palvelun luontaisia tarjoajia ovat mm. sähkön vähittäismyyjät, joiden kokonaispalveluun sisältyy muun ohessa vastuu asiakkaidensa taseesta. Niin sanotun itsenäisen, tasevastuun ulkopuolella toimivan aggregaattorin asema ja vastuut ovat vielä selkeytymättömät. Millä markkinapaikoilla itsenäinen aggregaattori voi toimia? Tuleeko itsenäisen aggregaattorin toiminnasta muille osapuolille aiheutuneet tasevirheet korjata? Millä perusteella? Kyllä tulee. Selkeät ja kohtuulliset tasevastuun periaatteet ovat sähkömarkkinoiden toiminnan perusta. Toimiva taseselvitys on sähkömarkkinoiden toimivuuden sekä sähkömarkkinaosapuolten toiminnan ja taloudellisen vastuun toteutumisen kannalta ratkaisevan tärkeää. Sähkömarkkinoiden toiminnan kannalta on olennaista, että jokainen sähkönmyyjä vastaa taloudellisesti kaikesta hänen sähkötaseeseensa kirjatusta energiasta. Vastuiden tulee olla selkeitä ja tasevastuun tulee kohdistua sellaiseen sähkönkäyttöön, johon vastuun kantava voi omin tai sopimuskumppaniensa voimin vaikuttaa.

5(12) Nämä taloudelliset vastuut selvitetään taseselvityksessä. Taseselvityksen oikeellisuus on tärkeää. Tasevastuullisilla on oltava oikeus oikeaan ja tasapuoliseen taseselvitykseen. Tasevastuun sääntöjen tulee kannustaa kaikkien osapuolien osalta markkinoiden toiminnan ja kansantaloudellisen tehokkuuden kannalta oikeaan toimintaan. Mikäli kysyntäjoustoa asiakkaalle myyvä kolmas osapuoli (aggregaattori) säätää asiakkaan sähkönkäyttöä myyjän/tasevastaavan tietämättä merkittävällä tavalla, aiheutuu kulutuksen ennakoimattomasta siirrosta ennustevirhe sekä korkeahintaiselta käyttötunnilta pois siirtyvän kuorman takia että myös alhaisen hinnan käyttötunnille siirtyvän lisäkäytön johdosta. Nämä ennustevirheet lisäävät tasesähkökustannuksia, ellei tasevirhettä korjata. Jos tasevirheitä ei korjattaisi toimijoille, voisi merkittävä kysyntäjousto (kysynnän siirto kalliilta tunnilta halvalle) johtaa käytännössä sellaiseen tilanteeseen, että korkean spot hinnan tunti muodostuu tasevastuun kannalta lopullisissa tasesähköhinnoissa selvästi korkeaa spot-hintaa halvemmaksi eli sähkönmyyjä saakin siirtyneestä sähkönkäytöstä huomattavasti maksettua spot-hintaa alhaisemman korvauksen. Vastaava hintariski liittyy halvan markkinahinnan tunnille, kun siirtynyt sähkönkäyttö saattaa nostaa tasesähkön hintatason selvästi markkinahintaa korkeammalle. Kun arvioidaan sitä, mikä on energiamäärässä merkittävää, tulee asiassa arvioida yksittäiseen tasevastaavaa kohdistuvaa kokonaisvaikutusta. Jos tarkastellaan vain yhtä yksittäistä säätöä, voi samalle tasejaksolle ajoittuvien yksittäisten pienien toimenpiteiden yhteisvaikutus olla merkittävä ko. tasevastaavalle. Tuleeko aggregaattorin maksaa muille toimijoille kompensaatiota muutoksista energian myynnissä? Millä perusteella? Kyllä pitää, jos aggregaattorin toiminnasta aiheutuu korjattavaa tasevirhettä toisille toimijoille, niin tällöin myös tasevastaavan tulee saada korvaus virhettä vastaavasta energiamäärästä. Näissä tilanteissa käytännössä aggregaattori myy sähkömarkkinoille energiaa toisen toimijan avoimesta toimituksesta, eli toisen osapuolen hankkimaa energiaa. Tasevirheiden korjaus ja energian kompensaatio pitää miettiä kokonaisuutena, joka varmistaa kaikkien osapuolien tasapuolisen ja oikeudenmukaisen kohtelun. Miten itsenäisen aggregaattorin jousto tulisi mitata ja todentaa? Mittaus- ja todentamisvelvoitteet pitää olla kaikille ko. markkinaan osallistuville osapuolille yhtenäiset ja kohtuulliset. Nyt käynnissä olevat Fingridin aggegointipilotit toivottavasti tuovat esiin mahdolliset kehitystarpeet mittauksen ja todentamisen osalta. Mitä tiedonvaihtotarpeita itsenäisen aggregaattorin toiminta aiheuttaa? Avoimien toimittajien ja tasevastaavien tulisi olla tietoisia heidän tasevastuussaan olevan aggregoidun kuorman määrästä. Samoin merkittävistä ohjaustoimenpiteistä pitäisi olla tietoa, jotta tasevastaava ei korjaa haluttua säätöä tietämättään vastakkaisella ohjauksella. Miten asiakkaan, aggregaattorin ja sähkönmyyjän tulisi koordinoida asiakkaan kokonaisuutta sisältäen siirtohinnoittelun? Asiakkaan edun mukaisesti, jos näin on asiakkaan ja asiakkaan palveluntarjoajan kanssa sovittu. Toiminnan tulee siis perustua asiakkaan omaan valintaan ja sen pohjalta tehtyyn osapuolia sitovaan sopimukseen. Markkinasääntöjen tulee mahdollistaa, että myyjillä ja muilla palveluntarjoajilla on asiakkaan niin valtuuttamana helposti käytettävissään asiakkaan siirtohinnan muodostumiseen liittyvät tiedot. Näiden tietojen käyttö kuitenkin tulisi aina edellyttää asiakkaan

6(12) suostumusta. Datahub tulee aikanaan mahdollistamaan siirtohintojen ilmoittamisen myyjälle ja asiakkaan erikseen valtuuttamille tahoille. Paikallinen energiayhteisö kiinteistön sisäinen Mitä asioita kiinteistön sisäisessä energiayhteisössä tulee huomioida, jotta se olisi käytännössä perustettavissa ja siitä olisi käytännössä mahdollista erota? Toimitaan kuten tänä päivänä kiinteistön sisäisessä verkossa, eli energiayhteisön on huolehdittava siitä, että loppukäyttäjällä on mahdollisuus tehdä sähköverkkosopimus ja sähkönmyyntisopimus, jossa sähköntoimitus tapahtuu jakeluverkonhaltijan jakeluverkon kautta. Yhteisön tulee luovuttaa loppukäyttäjälle tätä tarkoitusta varten käyttöoikeus yhteisön sisäiseen sähköverkkoon. Jos sähkö toimitetaan yhteisössä loppukäyttäjille yhteisön sisäisen sähköverkon kautta, on loppukäyttäjän korvattava yhteisölle sähkön mittaukseen liittyvistä muutostöistä aiheutuvat kustannukset siirtyessään ostamaan sähkönsä jakeluverkon kautta. Miten kiinteistön sisäinen energiayhteisö tulee mitata? Jos halutaan mahdollistaa, että kiinteistösähkön kulutuksesta ylijäävä verkkoon syöttö voidaan ensisijaisesti hyödyntää yhteisön jäsenten käyttöpaikkojen kulutusta vähentävänä, tulee tämä tasejakson sisäinen netotus ja muu laskenta näiden käyttöpaikkojen välillä tehdä tietojärjestelmissä, mieluiten keskitetysti datahubissa. Tällöin yhteisö itse vastaisi osakkaidensa osuuksien ilmoittamisesta datahubiin yhteisesti sovitulla standardin mukaisella tavalla. Muun muassa sähkömarkkinoiden toimivuuden ja kustannuksien oikeudenmukaisen kohdistumisen näkökulmasta vain tasejakson sisäinen netotus on mahdollista. Lisäksi tällöin on varmistuttava, että mittaustietojen netotus on mittalaitelainsäädännön mukaista, eli tällöin ei voida enää vaatia, että mittarin näytössä oleva lukema on mittaustulos, jonka perusteella määritetään maksettava hinta. Kustannustehokkuus on varmistettava, mm. riittävän pitkällä siirtymäajalla Kenen tai minkä tahon tulisi vastata kulutusten netottamisesta? Datahubin tulisi vastata kulutusten netottamisesta yhteisön määrittelemin jakoperustein, jotka on ilmoitettu datahubille yhteisesti sovituilla menettelytavoilla erillisen prosessin kautta kuten muukin datahubiin tuleva tieto. Paikallinen energiayhteisö kiinteistörajat ylittävä Miten kiinteistörajat ylittävät energiayhteisöt voivat edistää Suomen energiapolitiikan tavoitteiden saavuttamista, esimerkiksi uusiutuvan energian tavoitteiden osalta? Kysymyksen asettelu voi johtaa harhaan. Erilaisten päästöttömyyteen vievien ratkaisujen ja investointien tulee kilpailla samoilla edellytyksillä. Yhteiskunnan harjoittaman ohjauksen ei tulisi kannustaa vähäpäästöisen talouden ja yhteiskunnan tavoittelemiseen tehottomin keinoin esimerkiksi suosimalla erityisesti kiinteistökohtaisia energiantuotantoinvestointeja niissäkin tapauksissa, joissa keskitetyt investoinnit tarjoaisivat paremman panos-tuotos-suhteen. Havaittavat eri kokoluokkien ratkaisujen hyödyntämisen perusteettomat rajoitteet tulee poistaa. Ilmaston ja ympäristön näkökulmasta energia- ja ilmastopolitiikan keskeisenä tavoitteena pitää olla kasvihuonekaasupäästöjen pienentäminen. Tämän lisäksi tulee ylläpitää kansalaisten hyvinvointia ja elinkeinoelämän kilpailukykyä sekä huolehtia huolto- ja toimitusvarmuudesta. Kustannustehokkaisiin päästövähennyksiin kannustaa toimiva päästökauppa. Erilaisilla osatavoitteiden ohjauskeinoilla voi olla ei-toivottavia vaikutuksia kustannustehottomuuden tai vaikkapa toimitusvarmuuden näkökulmasta.

7(12) Energiapolitiikan tavoitteisiin tulee pyrkiä mahdollisimman markkinaehtoisin keinoin. Sääntelyn tulee kohdella tasa-arvoisesti eri energialähteitä riippumatta niiden sijainnista tai omistajuudesta. Lämmön ja sähkön tuotantomuotoja tulee kohdella neutraalisti niin, ettei määräysten näkökulmasta ei ole merkitystä, onko energia tuotettu kiinteistössä tai sen ulkopuolella tai onko energian tuottanut kiinteistön omistaja tai joku muu. Miten kiinteistön rajat ylittävien energiayhteisöjen edistämisessä voitaisiin välttää tilanne, jossa verkon kustannukset painottuisivat niiden asiakkaiden maksettaviksi, jotka eivät pysty osallistumaan yhteisöön? Yhteisöjen tulee maksaa aiheuttamisperiaatteen mukaisesti oma osuutensa verkkojen ylläpitämisestä ja kehittämisestä aiheutuneista kustannuksista. Tehopohjainen hinnoittelu jakaa kustannuksia asiakkaiden kesken nykyistä energiaperusteista hinnoittelumallia oikeudenmukaisemmin. Jos mahdollistetaan kiinteistön rajat ylittävä verkonrakennus, tulee huomioida, ettei mm. sähköturvallisuuden ja mittauksen oikeellisuuden varmistamiseksi tällä tavalla voida kuitenkaan koskaan liittää eri liittymispisteiden takaisia kulutuskohteita. Kiinteistön rajat ylittävä energiayhteisö ei saa myöskään johtaa olemassa olevien liittymisen irtisanomiseen. Jos yhteisö perustetaan alueelle, jossa jakeluverkkoa ei vielä ole, energiayhteisön sisäinen verkko on mahdollista toteuttaa vapaammin. Tässäkin tapauksessa on varmistettava yhteisön jäsenten oikeudet sekä yhteisön sisäisen verkon sähköturvallisuus. Edellä mainitut seikat voivat johtaa viime kädessä luvanvaraisuuden tarpeeseen, jotta tavoitteet saavutetaan. Mitä haasteita näette kiinteistörajat ylittävien energiayhteisöjen muodostamisessa? Suurin riski on julkisten jakeluverkkojen kanssa rinnakkaisten verkkojen muodostuminen, joka johtaa jakeluverkon tehottomaan hyödyntämiseen ja kustannusten epäoikeudenmukaiseen kohdentumiseen. Energiayhteisöjen jäsenten oikeudet tulee turvata kaikissa tilanteissa. Tämä voi olla haastavaa, mikäli verkonrakentamisessa ei edellytetä luvanvaraisuutta. Samalla tulee säännöksin varmistaa, että verkot ovat turvallisia ja sähkönlaatu vastaa standardeja. Näettekö, että kiinteistön rajat ylittävien erillisten linjojen toteutukseen liittyy teknisiä haasteita? Jos kyllä, niin millaisia? Kyllä, jos ei pystytä varmistamaan yksiselitteisesti, ettei erillisellä linjalla koskaan liitetä eri liittymispisteiden takaisia kulutuskohteita toisiinsa. Tämän estämiseksi erillinen linja tulee määrittää riittävän yksiselitteisesti. Nykyisen sähkön sisämarkkinadirektiivin 2 artiklan 15 kohdan määritelmän mukaan erillisellä linjalla tarkoitetaan sähkölinjaa, joka liittää erillisen tuotantoyksikön erilliseen asiakkaaseen. On välttämätöntä, että tuotantoyksikkö rajataan tässä koskemaan puhdasta tuotantolaitosta, jossa ei omakäytön lisäksi ole muuta kulutusta. Hajautettu energiayhteisö Mitä hyötyjä tai haasteita näette hajautettujen energiayhtiöiden toiminnassa? Näemme hajautettujen energiayhteisöjen toiminnassa nykyiseen verrattuna vain vähäisiä hyötyjä. Energian taloudellinen netottaminen asiakkaan sähkölaskussa (alvittomin hinnoin) on jo nyt sääntelyn osalta mahdollista kaupallisin periaattein. Väliraportissa esitetty malli tekisi tämän ymmärtääksemme pakolliseksi myyjille sekä mahdollisesti mahdollistaisi myös arvonlisäveron netottamisen. Jälkimmäistä asiaa ei ole vielä työryhmässä käsitelty ja sitä tulisikin selvittää tarkemmin, jos siihen halutaan muutos. Jakeluverkon tehopohjainen siirtohinnoittelu

8(12) Millä tavoin pienasiakkaiden ymmärrystä siirtomaksujen määräytymisestä, mukaan lukien tehosta, voitaisiin lisätä? Kokemuksen perusteella asiakkaiden on vaikea ymmärtää verkkopalvelumaksuja. Siirtomaksu ja jo sähkön siirto ovat terminä väärä sähköä ei siirretä, se siirtyy sähköopin peruslakien mukaisesti. Oleellista olisikin saada asiakas ymmärtämään, että verkkopalvelumaksu perustuu siirtokanavan olemassaoloon. Tämä siirtokanava on edellytys sähkönjakelulle ja se on turvattava kaikissa tilanteissa. Verkkopalvelumaksun tulisikin perustua verkon olemassaoloon ja sen ylläpitoon. Verkkopalvelumaksun tulisi lisäksi perustua asiakkaan tarpeeseen, eli siihen kuinka paljon verkkoa ts. kuinka suuren siirtokanavan asiakas tarvitsee. Analogiaa tulisi hakea telesektorin hinnoittelusta, jossa asiakkaat ovat tottuneet kiinteään kapasiteettiin/nopeuteen perustuvaan hinnoitteluun. Sähköverkkopalvelussa asiakas maksaisi sen perusteella, kuinka suuren siirtokanavan hän tarvitsee. Hinnoittelurakenteen kehittämistarvetta perustellaan usein teknisesti: tehokomponentin sisällyttäminen verkkopalvelumaksuun kannustaa asiakasta leikkaamaan kuormiaan, mikä on välttämätöntä järjestelmän ylläpidon kannalta. Teknisten perusteluiden sijaan tulisi korostaa tehontarpeeseen perustuvan hinnoittelun hyötyjä nykyisen energiaan perustuvaan hinnoitteluun verrattuna. Tehoon perustuva verkkopalvelun hinnoittelu olisi nykyistä kustannusvastaavampi. Se kohtelisi erilaisia sähkönkäyttäjiä oikeudenmukaisesti ja olisi parhaimmillaan erittäin yksinkertainen. Lisäksi se ohjaisi sähkönkäyttäjiä tavalla, joka ajan mittaan alentaa tarvetta investoida sähköverkkoon ja siten verkkoyhtiöiden hinnoittelua. Millaisia työkaluja on olemassa tai tulisi olla asiakkaiden tehon hallintaan? Kenen tulisi tarjota niitä? Yksinkertaisin työkalu lienee perinteinen vuorottelukytkentä, jossa sähkölämmitys kytketään pois, kun sauna kytketään päälle. Samaa vuorottelua voidaan jatkossa soveltaa sähköauton lataukseen. Toinen helppo, joskin tyhmä ratkaisu on ohjauskello, jonka avulla yksittäinen suuri käyttölaite, lämminvesivaraaja tms. voidaan ohjata kytkeytymään päälle silloin, kun käyttöpaikan kulutus on alhaisimmillaan. Mittarin reaaliaikainen ulostulo tarjoaa kuitenkin älykkäille ohjauslaitteille lähes rajattomat mahdollisuudet. Käytännössä laitteiden kehittymistä ja käyttöönottoa hidastaa niiden korkea hinta suhteessa saavutettavaan hyötyyn: nykyisillä eri ajanhetken hintaeroilla ja sähkötuotteilla takaisinmaksuajat muodostuvat liian pitkiksi. Mihin tehoperusteinen hinnoittelu vaikuttaa? Kuinka suureksi arvioitte tehoperusteisen siirtohinnoittelun yhteiskunnalliset hyödyt ja kustannukset pitkällä aikavälillä? Verkkopalvelujen hinnoittelurakenteen kehittäminen on välttämätöntä kustannusvastaavuuden ja oikeudenmukaisuuden lisäämiseksi. Muutos ei vaikuta verkkoyhtiön tuottoihin, sillä sallittu liikevaihto pysyy ennallaan. Suurin yhteiskunnallinen hyöty saavutetaan, kun asiakkaat saadaan ymmärtämään oman käyttäytymisensä vaikutukset verkkoinvestointeihin. Mikäli mitään ei tehdä, tilanne karkaa käsistä ja verkkoja joudutaan vahvistamaan varmuuden vuoksi, kun mitoitus perustuu lyhyitä käyttöhuippuihin. Kun asiakkaat optimoivat tehontarpeensa ja toimivat tämän mukaisesti, vapautuu olemassa olevasta verkosta siirtokapasiteettia tulevaisuuden tarpeisiin esim. sähköautojen lataamiseen. Ensivaiheessa vapautuu muuntajakapasiteettia, jolloin vältetään muuntajakoon kasvattaminen. Käyttökeskittymissä tämä koskee ensivaiheessa myös johtoja, joita voidaan kuormittaa nykyistä tasaisemmin. Pidemmällä aikavälillä kapasiteetin optimointi näkyy kaikissa verkkoinvestoinneissa.

9(12) Muutoksen kustannusvaikutuksia on vaikea arvioida, mutta ne ovat merkittävät. Suomen jakeluverkon jälleenhankinta-arvo on Energiaviraston mukaan 17,5 Mrd euroa (2015) ja nykyarvo vastaavasti 8,7 Mrd euroa. Millaisia euromääräisiä vaikutuksia tehoperusteinen siirtohinnoittelu toisi eri asiakasryhmille ja eri alueilla? Tuoreen tutkimuksen mukaan (Jakeluverkon tariffirakenteen kehitysmahdollisuudet ja vaikutukset, http://urn.fi/urn:isbn:978-952-335-105-9) hinnoittelurakenteen muuttaminen vaikuttaisi asiakkaiden siirtolaskuihin eri tavoin osalla verkkopalvelumaksu nousisi, osalla laskisi. Tämä on arvattavissakin: kun hinnoittelun sääntelyn takia laskujen kokonaissumma on vakio ja kun hinnoittelurakennetta muutetaan, osa asiakkaista väistämättä voittaa ja osa häviää. Tutkimuksen mukaan Pienasiakkaiden osalta uuteen rakenteeseen voidaan siirtyä lisäämällä nykyiseen tariffirakenteeseen tehoon pohjautuva maksukomponentti ja kasvattamalla vähitellen tehomaksun osuutta, ja vastaavasti pienentämällä perus- ja energiamaksuja. Suuret vuotuiset muutokset asiakasryhmien verkkomaksuissa vältetään kohtalaisen pituisella (esim. 5 vuotta) siirtymäajalla. On muistettava, että verkkopalvelumaksun osuus asiakkaan sähkölaskusta on keskimäärin vain noin kolmannes, joten asiakkaan sähkölaskuun hinnoittelurakenteen muutoksella on varsin pieni suhteellinen vaikutus. Lisäksi on muistettava, että nykyinen energiaan perustuva hinnoittelurakenne on kohdellut asiakkaita jo pitkään epäoikeudenmukaisesti. Verkkopalvelun maksurakenteiden harmonisointi Mitä asioita siirtohinnoittelun osalta olisi hyödyllistä harmonisoida? Jonkinasteinen lainsäädännössä tehtävä harmonisointi on välttämätöntä. Kokemuksen perusteella vapaaehtoisuuteen perustuva rakennemuutos ei johda tavoiteltuun lopputulokseen. Vapaaehtoisuuteen perustuvassa mallissa asiakkaat luonnollisesti valitsevat itselleen parhaiten soveltuvan hinnoittelurakenteen karkeasti ajatellen kesämökkiläiset energiaan ja sähkölämmittäjät tehoon perustuvan rakenteen. On myös pohdittava tulisiko tariffien vapaavalintaisuudesta luopua kokonaan. Keskustelujen perusteella on epäselvää, kuinka monta erilaista rakennetta ylipäätään tarvitaan. Vähimmillään tulisi harmonisoida yksi rakenne. Em. tutkimuksen perusteella se olisi nykyinen hinnoittelurakenne lisättynä tehoon pohjautuvalla maksukomponentilla eli A+E+P, jossa A = kiinteämaksu ( /kk) E = energian yksikköhinta ( /kwh) P = tehon yksikköhinta ( /kw) Verkkoyhtiö voi hinnoitella maksukomponentit vapaasti. Se voi myös yksinkertaistaa rakennetta asettamalla yksi tai kaksi komponenttia nollaksi. Lisäksi tulisi harmonisoida, miten tehomaksun määräytymisen perusteena oleva teho määräytyy. Nykyisin sovellettavissa tehotuotteissa tässä on vaihtelua eri verkkoyhtiöiden välillä. Asiaa on tarkasteltu em. tutkimusraportissa. Raportin mukaan asiakkaan siirtomaksun tehon perusteella määräytyvän osuuden suuruus voi määräytyä esimerkiksi asiakkaan vuoden suurimman mitatun tuntitehon, kuukausittaisten tehohuippujen, eri tehohuippujen yhdistelmien tai ennalta sovitun tehon perusteella. Raportissa todetaan, että määräytymisperusteen valinta voi vaikuttaa suurestikin tariffin ohjausvaikutukseen, joten valinta tulee suorittaa huolella ja hyvin perustein.

10(12) Markkinoiden toimivuuden kannalta ja sähkön myyjien toiminnan helpottamiseksi on oleellista, että rakenne on harmonisoitu riittävän tarkasti, ja että kaikille ao. verkonhaltijan verkkoon liittyneille asiakkaille sovellettaisiin samaa hinnoittelurakennetta. Sähkövarastot Miten jakeluverkkoyhtiöt voisivat parhaiten hyödyntää sähkövarastojen palvelua markkinoilta? Onko sille esteitä? Energiaviraston valvontamalli ei tällä hetkellä tue sähkövarastokapasiteetin hankkimista markkinoilta, vaan ohjaa yhtiöt perinteisiin toimitusvarmuusinvestointeihin. Eli mallia tulisi muuttaa tältä osin. Jakeluverkkoyhtiön kannalta haasteena tulee olemaan varastokapasiteetin saaminen juuri tiettyyn paikkaan. Eli jos verkkoyhtiö haluaisi hyödyntää varastoa esimerkiksi haja-asutusalueen tietyn muuntopiirin kuormitushuipun tasaamisessa, tarvitaan varasto juuri kyseiseen muuntopiiriin. Miten määritellään poikkeustilanteet, jossa jakeluverkkoyhtiö voisi omistaa ja käyttää itse sähkövarastoja? Millaisen prosessin tulisi edeltää poikkeusluvan myöntämistä? Lähtökohtana siis on, että varastot ovat markkinatoimijoiden vastuulla. Poikkeustilanne voisi olla kyseessä esimerkiksi silloin, kun jakeluverkonhaltija haluaa varaston avulla parantaa sähkönlaatua tai korvata verkkoinvestointeja, eikä markkinoilta ole saatavilla varastokapasiteettia oikeaan paikkaan kohtuulliseen hintaan. Vain toimitusvarmuuden ja sähkönlaadun parantamiseen tarkoitetut kapasiteetiltaan pienehköt varastot jakeluverkonhaltijan tulisi sallia hankkia itsenäisesti ilman markkinaselvityksiä. Tämä kannustaisi verkkoyhtiöitä harkitsemaan mahdollisimman useassa tapauksessa varastoa perinteisten investoinnin rinnalla. Markkinaselvityksen tekeminen jokaisen yksittäisen pienen varaston kohdalla lisäisi verkkoyhtiön hallinnollista taakkaa ja johtaisi todennäköisesti vähemmän kustannustehokkaisiin verkkoinvestointeihin. Poikkeusluvan myöntämistä koskeva prosessi tulisi olla mahdollisimman kevyt. Yksi vaihtoehto olisi määritellä poikkeustilanteen perusteet Energiaviraston valvontamallissa. Valvontajakson päättyessä Energiavirastolla olisi mahdollisuus tarkistaa, täyttyvätkö poikkeustilanteen edellytykset verkkoyhtiön hankkimien varastojen kohdalla. Tulisiko jakeluverkkoyhtiöiden kysyä asiakkaiden halukkuutta investoida sähkövarastoon ja tarjota sitä markkinoille jakeluverkkoyhtiön hyödynnettäväksi? Verotus Emme näe verkkoyhtiöllä tässä roolia. Asiakaskohteiden varastot ja asiakkaiden osallistaminen markkinoille (myös jakeluverkkoyhtiön tarpeisiin) on markkinatoimijoiden vastuulla. Tulisiko sähkön hinnasta riippuvaa sähköveroa edistää kysyntäjouston näkökulmasta? Miksi tai miksi ei? Asiaa pitäisi selvittää ensin, sillä aiheesta ei ole tehty käytännössä ollenkaan tutkimusta. Suhteelliseen veroon liittyvät esitykset ovat myös monilta osin aika täsmentymättömiä ja idea-asteella tämän vuoksi on mahdotonta vastata, tuleeko asiaa edistää vai ei. Selvästikin tästä kiinnostavasta aiheesta tarvitaan lisää analyysiä. On selvää, että jossain määrin sähkön hinnasta riippuva verorakenne edistäisi kysyntäjoustoteknologian ja sähkövarastojen sekä näihin liittyvän palveluliiketoiminnan syntymistä. Hinnasta riippuva sähkövero edistäisi mahdollisesti myös kiinteistökohtaisen sähköntuotannon syntymistä. Tämän tyyppisen liiketoiminnan edistämisen näkökulmasta vero olisi hyvä. Hinnasta riippuva vero olisi ohjaava vero. Ohjaaville veroille on tyypillistä, että niiden veropohja pyrkii pakenemaan, ja tämä tulisi sallia myös hinnasta riippuvan veron kohdalla. Käytännössä tämä tarkoittaisi hyvin alhaista verotasoa sähkön hinnan ollessa alhaalla. Tällöin vero voi edistää yhteiskunnan sähköistymistä, mikä

11(12) esimerkiksi liikenteessä on kannatettavaa. Toisaalta sähköistymistä voidaan edistää yksinkertaisimmillakin keinoilla kuten esimerkiksi nykyistä veroa laskemalla. Hinnasta riippuvaa veroa pohdittaessa tulisi arvioida ohjaako se yhteiskunnan näkökulmasta optimaaliseen tulokseen ja mitä markkinapuutetta verolla halutaan korjata. Sähkömarkkinoiden tavoitteenahan on kulutuksen ja tuotannon välisen tasapainon löytäminen kustannustehokkaimmalla mahdollisella tavalla. Markkinoilla sähkön hinta muodostuu kysynnän ja tuotannon välisestä tasapainosta verolla vaikutettaisiin tämän mekanismin toimintaan. Yhteiskunnan ja energiajärjestelmän tehokkaan toiminnan näkökulmasta lähtökohtana tulee olla kysyntäjouston (sekä tuotannon joustojen tälle vaihtoehtona) toteuttaminen kustannustehokkuusjärjestyksessä. Pahimmillaan voi käydä niin, että veron takia tai sen ansiosta joku asiakasryhmä ohjataan tekemään hyvin kalliita kysyntäjouston mahdollistavia investointeja, kun yhteiskunnan ja energiajärjestelmän näkökulmasta sama kysyntäjousto voitaisiin toteuttaa huomattavasti edullisemmin jossain muussa osassa energiajärjestelmää. Samalla muutos voi olla sosiaalisesti ja alueellisesti epäoikeudenmukainen: verotus kiristyy sellaisille asiakkaille, jotka eivät osaa tai pysty taikka joiden koteihin tms. ei kannata tehdä muutoksia markkinahintaohjauksen mahdollistamiseksi. Muutokset tietojärjestelmiin olisivat huomattavia. Onkin syytä selvittää muutoksien laajuus ja minkälaisia kustannuksia yritykselle, asiakkaille ja yhteiskunnalle verorakenteen muutoksesta aiheutuisi ja mitä ne on suhteessa saavutettuihin hyötyihin. On syytä huomata, että sähköntuotannon päästöihin EU-tasolla hinnasta riippuvalla verolla ei ole vaikutusta sähkötuotannon päästöjen kuuluessa päästökauppajärjestelmään. Sähkön hinnasta riippuva vero voisi jossain määrin vähentää Suomen päästöjä, mikäli varastot ja kysyntäjousto korvaisivat päästävää sähkön tuotantoa. Toisaalta olisi arvioitava voisiko vero jopa kannustaa verottomaan kiinteistökohtaiseen fossiiliseen sähkön pientuotantoon. Tällöin päästöt kasvaisivat ja järjestelmän tehokkuus heikkenisi. Mihin hintaan vero sidottaisiin siten, että se olisi tasapuolinen asiakkaille? Nykyisellä markkinalla spot-hinta on tällä hetkellä edustavin referenssihinta ja olisi myös tasapuolisin kaikille asiakkaille, mikäli vero tulisi johonkin hintaan sitoa. Yleisesti arvioidaan, että pidemmällä aikavälillä sähkömarkkinoilla kaupankäynti siirtyisi lähemmäs toimitushetkeä. Sähkömarkkinoiden muutos johtuu ennen kaikkea vaihtelevan uusiutuvan tuotannon lisääntymisestä järjestelmässä. Siirtymästä huolimatta spotmarkkina tulee olemaan vielä pitkää volyymimielessä merkittävä kaupankäynnin paikka ja tarjoaa hyvän referenssihinnan johdannaisille sekä nyt esitetylle verolle. Mikäli kaupankäynti kuitenkin siirtyy pois spot-markkinoilta, ei hyvin pitkällä aikavälillä spot-hinnan käyttäminen veron perusteena ole välttämättä tarkoituksenmukaista. Täytyy myös huomata, että nytkin vain osa sähkökaupasta tehdään spot-markkinoilla. Olisikin arvioitava mikä suhteellisen veron vaikutus olisi spot-markkinan ulkopuolella tehtävään sähkökauppaan, mikäli sähköveron suuruus (sähkön kokonaiskustannus) ei olisi ennakoitavissa pidemmällä aikavälillä. Niiden asiakkaiden näkökulmasta, jotka ovat suojautuneet sähkön hintavaihteluilta omalla tuotannolla tai kahdenvälisillä sopimuksilla, ei spot-hintaan sidottu vero tunnu välttämättä oikeudenmukaiselta. Miten muuttuva sähkövero vaikuttaisi eri johdannaismarkkinoihin ja osapuolien riskeihin? Mikäli sähkövero muutetaan suhteelliseksi, tarkoituksena olisi kasvattaa asiakkaiden riskiä sähkön hinnan/kustannusten nousuista ja toisaalta kasvattaa mahdollisuuksia hyötyä hinnan laskuista. Tämä tarkoittaisi joidenkin asiakkaiden kohdalla, että nämä haluaisivat edelleen suojautua sähkön hintavaihteluilta (ml. verot). Myös suojautumisen tavat muuttuisivat. Joidenkin asiakkaiden kiinnostus suojauksen ostamiseen vähentyisi, mikäli näiden olisi suhteessa edullisempaa suojautua hintavaihteluilta, vaikka kiinteistökohtaisilla varastoilla tai tuotannolla.

12(12) Kysyntäjouston ja varastojen kehittymisen näkökulmasta mahdollisuus suojautua olisi todennäköisesti hyvä. Energiapalveluita tarjoavat yritykset tarjoaisivat asiakkaille tuotteita, joiden kautta vastuu kysyntäjouston toteuttamisesta siirtyy palvelutuottajalle. Näitä palveluita tarjoavia yrityksiä kiinnostaisi sellaiset asiakkaat joilla potentiaalia kysyntäjoustoon olisi suhteellisen paljon ja joustojen toteuttaminen olisi edullista. Tämä tarkoittaisi, että tällainen asiakas antaisi palveluyritykselleen luvan optimoida omaa energiankäyttöään sekä sähköveron, markkinahinnan että siirtomaksujen näkökulmasta. Osa asiakkaista toteuttaisi myös kysyntäjoustoa itse, jolloin he eivät ostaisi palveluita ulkopuolisilta. Tällä hetkellä sähköä spot-hinnalla ostavien joukko on suhteellisen pieni, mutta suhteellinen vero voisi houkutella tähän joukkoon jonkin verran lisää asiakkaita. Todennäköistä olisi kuitenkin, ettei suurin osa asiakkaista edelleenkään olisi kiinnostuneita optimoimaan itse energian käyttöään vaan hankkisivat sen palveluna. Osa asiakkaista ei ole kiinnostavia kysyntäjouston näkökulmasta, sillä näiden kohdalla potentiaali on vähäistä tai joustojen toteuttaminen kallista. Nämä asiakkaat voivat olla hyvinkin eri tyyppisiä. Joillain asiakkailla potentiaali on pientä siksi, että esimerkiksi teollisen prosessin alas ajaminen tai joustaminen olisi hyvin kallista. Toisaalta jollain asiakkailla potentiaali on pientä siksi, ettei ole joustavaa kulutusta, jolloin myös riskit olisi verrattain pieniä. Mikäli tällainen asiakas haluaisi suojata oman sähkön hintansa, tulisi korkeammasta hintariskistä johtuen myös suojautuminen kalliimmaksi asiakkaalle. Toisaalta sähköä tai tähän liittyviä palveluita myyvien yritysten näkökulmasta tämä tarkoittaisi uusia ansaintamahdollisuuksia. Sähköä ja siihen liittyviä palveluita myyvien yritysten näkökulmasta suhteellinen sähkövero tarjoaisi uusia mahdollisuuksia. Samoin suhteellinen sähkövero olisi kysyntäjoustotai varastointiteknologiaa sekä -palveluita tarjoavien yritysten liiketoimintaa tukeva rakenne. Toisaalta sähkön kysyntäjousto kannibalisoi itseään. Tällöin tehokkaimpien kysyntäjoustohankkeiden toteuduttua, myös sähkön hintapiikit (ml. veropiikit) tasoittuvat jonkin verran. Mikäli nykyisestä verokertymästä (valtiontalouden näkökulmasta) halutaan pitää kiinni pitkällä aikavälillä, tulisi kannibalisoituminen johtamaan tasaiseen edelleen suhteellisen korkeaan verotasoon. Suhteellisen veron edistämisessä on ylipäätään mieltä, mikäli valtio ja poliitikot ovat valmiita kantamaan riskiä verotulojen heittelyistä ja verokertymien pysyvästä pienemisestä. Suhteellisella verolla olisi myös vaikutusta johdannaismarkkinoihin. Ylipäätään kaikilla sähkön kysyntään ja tuotantoon vaikuttavilla veroilla ja ohjauskeinoilla näitä vaikutuksia on, mutta niiden vaikutusten arvioiminen on haastavaa. Millä muulla tavalla sähkön verotus voisi edistää kysyntäjoustoa? Sähköveroa laskemalla voitaisiin edistää yhteiskunnan sähköistymistä. Tällöin sähköä kannattaisi ylipäätään käyttää ja varastoida korvaamaan fossiilisia polttoaineita liikenteessä, kiinteistökohtaisessa lämmityksessä sekä prosesseissa. Kun käyttö lisääntyisi erilaisissa kohteissa, todennäköisesti myös potentiaali kysyntäjoustolle ja tähän liittyville markkinoille lisääntyisi. Energiaverotusta koskevassa lainsäädännössä olisi ylipäätään hyvä omaksua kaksinkertaisen verotuksen kielto. Tämä parantaisi luottamusta erialaisten sähkön varastointiteknologioiden kehittämiseen. Ystävällisin terveisin Energiateollisuus ry Pekka Salomaa johtaja, energiamarkkinat