Hinta-alueselvitys Loppuraportti Marraskuu 2009

Hinta-alueselvitys Loppuraportti Marraskuu 2009 Fingrid Oyj, Arkadiankatu 23 B, 00100 Helsinki, puh. 030 395 5000, www.fingrid.fi

Sisältö Yhteenveto... 1 1 Selvityksen taustat ja tehtävänanto... 6 2 Selvityksen sisältö ja tarkastellut ratkaisuvaihtoehdot... 7 3 Pohjois- ja Etelä-Suomen välinen siirtorajoitus... 8 3.1 P1-leikkaus... 8 3.2 Ulkomaankaupan rajoittaminen... 8 3.3 Ulkomaankaupan rajoittamisen vaikutukset... 9 4 Ongelman laajuus... 12 4.1 P1-leikkauksen sijainti... 12 4.2 P1-rajoituksen suuruus historiassa... 13 4.3 P1-siirron haasteet... 14 5 Ratkaisuvaihtoehdot... 16 5.1 Verkon kehittäminen... 16 5.2 Hinta-alueet... 19 5.2.1 Vaikutukset markkinatoimijoille... 20 5.2.2 Markkinavaikutusten lieventäminen vastakaupoin... 22 5.2.3 Toiminnalliset vaikutukset kantaverkkoyhtiölle... 23 5.2.4 Vaikutukset lainsäädäntöön... 23 5.2.5 Pohjoismaiset vaikutukset... 24 5.2.6 Pohjoismaiset hinta-alueet... 24 5.3 Tarjousaluemalli... 26 5.4 Vastakauppa... 27 5.4.1 Nykyinen vastakauppa ja säätösähkömarkkinat... 27 5.4.2 Laajamittainen vastakauppa... 28 5.4.3 Vastakaupan kehittäminen... 29 5.5 Ulkomaankaupan rajoittaminen... 30 5.5.1 EU:n rajasiirtoasetus ja sen tulkinta... 30 5.5.2 P1-siirtojen vaikutus ulkomaankauppaan... 31 6 Lähteet... 32

Yhteenveto Hinta-alueselvityksen päätelmät Suuret hinta-alueet ovat eduksi sähkömarkkinoiden toimivuudelle. Rakenteellisten pullonkaulojen välttämiseksi siirtokapasiteettia tulee kehittää pitkäjänteisesti ja ennakoivasti. Tässä vaiheessa ei ole tarvetta jakaa Suomea erillisiin hinta-alueisiin. Tämä edellyttää kuitenkin nykyistä laajempaa vastakauppaa etelä/pohjois-suuntaisen pullonkaulan hallitsemiseksi. Se on mahdollista vain, jos voidaan varmistaa vastakaupparesurssien tarjonta markkinaehtoisesti ja läpinäkyvästi. Toimeksiannon tarkoitus Fingrid on selvittänyt työ- ja elinkeinoministeriölle Suomen jakamista kahteen sähkön hinta- tai tarjousalueeseen. Selvityksen taustalla on pohjoismaisten energiaministereiden pyyntö selvittää voidaanko sähkömarkkinoiden tehokkuutta ja siirtorajoitusten hallintaa parantaa jakamalla markkinat nykyistä useampaan hinta-alueeseen. Suomessa selvitys koskee Etelä- ja Pohjois-Suomen välistä siirtokapasiteettia, joka on ajoittain riittämätön markkinoiden siirtotarpeisiin. Rajoittava verkonosa (ns. pullonkaula) sijaitsee Oulujoen eteläpuolisessa poikkileikkauksessa ja siitä käytetään nimitystä P1. Nykyisin siirtokapasiteetin niukkuutta esiintyy siirtosuunnassa etelästä pohjoiseen. Siirtokapasiteetin kehittämisen ohella Fingrid huolehtii P1-siirtokapasiteetin riittävyydestä tarvittaessa joko vastakaupoin tai rajoittamalla Pohjois-Suomen ja Pohjois-Ruotsin välistä siirtoa. Vastakaupassa Fingrid muuttaa voimalaitosten tuotantoa pullonkaulan molemmin puolin eli maksaa tuotannon lisäyksestä alituotantoalueella ja tuotannon vähentämisestä ylituotantoalueella. Ruotsin rajalla puolestaan siirtorajoituksella vähennetään sähkökauppamahdollisuutta rajan yli ja samalla vähennetään siirtotarvetta P1- leikkauksessa. Selvityksessä on tarkasteltu P1-siirtojen hallinnan vaihtoehtoja 2010-luvulla. Tarjous- ja hinta-aluevaihtoehtojen lisäksi on tarkasteltu nykyisin käytössä olevia menetelmiä. Päätelmien perusteet ja reunaehdot Pienet hinta-alueet haaste markkinoiden tehokkuudelle Hinta-alueet ovat talousteoreettisesti tehokas keino hallita siirtoja sähköverkossa. Tällä menettelyllä siirtorajoitukset tehdään näkyviksi ja otetaan huomioon suoraan sähköpörssin kaupankäyntijärjestelmässä. Markkinahinnat heijastavat fyysisen verkon todellisuutta ja resurssien allokointi saa oikeat signaalit. Myös verkon operatiivinen käyttö 1

helpottuu, kun verkkoyhtiön tarvitsee aiempaa vähemmän puuttua siirtojen hallintaan ja sitä kautta sähkökauppaan. Käytännössä kuitenkin hinta-alueiden on oltava riittävän suuria tehokkaan kilpailun varmistamiseksi. Mikäli hinta-aluemalli otettaisiin Suomessa käyttöön, maa jaettaisiin Etelä- ja Pohjois-Suomen hinta-alueisiin P1-leikkauksesta. Hinta-aluejako ei heikentäisi sanottavasti kilpailua Etelä-Suomessa, mutta Pohjois-Suomessa tilanne olisi haasteellisempi erityisesti vähittäismarkkinoilla. Pysyvästi siellä toimivia (toimitusvelvollisia) vähittäismyyjiä on vain muutamia. On epävarmaa, kuinka moni Etelä- Suomen myyjä investoisi jatkaakseen toimintaansa alueella, jossa on vain 15 % maan kulutuksesta. Hinta-aluejaon kilpailuhaittoja voitaisiin vähentää, mikäli naapurimaiden hinta-alueita voitaisiin yhdistää. Fingrid on selvittänyt yhteistyössä Svenska Kraftnätin kanssa mahdollisuutta yhdistää pohjoisen Suomen ja Ruotsin hinta-alueita, mutta toistaiseksi sille ei ole edellytyksiä. Tilanne on tarkasteltava uudelleen, kun maiden välinen kolmas vaihtosähköyhteys ajankohtaistuu. Jako hinta-alueisiin merkitsisi, että pullonkaulatilanteissa sähkön tukkuhinnat eroaisivat toisistaan Pohjois- ja Etelä-Suomessa. Hinnat poikkeaisivat toisistaan tyypillisesti muutamana prosenttina vuoden tunneista. Tehtyjen arvioiden perusteella hintaero olisi 2010-luvun puolivälin tilanteessa keskimäärin alle 0,2 /MWh. Kuivina vesivuosina Etelä- Suomen hinta olisi halvempi ja vastaavasti märkinä vesivuosina Pohjois-Suomen hinta olisi halvempi. Siirtyminen hinta-aluejakoon edellyttäisi toiminnallisia ja järjestelmämuutoksia erityisesti markkinatoimijoilta. Muutoksista aiheutuisi kustannuksia, ja niiden toteuttaminen vaatisi aikaa vähintään kaksi vuotta. Suomalaiset markkinatoimijat suhtautuvat erittäin kriittisesti Suomen jakamiseen kahdeksi hinta- tai tarjousalueeksi. Hinta-alue vai tarjousalue Tarjousaluemalli on pitkälti identtinen hinta-aluemallin kanssa. Tarjousaluemallissa Fingrid poistaa P1-rajoituksen vastakaupoin hyödyntäen Elspot-tarjouksia. Markkinatoimijan on sopeutettava toimintansa ja järjestelmänsä kuten hinta-aluemallissa. Ainoa ero on se, että Pohjois- ja Etelä-Suomen aluehinta pidetään aina samana, myös pullonkaulatilanteissa. Selvityksen perusteella tarjousaluemalli ei ole suositeltava ratkaisu. Nord Pool Spot arvioi sen heikentävän Elspot-markkinoiden tehokkuutta eikä suosittele Elspot-tarjousten käyttöä vastakauppaan. Lisäksi mallin käyttöönotto edellyttäisi toimijoilta vastaavia toimintatapa- ja järjestelmämuutoksia kuin hintaalueratkaisu. 2

Tulevaisuudessa P1-siirron epävarmuus kasvaa Tänään pohjoismaisen vesivoimatuotannon määrä on tärkein P1-siirtoon keskeisesti vaikuttava tekijä. Tuulivoimakapasiteetin kokonaismäärä kasvaa voimakkaasti 2010- luvulla ja sen sijoittumisen epävarmuus ja tuulivoimatuotannon vaihtelevuus vaikeuttavat P1-siirron ennustettavuutta. Myös ydinvoimayksikköjen sijoittuminen ja koko vaikuttavat P1-siirtoihin sekä tarvittavaan kapasiteettiin. Venäjän- ja Viron-siirtojen markkinaehtoisuuden lisääntyessä viennin ja tuonnin vaihtelut vaikuttavat P1-siirtoihin. Muutoksia P1-siirtoihin aiheuttavat myös Etelä-Ruotsin verkkovahvistukset sekä Ruotsin jakaminen hinta-alueisiin. P1-siirtokapasiteetin niukkuutta esiintyy 2010-luvulla ajoittain sekä siirtosuuntaan etelästä pohjoiseen että pohjoisesta etelään. Niukkuus ilmenee erityisesti tilanteissa, joissa pohjoismaisessa voimajärjestelmässä vesivoiman tuotanto on pidemmän aikaa poikkeuksellisen runsasta tai niukkaa. Näin on tyypillisesti 1-2 vuotena kymmenestä. Toisaalta useat uudet 2020-luvulla toteutettavat siirtoyhteydet Pohjoismaiden ja Manner- Euroopan välillä pienentävät vesivuosivaihtelun vaikutusta pohjoismaiseen voimajärjestelmään ja samalla myös P1-siirron vaihteluja. Vastuullinen ja ennakoiva verkon kehittäminen Fingrid huolehtii verkon kehittämisestä ennakoivan investointipolitiikkansa mukaisesti. Verkon kehittämisen lähtökohtina ovat asiakkaiden tulevat tarpeet (tuotanto ja kulutus), Itämeren alueen sähkömarkkinan toimivuuden edistäminen, kustannustehokkuus ja verkon ikääntymisen hallinta. Verkkoa kehitetään pitkällä aikavälillä teknistaloudellisesti optimoiden, mutta samalla tulevaisuuden toimintaedellytykset varmistaen. Tätä varten Fingrid ylläpitää verkon pitkän aikavälin verkkovisiota ja lähitulevaisuuden tarpeita varten kantaverkon kehittämissuunnitelmaa. Nämä suunnitelmat koordinoidaan Itämeren alueen ja koko Euroopan kattavan kymmenvuotisen verkkosuunnitelman kanssa. P1-siirtokapasiteetti on nykyisin käyttötilanteesta riippuen noin 1 300 1 400 MW etelästä pohjoiseen. Fingridin on tarkoitus lisätä P1-siirtokapasiteettia siinä määrin kuin se on mahdollista olemassa olevilla siirtoyhteyksillä. Vuoden 2009 lopussa siirtokapasiteetti etelästä pohjoiseen nousee noin 1600 MW:iin. 2010-luvun puoliväliin mennessä tehtävien vahvistusten ja muiden toimenpiteiden myötä kapasiteetti kasvaa 1 800 MW:iin. Vastaavasti P1-kapasiteetti pohjoisesta etelään on nykyisin 2 000 MW, mutta viidennen ydinvoimayksikön myötä siirtokapasiteetti pohjoisesta etelään pienenee 1 800 MW:iin. Länsirannikolle 2010-luvun lopulla rakennettavaksi suunniteltu uusi 400 kv yhteys lisää P1-siirtokapasiteettia pohjoisesta etelään merkittävästi. 3

Vastakauppa edellyttää aktiivisuutta etenkin sähköntuottajilta Vastakauppa on tehokas tapa poistaa tilapäisiä ja kooltaan rajattuja pullonkauloja. Viime vuosina Fingrid on poistanut P1-siirtorajoituksia etelä-pohjois-suunnassa vastakaupoin noin 100 MW teholla. Vastakaupat on toteutettu hyödyntämällä säätösähkömarkkinoiden tarjouksia. Tehtyjen selvitysten perusteella Fingridin olisi nykyisin mahdollista lisätä teknistaloudellisesti P1-vastakauppaa aina 300 MW:iin lukuun ottamatta poikkeuksellisen kuivia tai märkiä pohjoismaisia vesivuosia. Tämä edellyttää kuitenkin, että kaikki käytettävissä olevat säätökykyiset resurssit saadaan hyödynnettyä markkinaehtoisesti ja läpinäkyvästi ja että tästä ei aiheudu haittaa sähkömarkkinoiden muulle tehokkuudelle. Vastakauppakustannusten ennakointi on vaikeaa erityisesti kuivina vesivuosina, mutta ne voivat olla jopa 10 miljoonaa euroa vuodessa. Tällaista vastakauppaa ei pystytä käymään pelkästään säätösähkömarkkinoilla, vaan siihen tarvitaan uusia täydentäviä toimintamalleja. Varsinaisten säätösähkömarkkinoiden oheen tulisi luoda täydentävät markkinat vastakauppatarkoituksiin soveltuvalle, mutta säätösähkömarkkinoille kelpaamattomalle kapasiteetille. Vastakauppatarjonnan varmistaminen edellyttää markkinatoimijoilta ja etenkin sähköntuottajilta aktiivisuutta. Lisäksi valtakunnan rajat ylittävää vastakauppayhteistyötä on kehitettävä kantaverkkoyhtiöiden kesken. Vähitellen 2010-luvulla tapahtuva sähkön tuotantorakenteen muutos lisää säätösähkön tarvetta. Konventionaalisen lauhdevoiman tuotanto samalla vähenee. Vastakauppaan käytettävissä olevien tuotantoresurssien määrä vähenee ja vastakaupan toteutus muodostuu entistä haasteellisemmaksi. Ulkomaankauppaa on pakko rajoittaa ääritilanteissa Fingrid vahvistaa P1-siirtokapasiteettia ja myös rajayhteyksiä investoinnein. Kantaverkkoa ei ole kuitenkaan kansantaloudellisesti perusteltua rakentaa niin vahvaksi, ettei pullonkauloja ilmenisi tai että kantaverkko suoriutuisi kaikista mahdollisista sähköntuotannon ja sähkökaupan tulevaisuuden skenaarioista. Myöskään vastakaupoin ei voida poistaa kaikkia P1-siirtorajoituksia. Vastakauppaan ei löydy riittävästi resursseja markkinoilta eikä se olisi kansantaloudellisesti tehokasta kaikissa olosuhteissa. Niinpä tietyissä tilanteissa - lähinnä poikkeuksellisina vesivuosina ja kantaverkon merkittävissä keskeytystilanteissa täytyy verkon käyttövarmuus voida varmistaa muilla keinoin. Käytännössä se tarkoittaa siirtojen rajoittamista Ruotsin rajalla. Suomen ja Ruotsin rajasiirtokapasiteetti on melko vahva ja sen vuoksi maiden tukkumarkkinoilla on ollut sama hinta 95 98 % ajasta. Rajakaupan ajoittaisen 4

rajoittamisen markkinahaittoja voidaan pitää vähäisinä; P1-siirtokapasiteetin vahvistukset ja P1-vastakaupan lisääminen vähentävät rajoittamisen tarvetta entisestään. Ulkomaankaupan rajoittamisen periaatteet tulee kuitenkin määritellä selkeästi, ja menettelyn tehokkuus tulee perustella muihin vaihtoehtoisiin siirtorajoitusten hallintamenettelyihin nähden. Toiminnan on oltava myös läpinäkyvää. 5

1 Selvityksen taustat ja tehtävänanto Pohjoismaissa sisäisiä pullonkauloja on tähän saakka ratkottu jakamalla maa hintaalueisiin, käymällä vastakauppaa, investoimalla sisäisiin yhteyksiin sekä rajoittamalla ulkomaankauppaa. Joissakin maissa ulkomaankaupan rajoittamista käytetään paljonkin, vaikka se heikentää markkinan toimivuutta. Viime aikoina toimintatapa on asetettu kyseenalaiseksi ja asia on nostettu tarkasteltavaksi. Pohjoismaiset energiaministerit hyväksyivät kokouksessaan 30.9.2008 yhteisen toimintasuunnitelman, jonka mukaan kunkin maan tilanne selvitetään ja kantaverkkoyhtiöitä pyydetään aloittamaan valmistelut pohjoismaisen markkina-alueen jakamiseksi nykyistä useampaan tarjous- ja/tai hintaalueeseen. Fingrid on saanut tehtävänantonsa työ- ja elinkeinoministeriöltä. Sen mukaan Fingridin tulee selvittää, millä edellytyksillä Suomi olisi jaettavissa kahteen tarjousalueeseen tai kahteen hinta-alueeseen. Tarkasteltavia vaihtoehtoja tulee verrata nykyiseen käytäntöön, jossa Suomi on yhtenä hinta- ja tarjousalueena. Huomioon tulee ottaa voimajärjestelmän kehitys tulevaisuudessa sekä edellytykset poistaa siirtorajoitukset verkkoinvestoinnein ja/tai vastakaupoin. Lisäksi selvityksessä tulee määrittää, missä kyseisten alueiden rajat tulisivat sijaitsemaan sekä millaisia vaikutuksia aluejaolla tulisi olemaan sähkömarkkinoiden toimintaan ja markkinoilla toimiville osapuolille. Myös malleihin liittyvät esteet ja muutostarpeet tulee tuoda esille ja ehdottaa ratkaisuja näiden selvittämiseksi. Suomen lisäksi myös Ruotsissa, Tanskassa ja Norjassa on tehty selvitykset maiden sisäisistä pullonkauloista ja niiden hoitamisesta jatkossa. Ruotsin kantaverkkoyhtiö on selvityksensä perusteella ehdottanut maan jakamista neljään hinta-alueeseen vuonna 2011. Norjassa on esitetty mahdollisuus perustaa yksi uusi hinta-alue. Tanskassa selvitys ei aiheuta toimenpiteitä. 6

2 Selvityksen sisältö ja tarkastellut ratkaisuvaihtoehdot Selvityksessä käsitellään erilaisia ratkaisuvaihtoehtoja Suomen sisäisten pullonkaulatilanteiden hallintaan. Nykytilanteessa Suomen sisäisten siirtorajoitusten muodostumista pyritään välttämään investoimalla kantaverkon kehittämiseen. Koska tämä ei kuitenkaan kaikissa tilanteissa riitä, käytetään lisäksi vastaostoja sekä ulkomaankaupan rajoittamista Ruotsin vastaisella rajalla. Vastakaupoilla tarkoitetaan sitä, että pullonkaulatilanteessa Fingrid maksaa tuotannon lisäämisestä alituotantoalueella ja tuotannon vähentämisestä ylituotantoalueella. Viime vuosina P1-vastakauppaa on tehty etelä-pohjois-suunnassa 100 MW:n tehoon saakka; sitä suurempien rajoitusten ilmetessä ulkomaankauppaa on rajoitettu. Nykymallin mukainen toimintatapa on yksi tarkasteltavista vaihtoehdoista, kun ratkaistaan, miten siirtorajoituksia jatkossa hoidetaan. Vastakaupan käytettävyyttä on nykytilanteessa heikentänyt se, että säätösähkömarkkinat ovat käytännössä ainoa tapa toteuttaa vastakaupat markkinaehtoisiin tarjouksiin perustuen. Säätösähkömarkkinoiden tarjonta on kuitenkin suhteellisen vähäistä vastakaupan tarpeeseen nähden. Hinta-aluemallilla tarkoitetaan mallia, jossa Suomi jaetaan Nord Pool Spotissa kahteen erilliseen alueeseen. Tilanteissa, joissa alueiden välinen siirtokapasiteetti ei ole riittävä, haettaisiin tuotannon ja kulutuksen välinen tasapaino eriyttämällä alueiden markkinahinnat. Malli on käytössä Pohjoismaiden välisten siirtojen hallinnassa sekä Norjassa myös maan sisäisesti. Tulevaisuudessa se otetaan käyttöön myös Ruotsin ja Tanskan sisäisten siirtojen hallitsemiseksi. Tarjousaluemallilla tarkoitetaan mallia, jossa Suomi jaetaan kahteen alueeseen kuten hinta-aluemallissa, mutta alueiden välille ei pääse missään vaiheessa muodostumaan hintaeroa. Sähkökauppa alueiden välillä tulee käydä aina sähköpörssin kautta, joko Elspot- tai Elbas-markkinoilla, ja tarjoukset näille markkinoille jätetään erikseen eri alueille. Elspot-markkinoiden osalta Fingrid tulee vastakauppojen avulla takaamaan yhtenäisen hinnan, mutta päivänsisäisen markkinan osalta ei taata, että kaikkia kauppoja voitaisiin tehdä tarjousaluerajan yli. Koska säätösähkön hinta eri alueilla voi siirtorajoitustilanteessa eriytyä, voivat alueiden väliset tasesähkön hinnatkin poiketa toisistaan. Taseselvitys tehdään erikseen molemmille alueille. 7

3 Pohjois- ja Etelä-Suomen välinen siirtorajoitus 3.1 P1-leikkaus Suomen sisäisistä siirtorajoituksista puhuttaessa käsitellään yleensä niin kutsuttua P1- leikkausta. P1-leikkaus jakaa Suomen pohjoiseen ja eteläiseen osaan Oulun eteläpuolelta, ja leikkauksen ylittävän siirtokapasiteetin rajallisuus muodostaa toisinaan siirtorajoituksen näiden kahden osan välille. Kyseinen leikkaus on Suomessa toistaiseksi käytännössä ainoa siirtoahtauma, jonka hallinta vaikuttaa Suomen ja Ruotsin väliselle rajalle annettavaan siirtokapasiteettiin. 3.2 Ulkomaankaupan rajoittaminen Ulkomaankauppaa rajoittamalla voidaan tietyissä tilanteissa vaikuttaa maan sisäisten pullonkaulojen kuormittumiseen. Fingrid on käyttänyt ulkomaankaupan rajoittamista vastakauppoja täydentävänä P1-siirtojen hallintamenetelmänä. Rajoitus toteutetaan antamalla Suomen ja Ruotsin välistä Elspot-kauppaa varten Pohjois-Suomen ja Pohjois- Ruotsin välisiltä yhteyksiltä toiseen siirtosuuntaan todellista pienempi kapasiteetti. P1- siirtojen hallitsemiseksi ei ole ulkomaankauppaa rajoitettu muilla yhteyksillä, sillä niillä tehtävien rajoitusten vaikutukset P1-siirtoihin eivät ole yksiselitteisiä ja yhtä tehokkaita. Kuivana vesivuonna Etelä-Suomen lauhdevoimatuotannolla katetaan suuri osa Suomen sähköntarpeesta ja siirtosuunta on pohjoiseen. Koska Pohjois-Suomessa on alijäämätilanne, tulee sähköä siirtää P1-leikkauksen yli sekä Pohjois-Suomen kulutuksen kattamiseksi että vientinä Ruotsiin. Mikäli halutaan keventää painetta, joka kohdistuu P1- leikkaukseen, voidaan rajoittaa vientiä Ruotsin suuntaan (kuva 1). Toinen esimerkkitilanne kuvaa sateisen vuoden tilannetta. Silloin Pohjois-Ruotsin ja Pohjois-Suomen vesivoimatuotannolla katetaan myös Etelä-Suomen kulutusta. Tällaisessa tilanteessa P1-leikkaukseen kohdistuu painetta sekä Ruotsista että Pohjois- Suomesta tulevan sähkön siirtotarpeen vuoksi. Tätä tilannetta voidaan helpottaa rajoittamalla tuontia Suomen ja Ruotsin välisellä rajalla. Molemmat edellä esitetyt tilanteet ovat sellaisia, joissa maan sisäisiä pullonkaulatilanteita on hoidettu osittain ulkomaankauppaa rajoittamalla. Rajoittamista ei kuitenkaan käytetä ensisijaisena menetelmänä tilanteen hoitamiseksi, vaan täydentävänä keinona vastakaupan jälkeen. Nykytilanteessa vastakauppaa käydään 100 MW:n tasolle saakka, ja vasta sen jälkeen rajoitetaan Suomen ja Ruotsin välistä kaupankäyntiä. 8

Pohjois- ja Etelä-Suomen välinen siirtokapasiteetti rajoittaa Ruotsin kauppaa Pohjoisen alijäämä Pohjoisen ylijäämä P1-leikkaus P1-leikkaus Esimerkki kuivasta vuodesta Esimerkki sateisesta vuodesta Kuva 1. Esimerkit Suomen ja Ruotsin välisen kaupan rajoittamisesta kuivana ja sateisena vuonna 3.3 Ulkomaankaupan rajoittamisen vaikutukset Rajoitettaessa maiden välistä kaupankäyntiä aluehinnat saattavat eriytyä tarpeettoman usein eivätkä markkinat toimi tehokkaasti. Lisäksi rajoittaminen antaa markkinoille vääriä hintasignaaleja. Tällaiset vaikutukset ovat kuitenkin Suomen ja Ruotsin rajalla olennaisesti pienempiä kuin Ruotsin ja Tanskan rajalla. Kun ulkomaankauppaa rajoitetaan, kantaverkkoyhtiö arvioi etukäteen tulevan rajoitustarpeen. Tämä otetaan huomioon rajalla annettavassa Elspot-kapasiteetissa. Elspot-kaupankäynnin jälkeen nähdään, onko arvio osunut oikeaan. Käytännössä ulkomaankaupan rajoittaminen johtaa aina liian suureen tai liian pieneen rajoitukseen, koska se perustuu arvioihin. Kun siirtokapasiteettia on annettu markkinalle vähemmän kuin sitä on todellisuudessa käytettävissä, tilannetta on mahdollista korjata osittain vielä Elbas-kaupankäynnin yhteydessä. Kun markkinalle on annettu kapasiteettia enemmän kuin sitä todellisuudessa olisi käytettävissä, kantaverkkoyhtiö varmistaa vastaostojen 9

avulla, että markkinoille annettu kapasiteetti on käytettävissä toteutuneiden Elspotkauppojen osalta. Kuvissa 2 ja 3 pyritään havainnollistamaan, miten alueelliset hinnat käyttäytyvät erilaisia siirtorajoitusten hallintakeinoja käytettäessä sekä kuivana että sateisena vuonna. Kuvat ovat täysin esimerkinomaisia, eivätkä arvot anna suuntaa todellisten arvojen suuruuksista. Tarkoituksena on tuoda esiin, ovatko kunkin alueen hinnat alhaisemmat vai korkeammat kuin muilla alueilla. Vastakauppatilanteessa siirtokapasiteetti P1-leikkauksen yli on normaalitilannetta suurempi, sillä tällöin vastakaupan avulla taataan enemmän kapasiteettia kuin sitä luonnostaan olisi käytettävissä. Ulkomaankauppaa rajoitettaessa Suomen ja Ruotsin välinen siirtokapasiteetti on pienempi kuin se muutoin olisi. Siirtojenhallintamenetelmien vaikutukset alueelliseen hintaan Sateinen vuosi Vastakauppa Hinta-alueet Ulkomaankaupan rajoitus 1300 MW 1300 MW 1100 MW * 20 26 "2000" MW * 20 20 1800 MW 18 30 1800 MW 26 30 30 riittävä siirtokapasiteetti *(1800+200) MW pullonkaula *(1300-200) MW Kuva 2. Fiktiivinen esimerkkitarkastelu vaihtoehtoisten siirtojenhallintamenetelmien vaikutuksista alueellisiin hintoihin sateisena vuonna Sateisena vuonna ulkomaankaupan rajoitus nostaa koko Suomen hintatasoa vastakauppamalliin nähden ja erityisesti Pohjois-Suomessa hinta-aluemalliin nähden. 10

Siirtojenhallintamenetelmien vaikutukset alueelliseen hintaan Kuiva vuosi Vastakauppa Hinta-alueet Ulkomaankaupan rajoitus 1300 MW 28 20 "2000" MW * 1300 MW 28 28 1800 MW 1100 MW * 32 18 1800 MW 20 18 18 riittävä siirtokapasiteetti * (1800+200) MW pullonkaula * (1300-200) MW Kuva 3. Fiktiivinen esimerkkitarkastelu vaihtoehtoisten siirtojenhallintamenetelmien vaikutuksista alueellisiin hintoihin kuivana vuonna Kuivana vuonna ulkomaankaupan rajoitus alentaa koko Suomen hintatasoa vastakauppamalliin nähden ja erityisesti Pohjois-Suomessa hinta-aluemalliin nähden. 11

4 Ongelman laajuus 4.1 P1-leikkauksen sijainti P1-leikkaus sijaitsee maantieteellisesti vaikeasti rajattavalla alueella, sillä se on määritetty 400 kv ja 220 kv verkkojen mittauspisteiden mukaan. Tällöin jako ei ole 110 kv tasolla selkeä. Nykyään P1-leikkaus määritetään seuraavien mittauspisteiden mukaisesti: Alajärvi Pikkarala, itäinen mittaus Alajärven päässä Alajärvi Pikkarala, läntinen mittaus Alajärven päässä Pyhänselkä Vuolijoki mittaus Pyhänselän päässä Petäjävesi Nuojua mittaus Petäjäveden päässä Petäjävesi Haapavesi Pyhäkoski mittaus Petäjäveden päässä. Mahdolliseen hinta- tai tarjousaluemalliin siirryttäessä joudutaan kuitenkin muodostamaan maantieteellinen raja, jonka mukaan alueet jaetaan. Lähtökohtana kaupallisen P1-leikkauksen uudelleenmäärittämiselle on se, että jakoraja tulee muodostamaan yhdenmukaisen linjan fyysisen siirtorajan kanssa. Lisäksi on tärkeää, ettei aluejakoa tehdä jakeluverkkoyhtiöiden alueiden poikki siten, että jokin alueista jakautuisi jakorajan molemmille puolille. Mikäli Suomi jaetaan hinta-alueisiin, pyritään siihen, että raja tulisi säilymään muuttumattomana mahdollisimman pitkälle tulevaisuuteen. Jaon pysyvyys lisää ennustettavuutta ja tehokkuutta sähkömarkkinoilla. Suomen tapauksessa hyvänä mallina ei pidetä norjalaisten suosimia dynaamisia hinta-alueita. Kuvassa 4 seuraavalla sivulla esitetään mahdollisen pohjoisen ja eteläisen hinta-alueen todennäköinen jakoraja. Kaupallista jakorajaa määritettäessä lähtökohtana on ollut fyysisen P1-pullonkaulan sijainti, joten se poikkeaa vain vähän leikkauksen todellisesta sijainnista. Yhtenäisyyden vuoksi olisi hyvä, että mikäli Suomen jakava kaupallinen raja otetaan käyttöön, myös käytönvalvonta ottaisi käyttöönsä yhteneväiset mittaukset. Tämä ei vaatisi suuria muutoksia nykyisiin toimintatapoihin ja mittauksiin. Jakorajan tuntumassa sijaitsee joitakin tuotanto- ja kulutusyksiköitä, jotka syöttöpisteensä puolesta kuuluisivat toiselle puolelle rajaa kuin mille ne fyysisesti sijoittuvat. Näiden yksiköiden kohdalla asiaan tulee kiinnittää erityistä huomiota, mikäli jako tulee ajankohtaiseksi. 12

Kuva 4. Suomen jakaminen pohjoiseen ja eteläiseen alueeseen. 4.2 P1-rajoituksen suuruus historiassa P1-leikkauksen rajoituksista kootun historiatiedon perusteella kuivat vuodet aiheuttavat suurimmat siirtorajoitukset. Kuten seuraavan sivun kuvasta 5 nähdään, pohjoismaisittain kuiva vuosi 2003 oli poikkeuksellisen haasteellinen Suomen sisäisten siirtorajoitusten osalta. Tuolloin vastakauppakustannukset olisivat todennäköisesti kohonneet erittäin suuriksi, mikäli siirtorajoitukset olisi hoidettu vastakaupan avulla. Tilanteeseen parhaiten sopivana pullonkaulojen hallintakeinona pidettiin kuitenkin ulkomaankaupan rajoittamista. Erityisesti kuivina vuosina vastakauppakustannusten arviointi on vaikeaa ja ne voivat nousta korkeiksi. Tämä johtuu siitä, että kuiviin vuosiin liittyy paljon tuotantokapasiteetin riittämättömyydestä johtuvaa epävarmuutta. Tällöin kaikkea vastakauppoihin tarvittavaa lisätuotantoa ei saada Pohjois-Suomesta, vaan vastaosto on tehtävä jo muutenkin kuivan vesitilanteen rasittamilta pohjoismaisilta markkinoilta. Historiatietojen perusteella käy ilmi P1-siirron ennakoimisen vaikeus. Ulkomaankauppamahdollisuutta on rajoitettu huomattavasti enemmän kuin siihen olisi ollut tarvetta. Tämä johtuu siitä, että kantaverkkoyhtiö määrittää ulkomaanyhteyksien siirtokapasiteetin jo ennen Elspot-kaupankäyntiä, kun taas todelliset siirtotarpeet selviävät vasta Elspot-kaupan jälkeen. 13

P1-siirtokapasiteetin niukkuuden vaikutus ulkomaankauppaan historiatietojen valossa Hintaerotunteja (Fi - Swe) Ulkomaan kauppaa rajoitettu P1:n vuoksi Hintaerotunteja kun myös P1- rajoitus*) Arvio vastakauppakustannuksista (M /a) 9-12 / 2002 6 % 16 % 6 % 1 2,5 2003 29 % 56 % 20 % 10 25 2006 7 % 11 % 3 % 0,2 0,6 2007 5 % 18 % 2 % 0,1 0,5 2008 3 % 11 % 0 % 0 *) P1-siirtokapasiteetin niukkuudesta aiheutuva ulkomaankaupan rajoitus on ollut ainakin myötävaikuttamassa hintaeron syntymiseen. Hintaero olisi saattanut muodostua myös ilman ulkomaankaupanrajoitusta. Vastakauppakustannuksen suuruudeksi on arvioitu 30 50 /MWh. Kuva 5. P1-rajoitus historiatietojen valossa 4.3 P1-siirron haasteet Pohjoismaisen vesivoimatuotannon vaihtelut vaikuttavat keskeisesti P1-siirtoihin aina 2010-luvun lopulle saakka. Tyypillisinä vesivuosina P1-siirrot eivät aiheuta suurempia ongelmia lukuun ottamatta tilanteita, joissa P1-siirtokapasiteetti ei ole kokonaisuudessaan käytettävissä. Sen sijaan kuivina vuosina P1-leikkauksen siirtokyky rajoittaa siirtoa etelästä pohjoiseen ja vastaavasti märkinä vuosina pohjoisesta etelään. Tilastollisesti tällaisia vuosia on yksi tai kaksi kymmenestä. Mikäli tuulivoimaa tulee noin 2 000 MW sähkön kulutuksen suhteen tasaisesti jakautuen leikkauksen etelä- ja pohjoispuolelle, ei siitä aiheudu normaalitilanteessa lisätaakkaa P1- siirroille. Tietyissä tilanteissa tuulivoima saattaa kuitenkin osaltaan vaikeuttaa P1- leikkauksen ylittävien siirtojen hallintaa. Tällainen tilanne syntyy esimerkiksi pohjoiseteläsuuntaisessa siirrossa, kun P1-leikkauksen eteläpuolella tuuli tyyntyy ja pohjoispuolella yltyy. Jos tuulivoimaa rakennetaan paljon leikkauksen pohjoispuolelle, siirtorajoitteet ovat todennäköisempiä, sillä noin 85 % kulutuksesta sijaitsee Etelä- Suomessa. 14

Kokonaisuudessaan tuulivoiman markkinavaikutuksia ei osata vielä arvioida, koska kokemukset siitä ovat vähäisiä ja useimmat hankkeet alkuvaiheessa. On vaikeaa arvioida myös sitä, kuinka paljon tuulivoimaa tulee Suomen lisäksi muihin Pohjoismaihin ja miten se sijoittuu. Odotettavissa on kuitenkin, että tuulivoimakapasiteetin kasvun myötä myös P1-siirron ennustettavuus vaikeutuu. Svenska Kraftnätin mukaan tuulivoiman lisärakentaminen asettaa suuria vaatimuksia pullonkaulojen tehokkaalle käsittelylle ja Ruotsin jako hinta-alueisiin on siksikin tarpeen. Tuleva ydinvoimalaitospäätös vaikuttaa myös osaltaan P1-siirtotarpeisiin. Ydinvoimalaitoksen sijoittuminen Pohjois-Suomeen yhdessä Perämerelle suunniteltujen tuulivoimapuistojen kanssa lisäisi P1-siirtotarvetta ja kasvattaisi sen pysyvyyttä pohjoisesta etelään. Samoin mahdolliset uudet rajajohdot Pohjois-Suomesta naapurimaihin vaikuttavat siirtotarpeisiin myös Suomen sisäisessä verkossa. Mahdollisen ydinvoimalaitoksen sijoittuminen etelään lähemmäs suuria kulutusalueita ei aiheuta niin mittavia siirtotarpeita pohjois-eteläsuunnassa Suomen sisäisessä verkossa. Myös ydinvoimalaitoksen koolla on merkitystä, sillä järjestelmässä on aina varauduttava suurimman yksikön verkosta irtoamiseen. Markkinaintegraation edistyessä myös itään ja etelään syntyy P1-lisähaasteita siitä, että Suomi tulee sijaitsemaan entistä enemmän markkinan keskellä sen sijaan, että toimittaisiin markkinan reuna-alueella. Tähän vaikuttaa sekä mahdollinen Venäjän-siirron kaksisuuntaisuus että Viron ja Suomen välinen toinen tasasähköyhteys. Nämä lisäisivät P1-siirtojen volatiliteettia sekä erityisesti siirtoja idän ja etelän suuntaan. Ruotsi on jo osaltaan tällaisessa tilanteessa, ja sen hoitaminen on muodostunut siellä niin haasteelliseksi, että Svenska Kraftnät esittää maan jakamista neljään hinta-alueeseen. Ruotsin hinta-aluejako vaikuttaa myös P1-siirtoihin. Kun Pohjois-Ruotsin hinta poikkeaa Keski-Ruotsin hinnasta, tilanne lisää tyypillisesti P1-siirtoa pohjoisesta etelään. Selvitysten perusteella tämä lisäkuormitus ei tulisi olemaan kovin merkittävää ennen kuin Etelä-Ruotsin verkkovahvistukset valmistuvat. Osaltaan Manner-Eurooppaan rakennettavat vahvemmat yhteydet tulevat pienentämään pohjoismaisten vesivarastojen vaihtelun vaikutuksia P1-siirtoihin. Yhteyksien vaikutus tulee olemaan nähtävissä 2020-luvun myötä. 15

5 Ratkaisuvaihtoehdot Tässä luvussa esitellään erilaisia ratkaisuvaihtoehtoja Suomen sisäisten siirtorajoitusten vaikutusten minimoimiseksi. 5.1 Verkon kehittäminen Fingrid huolehtii kantaverkon kehittämisestä ennakoivan investointipolitiikkansa mukaisesti. Kantaverkon kehittämisen lähtökohtina ovat asiakkaiden tulevat tarpeet (tuotanto ja kulutus), Itämeren alueen sähkömarkkinan toimivuuden edistäminen, kustannustehokkuus ja verkon ikääntymisen hallinta. Fingrid hankkii tietoa asiakkaiden tulevista tarpeista ja suunnitelmista luottamuksellisella ja suunnitelmallisella vuorovaikutuksella, analysoi sähkömarkkinoiden kehittämistarpeita yhteistyössä eri markkinaosapuolien kanssa ja luo suunnittelussa tarvittavia ennusteita ja analyysejä yhteistyössä muiden kantaverkkoyhtiöiden kanssa. Verkkoa kehitetään pitkällä aikavälillä teknis-taloudellisesti optimoiden, mutta samalla tulevaisuuden toimintaedellytykset varmistaen. Tätä varten Fingrid ylläpitää verkon pitkän aikavälin verkkovisiota ja lähitulevaisuuden tarpeita varten kantaverkon kehittämissuunnitelmaa. Nämä suunnitelmat koordinoidaan Itämeren alueen ja koko Euroopan kattavan kymmenvuotisen verkkosuunnitelman kanssa. Verkon kehittäminen lähtee siis teknisten siirtotarpeiden määrittelystä, taloudellisista tarkasteluista ja verkkovahvistusten vaihtoehtojen tarkasteluista. Fingrid on aiemmin lisännyt siirtokapasiteettia sekä Suomen ja Ruotsin välillä että Suomen sisäisesti sarjakompensoimalla 400 kv johtoja, parantamalla Etelä-Suomen suurten generaattoreiden vaimennusominaisuuksia yhdessä suurten tuottajien kanssa sekä muuttamalla 400 kv asemien rakennetta. Näillä toimilla on vuosina 1997 2009 saatu nostettua siirtokapasiteettia sekä Suomen ja Ruotsin välisillä vaihtosähköjohdoilla että Suomen sisäisessä verkossa. 16

Kuva 6. Suomen kantaverkon siirtokyvyn kasvattaminen vuodesta 1997 vuoteen 2009 Siirtokapasiteetti Etelä-Suomesta Pohjois-Suomeen on noin 1 300 1 400 MW vuoden 2009 tilanteessa ja 1 800 MW vuoden 2015 tilanteessa. Vuoden 2009 lopussa otetaan käyttöön kaksi uutta sarjakondensaattoria ja 400 kv johto Keminmaa Petäjäskoski. Nämä investoinnit yhdessä nostavat myös P1-siirron siirtokykyä noin 1 600 MW:iin. Siirtokyky riippuu myös käyttötilanteesta, esimerkiksi verkkoon liittyneiden koneiden määrästä. Siirtokapasiteetti Pohjois-Suomesta Etelä-Suomeen on 2 000 MW vuoden 2009 tilanteessa. Olkiluoto 3 käyttöönoton myötä kapasiteetti pienenee 1 800 MW:n tasolle. 17

Kuva 7. P1-siirtokyvyn kehittyminen Tekninen siirtokapasiteetti Pohjois-Ruotsista Pohjois-Suomeen on 1 600 MW vuoden 2009 tilanteessa. Vuoden 2015 tilanteessa on varauduttava Olkiluodon ydinvoimalaitoksen 3. yksikön mahdolliseen verkosta irtoamiseen alentamalla siirtorajaa Pohjois-Suomen ja Pohjois-Ruotsin välisillä 400 kv johdoilla niin paljon, että niistä toisen vika ei johda jäljelle jäävän johdon ylikuormittumiseen. Tämä rajoittaa tuontisiirtokyvyn pohjoisen yhdysjohdoilla tasolle 1 300 MW. Tekninen siirtokapasiteetti Pohjois-Suomesta Pohjois-Ruotsiin on 1 300 MW sekä vuoden 2009 että vuoden 2015 tilanteessa. P1-leikkauksen vahvistaminen sarjakompensointia ja vaimennuksen parannuskeinoja hyödyntäen ei nykyverkon tilanteessa ole mahdollista, sillä kaikki tällaiset keinot on verkossa jo käytetty. Tällöin ainoaksi vahvistamismahdollisuudeksi muodostuisi se, että rakennettaisiin leikkauksen ylittävä uusi johto. Fingrid on suunnitellut uudistavansa Pohjanmaan rannikkoalueen 220 kv jännitteisen johdon lähivuosina sen tullessa teknisen käyttöikänsä päähän. Siirtotarpeet ovat Pohjanmaan rannikkoalueella kasvamassa. Siirtotarpeiden kasvuun vaikuttavia tekijöitä ovat sähkön kulutuksen kasvu, yleinen sähkön saatavuuden varmistaminen ja varautuminen suunnitteilla olevien voimalaitosten tuottaman sähkön siirtoon. 18

Rannikon 400 kv voimajohto mahdollistaa tuulivoiman liittämisen länsirannikolla. Lisäksi 400 kv voimajohto on myös välttämätön mahdollisen Pyhäjoen ydinvoimalaitoksen liittämiseksi. Myös muualle suunnitellut ydinvoimalaitokset edellyttävät etelä-pohjoissuuntaisen siirtoverkon vahvistamista suunnitellulla 400 kv voimajohdolla. 220 kv jännitteestä luopuminen ja 400 kv jännitteen käyttöönotto tapahtuu vaiheittain. Viimeisimmän Ventusneva Pyhänselkä-osuuden käyttöönotto ajoittuisi noin vuoteen 2018. Suunniteltu 400 kv voimajohto on osa keskeisiä kantaverkon kehittämisen perusratkaisuja, joilla varaudutaan liittämään kantaverkkoon Suomen ilmasto- ja energiastrategian mukaisesti (2 000 MW) tuulivoimakapasiteettia ja kuudes ydinvoimalaitos. Länsirannikon 400 kv johto lisää edellä esitetyn kuvan 7 mukaisesti P1-siirtokapasiteettia enemmän etelä- kuin pohjois-suuntaan johtuen verkon erilaisista mitoitusilmiöistä. P1-leikkauksen vahvistustarpeet Länsirannikon 400 kv johdon jälkeen riippuvat voimakkaasti muista ympäristöön kohdistuvista investoinneista, tuulivoiman sijoittumisesta Suomessa ja naapurimaissa sekä suurten tuotantoyksiköiden sijoittumisesta. 5.2 Hinta-alueet Hinta-alueet ovat talousteoreettisesti tehokas keino hallita siirtoja sähköverkossa. Siinä siirtorajoitukset tehdään näkyviksi ja otetaan huomioon suoraan sähköpörssin kaupankäyntijärjestelmässä. Samalla kullekin alueelle muodostuu oikea lyhyen aikavälin marginaalikustannusta vastaava markkinahinta. Markkinahinnat heijastavat fyysisen verkon todellisuutta ja resurssien allokointi saa oikeat signaalit. Eriytyvät aluehinnat aktivoivat kysynnänjoustoa tehokkaammin kuin vastaavan siirtorajoituksen hoito vastakaupalla. Mitä joustavampaa kysyntä on, sitä suurempi on hinta-alueen tehokkuusetu verrattuna vastakauppaan. Hinta-aluemallissa tuotannon ja kulutuksen alueellinen tasapaino saavutetaan jo Elspotmarkkinoilla. Tällöin verkon operatiivinen käyttö helpottuu, kun kantaverkkoyhtiön ei tarvitse tehdä siirtojen hallintaa vastakaupoin ja sitä kautta puuttua välillisesti sähkökauppaan. Hinta-aluejakotilanteiden taajuus ja pullonkaulatulojen suuruus luo kuvan kantaverkon siirtokapasiteetin riittävyydestä ja mahdollisista investointitarpeista. Käytännössä hinta-aluemenetelmän parhaat puolet korostuvat hallittaessa siirtoahtaumia kahden riittävän suuren markkinan välillä. Hinta-aluemalli soveltuu myös erinomaisesti sellaisten rakenteellisten pullonkaulojen hallintaan, joita ei käytännössä syystä tai toisesta voida poistaa verkkoinvestoinnein. 19

5.2.1 Vaikutukset markkinatoimijoille Fingrid on teettänyt Pöyry Energy Oy:llä (Pöyry) selvityksen hinta-aluejaon vaikutuksista Suomen sähkömarkkinoihin ja sähkömarkkinatoimijoihin. Pöyry toteutti selvityksensä sekä haastattelemalla toimijoita suoraan että analysoimalla tilannetta saamansa tiedon valossa. Seuraavassa esitetään Pöyryn selvityksessä esille tulleita asioita kommentoituina. 5.2.1.1 Toiminnalliset muutokset ja kustannukset Toimijoiden yleinen näkemys nykytilanteesta oli, että vastakauppa toimii nykyisellään hyvin. He suhtautuivat kriittisesti ehdotuksiin jakaa Suomi joko hinta- tai tarjousalueisiin. Suomen hinta-alueisiin jakamisen merkittävimmät toiminnalliset muutokset kohdistuvat sähkön vähittäismarkkinoihin. Vähittäismyyjät joutuvat hinta-aluejaosta aiheutuvien muutosten johdosta muuttamaan toimintamalliaan, ja joissakin tapauksissa pienentänevät myös toiminta-aluettaan. Toiminnalliset muutokset koskevat kahden tuotanto-/hankinta- ja kulutus-/myyntitaseen hallintaa ja selvitystä, ennusteiden laatimista kahdelle alueelle sekä myynnin, tuotannon ja hankinnan suunnittelua, toteutusta ja riskienhallintaa molemmille alueille. Pöyryn selvityksen mukaan hinta-aluejako aiheuttaa toimijoille muutosvaiheessa noin 10 miljoonan euron kustannukset, mikäli muutos toteutetaan suhteellisen nopeassa aikataulussa. Jos siirtymäaika olisi melko pitkä, investointikustannukset jäisivät todennäköisesti alhaisemmiksi, sillä tällöin toimijoilla olisi mahdollisuus yhdistää muutokset muihin tietojärjestelmämuutoksiin. Kertaluonteisten investointien lisäksi jako aiheuttaisi taseiden hallintaan ja taseselvitykseen liittyvää lisätyötä ja -kustannuksia. Suurimmat kustannukset koituisivat molemmilla alueilla toimiville tasevastaaville ja sähkön myyntiyhtiöille. Teollisuuskulutukselle ja ei-tasevastaavalle tuotannolle aiheutuvat kustannukset ovat suhteellisen pienet. Aluejako ei vaikuttaisi merkittävästi jakeluverkonhaltijoiden toimintaan. Pitävät ja riittävän tarkat ratkaisut muutoksista siirtorajoitusten hoidossa tulisi tehdä ajoissa, jotta toimijat voisivat ottaa tulevat muutostarpeet huomioon tietojärjestelmiensä muun päivityksen yhteydessä. Muutoksiin on varattava riittävästi aikaa. Svenska Kraftnätin selvitysten perusteella kaksi vuotta näyttäisi olevan riittävä aika muutosten läpiviemiseen. 5.2.1.2 Hintasuojaus Pohjoismaisilla sähkömarkkinoilla markkinatoimijat harjoittavat finanssikauppaa pääasiassa käyttäen systeemihintaa referenssihintana. Mikäli toimijat eivät halua altistua hinta-alueriskille, he suojaavat kauppansa hintaerosopimuksin (Contract for Difference, CfD). Suomen aluehinnan ja systeemihinnan eroon vaikuttavat keskeisesti muut siirtorajoitukset kuin Suomen ja Ruotsin välisen siirtokapasiteetin niukkuus. 20

Suomen aluehintaan sidottujen CfD-tuotteiden likviditeetti ei ole kovin hyvä, mikä nostaa riskipreemion tasoa. Ruotsissa CfD-markkinat ovat Suomen markkinoita tehokkaammat. Useat suomalaiset toimijat suojaavatkin systeemihintaan sidotut kauppansa Ruotsin aluehintaa vastaan ja kantavat Ruotsin ja Suomen välisen aluehintariskin. Suomen aluejako ei vaikuttane olennaisesti CfD-markkinoihin Etelä-Suomessa, sillä markkina-alueena Etelä-Suomi on likimain koko Suomen markkinan suuruinen. Sen sijaan Pohjois-Suomessa aluehintariskiltä suojautumisessa käytettävän CfD-markkinan likviditeetti odotetaan erityisen alhaiseksi. Tämän seurauksena riskipreemiot kasvaisivat Pohjois-Suomen CfD-tuotteiden hinnoissa. Kasvava riskipreemio tarkoittaa korkeampia kustannuksia markkinatoimijoille. Tehtyjen arvioiden perusteella 2010-luvun puolivälin tilanteessa Pohjois- ja Etelä-Suomen hintaero olisi tyypillisesti vuositasolla pienempi kuin Ruotsin ja Suomen välinen hintaero. Keskimäärin hintaeron itseisarvo olisi vuositasolla alle 0,2 /MWh. Kuivina vesivuosina Etelä-Suomen hinta olisi halvempi ja vastaavasti märkinä vesivuosina Pohjois-Suomen hinta olisi halvempi. Alueiden väliset hinnat poikkeaisivat toisistaan tyypillisesti muutamana prosenttina vuoden tunneista. Edelleen Pohjois-Suomen hinta olisi tyypillisesti yhtenevä Etelä-Suomen tai Pohjois-Ruotsin hinnan kanssa tai edellä todettujen välissä. Käytännössä Pohjois-Suomessa saattaisi olla mielekästä käyttää suojaukseen naapurialueiden CfD-tuotteita tai niiden yhdistelmää. Saattaa olla, että Ruotsin tulevalla hinta-aluejaolla on suurempi merkitys hinta-aluesuojaukseen Suomessa kuin Suomen aluejaolla olisi. Mikäli aluehintariski on merkittävä, johtanee se vähittäismarkkinoilla rakennemuutokseen. Kiinteähintaisten tuotteiden sijaan vähittäismyynti tapahtuisi entistä enemmän aluehintaan sidotuilla tuotteilla. Toisin sanoen myyjät kilpailisivat hinnan sijaan hintamarginaaleilla, kuten esimerkiksi Norjassa. 5.2.1.3 Kilpailu vähenee sähkön vähittäismarkkinoilla Hinta-aluejaon myötä kilpailun vähyys saattaisi muodostua ongelmaksi Pohjois- Suomessa vähittäismarkkinoilla. Pysyvästi siellä toimivia (toimitusvelvollisia) vähittäismyyjiä on vain muutamia. Olisi todennäköistä, että varsinkin hinta-aluejaon alkuvaiheessa vähittäismyyjien lukumäärä Pohjois-Suomessa vähenisi. Syynä tähän on se, että muutoksen lisäkustannukset ovat asiakasta kohti laskettuna korkeat Pohjois- Suomen pienillä markkinoilla. Olisi ilmeistä, että kilpailun heikkeneminen johtaisi myyntimarginaalien kasvuun Pohjois-Suomessa. Vähitellen, ja erityisesti mahdollisten pohjoismaisten loppukuluttajamarkkinoiden myötä, muita hinta-alueita suurempi marginaali houkuttelisi uusia koti- tai ulkomaisia kilpailijoita Pohjois-Suomeen. Erityisesti sellaisilla toimijoilla, joilla on tekninen valmius toimia usealla hinta-alueella, olisi matalampi kynnys laajentaa toiminta-aluettaan pienemmille hinta- 21

alueille ja myös Pohjois-Suomeen. Näin markkinat hoitaisivat tilanteen ajan myötä takaisin tasapainoon. Etelä-Suomen osalta kilpailun vähenemistä ei pidetä todennäköisenä, sillä sekä myyjiä että asiakkaita on Etelä-Suomessa riittävästi toimivan markkina-alueen muodostamiseksi. Hinta-aluejaon ei uskota aiheuttavan tähän muutoksia. 5.2.1.4 Markkinavoima ja vertikaalinen integraatio Pienillä alueilla markkinat voivat muodostua kilpailun kannalta haitallisen keskittyneiksi. Markkinavoiman kannalta hinta-aluejako ja siirtorajoitusten hoito vastakaupoilla antavat yhtäläiset mahdollisuudet markkinavoiman käytölle. Ratkaisuilla on kuitenkin eroja markkinavoiman käytön vaikutusten laajuudessa. Vastakaupassa markkinavoiman käytön vaikutukset rajoittuvat vastaostettavan pullonkaulan osuuteen, kun taas hintaaluejakoratkaisussa vaikutukset ulottuisivat koko hinta-alueen markkinavolyymiin. Pienten hinta-alueiden potentiaalinen markkinavoiman käyttö on haaste, jota pitäisi hallita markkinoiden avoimuudella ja valvonnalla. Pohjois-Suomessa potentiaalista mahdollisuutta markkinavoiman käyttöön hillitsisi todennäköisesti se, että Pohjois- Suomen hinta olisi tyypillisesti yhtenevä Etelä-Suomen tai Pohjois-Ruotsin hinnan kanssa tai edellä todettujen välissä. Aluejaon vaikutukset saattavat näkyä toimijoiden markkina-aseman muutoksina. Pienten hinta-alueiden toimintaympäristössä toimijat, joilla on usealla alueella monipuolista tuotantoa myyntitoiminnan lisäksi, ovat vahvassa asemassa. Pöyryn selvityksen mukaan hinta-aluejaolla ei nähdä olevan merkittävää vaikutusta vertikaalisen integraation lisääntymiseen. Aluejaon vaikutukset tuotanto- tai suurkulutuksen investointien sijoittumispäätöksiin jäävät hyvin vähäisiksi. 5.2.2 Markkinavaikutusten lieventäminen vastakaupoin Mikäli hinta-aluejakoon päädyttäisiin, aluehintojen eriytymisen taajuutta ja vaikutuksia voidaan pienentää poistamalla tilanpäisluonteisia rajoituksia vastakaupoin. Tällöin olisi tärkeää, että markkinatoimijat pystyvät ennakoimaan kantaverkkoyhtiön toimenpiteet ja että kriteerit vastakaupan käytölle on määritelty selkeästi ja läpinäkyvästi. Selvityksen väliraportissa esitettiin vaihtoehto, jossa tyypillisissä siirtotilanteissa Suomi pidetään yhtenä hinta-alueena. Sen sijaan esimerkiksi poikkeuksellisen kuivina tai sateisina aikoina, 1 2 kertaa kymmenessä vuodessa, Suomi jaetaan tarvittaessa väliaikaisesti kahdeksi hinta-alueeksi. Markkinatoimijoilta saadun palautteen ja jatkotarkasteluissa todetun perusteella vaihtoehto ei vaikuta toteutuskelpoiselta, koska se edellyttäisi joka tapauksessa markkinainfrastruktuurin luomista kahden alueen mukaiseksi 22

hinta-aluejaon käyttöönoton päätöskriteerit on vaikea määritellä yksiselitteisesti ja läpinäkyvästi ennakkoon markkinatoimijoiden olisi vaikea varautua hinta-aluejakoon. 5.2.3 Toiminnalliset vaikutukset kantaverkkoyhtiölle Hinta-aluejaon myötä Fingridille koituisi vastaavan tyyppisiä muutostarpeita kuin sähkömarkkinatoimijoille. Muutostarpeet näkyisivät Fingridille toisaalta palvelun tuottajana ja toisaalta häviösähkötaseen kautta sähkön suurkuluttajana. Muutosten toteutukseen olisi varattava riittävästi aikaa, ja ne aiheuttaisivat kustannuksia. Kokonaisuudessaan Fingridille koituvat muutostarpeet ja -kustannukset eivät ole niin merkittäviä, että ne olisivat ratkaisevassa asemassa siirtojen hallinnan periaatepäätöksiä tehtäessä. 5.2.4 Vaikutukset lainsäädäntöön Siirtorajoitukset on hallittava verkossa joka tilanteessa järjestelmän käyttövarmuuden turvaamiseksi. Siirtorajoitusten hallinta on järjestelmätekninen kysymys ja niiden hallinta kuuluu sähkömarkkinalain mukaan osaksi Fingridin järjestelmävastuuta. Myös EU:n rajasiirtoasetus perustuu siihen, että pullonkaulojen hallinnan menetelmät kuuluvat järjestelmävastuullisen velvollisuuksiin. Hinta-alueet ovat yksi siirtorajoitusten hallinnan menetelmistä. Hinta-alueita käytetään yleisesti pohjoismaisilla markkinoilla, kuten esimerkiksi Suomen ja Ruotsin rajalla. Fingrid on saanut Energiamarkkinavirastosta sekä työ- ja elinkeinoministeriöstä asiaan liittyen muun muassa seuraavia näkemyksiä: Energiamarkkinaviraston näkemyksen mukaan pullonkaulan hallinnan menetelmät voidaan katsoa olevan osa järjestelmävastuuta, jonka ehdot EMV hyväksyy. Nykyisen rajasiirtoasetuksen teksti ei ole täysin selkeä tältä osin, mutta uusi rajasiirtoasetus rinnastaa sekä kansalliset että rajat ylittävien pullonkaulojen hallinnan menetelmät. Työ- ja elinkeinoministeriö on valmistelun yhteydessä todennut, että järjestelmävastaava siirtoverkonhaltija ja Energiamarkkinavirasto ovat sekä EY:n rajasiirtoasetuksen että sähkömarkkinalain nojalla toimivaltaisia päättämään pullonkaulojen hallinnan menetelmistä rajat ylittävissä johdoissa ja kansallisessa verkossa. Ministeriön puolelta on kuitenkin kiinnitetty huomiota siihen, että rajasiirtoasetuksen ja sähkömarkkinalain aineellisoikeudelliset säännökset eivät anna yksiselitteistä ratkaisuohjetta siihen, mitä pullonkaulojen hallinnan menetelmää tulee soveltaa. On kiinnitetty huomiota myös siihen, että maan jakaminen hinta-alueisiin voi olla ristiriidassa sähkömarkkinalain keskeisimpiin periaatteisiin kuuluvien verkon kehittämisvelvollisuuden (SML 9 1 mom) ja pistehinnoitteluperiaatteen (SML 15 2 mom) kanssa. Sähkömarkkinalaissa ei toisaalta ole aineellisoikeudellista säännöstä pullonkaulojen hallinnan menettelytavoista ja niiden suhteesta verkon 23

kehittämisvelvollisuuteen. Edellä mainitun aineellisoikeudellisten säännösten tulkinnanvaraisuuden sekä asian yleisen merkittävän painoarvon vuoksi ministeriössä on arvioitu, että voi olla aiheellista arvioida myös tarve pullonkaulojen hallinnan sääntelyyn kansallisessa lainsäädännössämme, mikäli maan jakaminen hintaalueisiin tulee ajankohtaiseksi. Fingridin käsityksen mukaan nykyisen säännöstön voidaan katsoa kattavan myös mahdollisuuden jakaa Suomi hinta-alueisiin ilman, että sähkömarkkinalakia muutetaan. Tähän liittyvät asiat tullaan määrittelemään jatkossa EU:n tasolla suuntaviivapäätöksillä ja koodeilla, jotka tulevat sellaisenaan olemaan voimassaolevaa lainsäädäntöä Suomessa. Näin ollen Suomen lainsäädännön merkitys asiassa tulee olemaan marginaalinen. 5.2.5 Pohjoismaiset vaikutukset Ea Energy Analyses on toteuttanut Fingridin tilauksesta selvityksen Suomen mahdollisen hinta-aluejaon aiheuttamista vaikutuksista pohjoismaiseen kansantalouteen. Konsulttityö perustuu pohjoismaisten energiaministerien taustatietonaan käyttämään tutkimukseen, jonka Ea Energy Analyses toteutti yhteistyössä Hagman Energyn ja COWIn kanssa. Tässä alkuperäisessä selvityksessä todettiin, että Suomen, Ruotsin ja Norjan uudet hintaalueet aiheuttavat pohjoismaiselle kansantaloudelle 15 30 miljoonan euron vuotuisen edun. Ea Energy Analyses:n tekemä selvitys Suomen osuudesta näihin kustannuksiin toteaa, että Suomen jaon vaikutukset pohjoismaiselle kansataloudelle ovat mitättömät. Etu olisi vuodessa noin 0,05 miljoonaa euroa, mutta lukua ei voida pitää erityisen tarkkana arvona, sillä tutkimuksen virhemarginaalit ovat tätä suuremmat. Luku on kuitenkin vertailukelpoinen 15 30 miljoonan euron kanssa ja osoittaa, ettei Suomen jakamisella ole Ea Energy Analyses:n selvityksen mukaan merkitystä pohjoismaisen kansantalouden kannalta. Näiden tulosten perusteella kysymys Suomen mahdollista jakamista kahdeksi hintaalueeksi on ensi sijassa kansallinen eikä niinkään pohjoismainen kysymys. 5.2.6 Pohjoismaiset hinta-alueet Nykyiset pohjoismaiset hinta-aluerajat ovat pitkälti yhtenevät kansallisten rajojen kanssa. Yhteismarkkina-alueella hinta-aluerajojen pitäisi määräytyä fyysisten siirtoahtaumien sijainnin eikä kansallisten rajojen mukaan. Monikansallisilla hinta-alueilla voitaisiin hidastaa tai jopa välttää myös ennakoitavissa olevaa kehitystä, jossa pohjoismaiset markkinat jakautuvat useaksi pienehköksi hinta-alueeksi. Samoin monikansalliset hintaalueet myös edesauttaisivat pohjoismaisten kantaverkkoyhtiöiden yhteistyön kehittämistä. Pohjois-Suomen pienehköön hinta-alueeseen liittyviä epäkohtia voitaisiin vähentää, mikäli se voitaisiin yhdistää Pohjois-Ruotsin hinta-alueen kanssa yhdeksi 24

monikansallisiksi hinta-alueiksi. Tämä olisi mahdollista, mikäli rajayhteyksien siirtokapasiteetti olisi riittävän suuri. Fingrid on selvittänyt yhteistyössä Svenska Kraftnätin kanssa mahdollisuutta yhdistää Suomen ja Ruotsin hinta-alueita. Selvityksen perusteella yhtenevyyden ylläpitäminen osoittautuu erityisen vaikeaksi tilanteissa, joissa yksi Suomen ja Ruotsin välinen siirtoyhteys on poissa käytöstä. Samoin osoittautui, että Norjan ja Pohjois-Suomen vesitilanne ei korreloi riittävästi. Tällöin vesivuosivaihtelut aiheuttavat merkittäviä ahtautumia Pohjois-Ruotsin ja Pohjois-Suomen välillä ja vastakauppatarve saattaa kasvaa ajoittain hyvin suureksi. Huolimatta siitä, että Suomen ja Ruotsin hinta-alueiden hinnat yhtenevät suurimman osan ajasta, selvityksen perusteella ei toistaiseksi ole edellytyksiä yhteisille ruotsalais-suomalaisille hinta-alueille. Kolmas siirtoyhteys Pohjois-Suomen ja Pohjois-Ruotsin välillä tulee parantamaan mahdollisuuksia hinta-alueiden yhdistämiseen, mutta toistaiseksi on vielä hankalaa arvioida sen vaikutusta yksityiskohtaisesti. Tilannetta on tarkasteltava uudelleen Pohjois- Suomen ja Pohjois-Ruotsin välisen kolmannen vaihtosähköyhteyden ajankohtaistuessa. 25

Kuva 8. Esimerkki pohjoismaisista hinta-alueista 5.3 Tarjousaluemalli Tarjousaluemalli on pitkälti identtinen hinta-aluemallin kanssa. Elspot-kaupassa osto- ja myyntitarjoukset tehdään aluekohtaisesti. Jos ensimmäinen Elspot-laskenta osoittaa alueiden välille muodostuvan pullonkaulan, jäljellä olevia tarjouksia aktivoidaan sen verran, että siirtorajoitus eliminoituu. Näin kummallekin alueelle tulee sama hinta. Hinta-aluemallin tapaan tarjousaluemallin käyttöönotto edellyttäisi markkinatoimijoilta toimintatapojen ja tietojärjestelmien muuttamista sopivaksi kahden alueen vaatimuksiin. Sen sijaan hinta-alueratkaisusta poiketen tarjousalueet eivät lisäisi aluehintasuojauksen kustannuksia, sillä Pohjois- ja Etelä-Suomen aluehinta pidetään aina samana Elspotvastakaupoin. Käytännön kokemuksia tarjousaluemallista ei ole, sillä sitä ei ole missään otettu kaupalliseen käyttöön. Tarjousaluemallin tavoitteena on tehostaa vastakaupan toteutusta tukeutumalla bilateraalikaupan sijasta Elspot-markkinoiden tarjouksiin. Se voisi mahdollistaa usean 26