Tuomas Aunola
NURMIJÄRVEN SÄHKÖVERKKO OY:N SIIRTOTUOTTEIDEN KEHITTÄMINEN
Informaatioteknologian ja viestinnän tiedekunta
Diplomityö
Huhtikuu 2021
TIIVISTELMÄ
Tuomas Aunola: Nurmijärven Sähköverkko Oy:n siirtotuotteiden kehittäminen Diplomityö
Tampereen yliopisto
Sähkötekniikan diplomi-insinöörin tutkinto-ohjelma Huhtikuu 2021
Tämän diplomityön tavoitteena oli luoda teoreettinen pohja tukemaan Nurmijärven Sähköverkko Oy:n sähkönsiirron hinnoittelun kehittämistä. Työssä tarkasteltiin sähkönjakeluverkon hinnoittelua lainsäädännön, regulaation ja yleisten hinnoitteluperiaatteiden osalta. Erityisesti tarkasteltiin Nurmijärven Sähköverkko Oy:n hinnoittelun nykytilaa ja sen kehitysmahdollisuuksia.
Sähköverkkoliiketoiminta on Suomessa alueellisiin monopoleihin jakautunutta säänneltyä liiketoimintaa, jota valvoo Energiavirasto. Älykkäät sähköverkot, koventuneet vaatimukset sähkön toimitusvarmuudelle ja hajautetun tuotannon sekä mikrotuotannon yleistyminen aiheuttavat painetta sähkönsiirron hinnoittelun kehittämiseen. Sähköverkkoyhtiöiltä edellytetään, että niiden soveltama siirtomaksujen hinnoittelumalli on perusteltavissa.
Lainsäädäntö, regulaatio ja yleiset hinnoitteluperiaatteet asettavat tiettyjä vaatimuksia sähköverkkoyhtiöiden hinnoittelulle, mutta yleisesti verkkoyhtiöillä on oikeus hinnoitella tuotteensa sopivaksi katsomallaan tavalla. Sähkönsiirron hinnoittelua varten on kehitetty erilaisia hinnoittelumalleja, jotka voivat johtaa erilaisiin lopputuloksiin. Tässä työssä keskeisin hinnoitteluperiaate on ollut aiheuttamisperiaate, jonka tavoitteena on kohdistaa siirtomaksut asiakkaille sen perusteella, miten nämä asiakkaat aiheuttavat kustannuksia sähköverkkoyhtiölle.
Tässä diplomityössä on käyty läpi siirtohinnoitteluprosessia sekä yleisesti että erityisesti Nurmijärven Sähköverkko Oy:n näkökulmasta. Yhtiökohtaiseen hinnoitteluprosessiin käytettiin lähtötietoina yrityksen teknisiä ja taloudellisia lukuja sekä tuntimittaustietoja asiakkaiden sähkönkäytöstä. Laskentojen tuloksena syntyi aiheuttamisperiaatetta noudattava eli kustannusvastaava hinnasto, jota voidaan käyttää pohjana tulevilla hinnoittelun muutoksille.
Vertailtaessa yrityksen nykyistä hinnoittelua kustannusvastaavaan hinnastoon, huomattiin nykyisen hinnoittelun painottavan kulutusmaksuja enemmän kuin aiheuttamisperiaatteen mukaan olisi perusteltua. Suunniteltaessa hinnoittelun muutoksia, olisikin tarkoituksenmukaista viedä hinnoittelua tehopohjaisten tariffien suuntaan, jolloin hinnoittelu vastaisi paremmin verkkoyhtiön kustannusrakennetta ja turvaisi siten riittävän liikevaihdon myös tulevaisuudessa. Vaikka työn painopiste on ollut kustannusvastaavassa hinnoittelussa, on aiheuttamisperiaatteen ohella tariffisuunnittelussa huomioitava myös muut hinnoitteluperiaatteet, ja hinnoitteluun tehtävien muutosten on syytä olla maltillisia.
Avainsanat: Sähkönsiirron hinnoittelu, siirtotariffit, jakeluverkkoliiketoiminta
Tämän julkaisun alkuperäisyys on tarkastettu Turnitin OriginalityCheck –ohjelmalla.
ABSTRACT
Tuomas Aunola: Development of distribution tariffs in Nurmijärven Sähköverkko Oy Master of Science Thesis
Tampere University
Master’s Degree Programme in Electrical Engineering April 2021
The aim of this Master of Science thesis was to create a theoretical basis to support the de- velopment of the pricing of electricity distribution tariffs in Nurmijärven Sähköverkko Ltd. In this thesis, the pricing in electricity distribution companies was investigated in terms of legislation, regulation and general pricing principles. Specifically the present condition and development pos- sibilities of the pricing in Nurmijärven Sähköverkko Ltd. were investigated.
Electricity distribution business in Finland is based on regional monopolies, which are super- vised by the Energy Authority. Smart grids, increased requirements for security of supply and increased distributed generation and microgeneration cause pressure for the distribution system operators to develop their pricing. It is required that the pricing in electricity distribution companies is justifiable.
Legislation, regulation and general pricing principles put certain requirements for the pricing in electricity distribution companies. However, the companies are allowed to price their products independently. There are different pricing models for distribution tariffs, which can lead to different results. In this thesis, the key principle has been the cost causation principle, which means that the customers should cover only those distribution costs that they cause for the distribution com- pany.
In this thesis the process of electricity distribution pricing is explained generally and carried out specifically for the case of Nurmijärven Sähköverkko Ltd Company-specific pricing process was carried out by using company’s technical and financial information as well as hourly meas- ured energy data. This resulted in cost reflective price list, which can be used as a base for making changes regarding pricing in the future. When comparing the cost reflective pricing to the present pricing, it was noticed that the present pricing has more weight in energy-based charges than what would be justifiable according to the cost causation principle. Therefore, it would be appro- priate to include more power-based tariffs when planning changes to the pricing, which would lead to better cost reflectivity and also ensure steady income in the future. Even though the cost causation principle is emphasized in this thesis, also other pricing principles should be taken into account in tariff design. Lastly, changes made in to the pricing should be moderate.
Keywords: Electricity distribution pricing, distribution tariffs, distribution network business
The originality of this thesis has been checked using the Turnitin OriginalityCheck service.
ALKUSANAT
Tämä diplomityö on tehty yhteistyössä Nurmijärven Sähköverkko Oy:n kanssa. Haluan kiittää työn ohjauksesta Nurmijärven Sähköverkko Oy:n Osmo Karvosta ja Eeva Saarista. Tampereen yliopistolta kiitän erityisesti professori Pertti Järventaustaa sekä Kimmo Lummia työssä avustamisesta sekä työn tarkastamisesta. Kiitos kuuluu myös läheisilleni ja ystävilleni, jotka kannustivat läpi urakan.
Helsingissä, 25.3.2021
Tuomas Aunola
SISÄLLYSLUETTELO
1. JOHDANTO ... 1
2.SÄHKÖNJAKELUVERKKOTOIMINTA ... 3
2.1 Sähköverkkotoiminnan sääntely ja valvonta ... 4
2.1.1Verkonhaltijan yleiset velvollisuudet ... 5
2.1.2 Valvontamalli Suomessa ... 5
3.SÄHKÖNSIIRRON HINNOITTELU ... 8
3.1 Tariffisuunnittelua ohjaavat säädökset ja hinnoitteluperiaatteet ... 9
3.1.1Sähkömarkkinalaki ... 10
3.1.2EU:n energiatehokkuusdirektiivi ... 10
3.1.3 Aiheuttamisperiaate eli kustannusvastaavuus ... 12
3.1.4Tasapuolisuus ja syrjimättömyys ... 12
3.1.5 Ymmärrettävyys ... 13
3.1.6Energiatehokkuuteen kannustavuus ... 13
3.2 Siirtotuotteiden rakenne ... 13
3.2.1Perusmaksu ... 13
3.2.2 Kulutusmaksu ... 14
3.2.3Pätötehomaksu ... 14
3.2.4 Loistehomaksu ... 16
4.NURMIJÄRVEN SÄHKÖVERKKO OY:N NYKYISET SIIRTOTUOTTEET ... 17
4.1 Pienjännitetuotteet ... 19
4.2 Keskijännitetuotteet ... 20
5. SÄHKÖN SIIRTOHINNOITTELUPROSESSI ... 21
5.1 Kustannusanalyysi ... 21
5.1.1Kustannuslaskentamenetelmät ... 22
5.2 Kustannusten määrittäminen ja kustannuspaikat ... 22
5.2.1Poistot ... 23
5.2.2 Häviöt ja kantaverkkomaksut ... 24
5.2.3Operatiiviset kustannukset ... 25
5.3 Kulutusanalyysi sekä osallistumis- ja tasoituskertoimet ... 25
5.4 Hinnoittelumallin valinta ... 27
5.5 Kustannusten kohdistaminen siirtotuotteille ... 29
6.TARIFFIRAKENTEEN MÄÄRITTÄMINEN NURMIJÄRVEN SÄHKÖVERKKO OY:SSÄ ... 30
6.1 Kustannusanalyysi ... 30
6.2 Kulutusanalyysi ... 31
6.3 Tariffi- ja siirtotuotekohtaisten hintakomponenttien laskenta ja
siirtohinnaston muodostaminen ... 33
6.4 Tulosten vertailua ja johtopäätöksiä ... 38
7.SIIRTOHINNOITTELUN KEHITYSMAHDOLLISUUKSIA ... 42
8.YHTEENVETO ... 44
9. LÄHTEET ... 46
LYHENTEET JA MERKINNÄT
ALV Arvonlisävero
EV Energiavirasto
JHA Jälleenhankinta-arvo
kV Kilovoltti, jännitteen yksikkö kW Kilowatti, tehon yksikkö
kWh Kilowattitunti, energian yksikkö kWh/h Tuntitehon yksikkö
NKA Nykykäyttöarvo
Tuntiteho Yhden tunnin keskimääräinen teho, yksikkönä kWh/h
Verkonhaltija Verkkopalveluita myyvä sähköyhtiö, jonka hallinnassa on kantaverkkoa, suurjännitteistä jakeluverkkoa tai jakeluverkkoa
1. JOHDANTO
Sähköverkkoliiketoiminta on Suomessa maantieteellisiin alueisiin jakautuneisiin monopoleihin perustuvaa liiketoimintaa, jota valvoo työ- ja elinkeinoministeriön hallinnonalaan kuuluva Energiavirasto (EV). On katsottu, että ei ole taloudellisesti kannattavaa pitää rinnakkaisia sähkönjakeluverkkoja samalla alueella, joten sähkönjakeluliiketoimintaa pidetään luonnollisena monopolina. Sähkönsiirron hinnoittelun osalta EV valvoo hintojen kohtuullisuutta, joka perustuu EV:n julkaisemiin valvontamenetelmiin, jotka vahvistetaan neljän vuoden mittaisille valvontajaksoille etukäteen. Nykyinen valvontajakso kattaa vuodet 2016–2019.
Älykkäät sähköverkot, hajautetun tuotannon ja mikrotuotannon yleistyminen sekä koventuneet toimitusvarmuusvaatimukset vaativat sähköverkkoyhtiöiltä mukautumista, mikä aiheuttaa hinnoittelupainetta sähkönsiirrolle. Sähköenergian käytössä ja tuotannossa on tapahtumassa muutoksia, joiden keskeisimpiä tavoitteita ovat energian säästö ja tuotannon päästöjen pienentäminen. Yhä enemmän käytetään hajautettua tuotantoa, joka perustuu usein uusiutuviin energianlähteisiin, kuten tuuli- ja aurinkoenergiaan, joiden tuotannon ennustettavuus perinteisiin sähköntuotantolaitoksiin nähden on heikompi. Perinteisesti sähköenergiaa on siirretty suurilta voimalaitoksilta sähkövoimajärjestelmän kautta loppukäyttäjille, mutta nykyään siirretyn energian suunta saattaa usein olla myös sähkönkäyttöpaikalta sähköverkkoon. Nämä muutokset luovat sähköverkkoliiketoiminnalle uudenlaisia haasteita, ja ne koskettavat myös sähkönsiirron hinnoittelua. Haasteiden ohella sähköverkkojen kehitys esimerkiksi etäluettavien sähkömittarien yleistymisen myötä tuo luonnollisesti myös uusia mahdollisuuksia hinnoitteluun.
Nurmijärven Sähkö -konserni on energia-alan yritys, jonka toiminnan tavoitteena on tuottaa asiakkailleen energiaa ja palveluja ympäristövastuullisesti ja kustannustehokkaasti. Konserniin kuuluvat emoyhtiö Nurmijärven Sähkö Oy, joka vastaa sähkön myynti- sekä kaukolämpöliiketoiminnasta, ja tytäryhtiö Nurmijärven Sähköverkko Oy, joka puolestaan vastaa verkkoliiketoiminnasta omalla sähkönjakelualueellaan.
Konsernin liikevaihto vuonna 2015 oli noin 29 miljoonaa euroa, josta Nurmijärven Sähköverkko Oy:n osuus oli noin 11 miljoonaa euroa. Työssä on käytetty vuoden 2015 aineistoa, joka oli työn aloittamisen jälkeen viimeisin vuosi, jolta aineistoa oli saatavilla.
Diplomityön tavoitteena on ollut luoda teoreettinen pohja Nurmijärven Sähköverkko Oy:n siirtotuotteiden kehitystä varten yleisten hinnoitteluperiaatteiden mukaisesti. Erityisesti työn tuloksena syntyy aiheuttamisperiaatetta noudattelevat tariffit asiakkaille tarjottavien siirtotuotteiden määrittelyn pohjaksi.
2. SÄHKÖNJAKELUVERKKOTOIMINTA
Vuonna 1995 voimaan astuneen uuden sähkömarkkinalain myötä Suomen sähkömarkkinat avattiin asteittain vapaaksi kilpailulle sähkön tuotannon ja myynnin osalta. Samana vuonna aloitti toimintansa Sähkömarkkinakeskus, joka myöhemmin toimi nimellä Energiamarkkinavirasto (2000–2013) ja nykyisin nimellä Energiavirasto (EV), jonka tehtävänä on valvoa ja edistää energiamarkkinoiden toimintaa ja ilmastotavoitteiden toteutumista.
Marraskuun 1995 alusta alkaen suuret sähkönkäyttäjät, teholtaan yli 500 kW, saivat ostaa sähköenergiaa vapaasti keneltä tahansa sähkönmyyjältä. Myöhemmin 500 kW:n tehorajoitus poistui ja vuoden 1998 loppuun mennessä kaikki pienemmätkin sähkönkäyttäjät saivat mahdollisuuden sähkönmyyjän kilpailutukseen. [1]
Sähkönsiirto- ja jakeluverkkotoiminta toimivat edelleen alueellisina, luonnollisina monopoleina, sillä kansantaloudellisesti ei ole kannattavaa rakentaa kilpailevia, rinnakkaisia sähköverkkoja. Suomen sähköverkko koostuu 110–400 kV kantaverkosta, erillisistä 110 kV suurjännitteisistä jakeluverkoista sekä paikallisten sähköyhtiöiden 0,4–
70 kV:n jakeluverkoista. Sähköverkkopalveluita myyviä yhtiöitä kutsutaan myös kantaverkon-, suurjännitteisen jakeluverkon- tai jakeluverkonhaltijoiksi.
Jakeluverkonhaltijoita on Suomessa noin 80 kappaletta, joista suurimmat ovat Caruna Oy, Elenia Oy ja Helen Sähköverkko Oy. EV:n julkaisemien sähköverkkotoiminnan vuoden 2014 tunnuslukujen mukaan viisitoista suurinta sähköverkkoyhtiötä kattaa yli 70 prosenttia jakeluverkoista, sähkön käyttäjistä ja yhtiöiden liikevaihdosta – pienimmät palvelevat vain muutamaa tuhatta asiakasta. Suurin osa jakeluverkkoyhtiöistä on kunnan tai kuntaenemmistöisen osakeyhtiön omistuksessa. [2] Kuva 1 on esitetty Suomen jakeluverkonhaltijoiden asiakkaiden jakautuminen yhtiöittäin.
Kuva 1. Suomen jakeluverkonhaltijoiden asiakasmäärät yhtiöittäin vuonna 2015.
Jakeluverkkoyhtiöllä on keskimäärin noin 40 000 asiakasta mediaanin ollessa vain 14 000. [3]
Sähköverkkoyhtiöiden erilaiset omistuspohjat tulevat esiin niiden liiketoiminnallisissa strategioissa: osa yhtiöistä tavoittelee omistajilleen suurinta sallittua tuottoa, siinä missä etenkin monissa kuntaomisteisissa sähköyhtiöissä tavoitteena on tarjota oman alueensa sähkönkäyttäjille mahdollisimman edullisia verkkopalveluita. [4] [5]
2.1 Sähköverkkotoiminnan sääntely ja valvonta
Monopoliluonteensa takia sähköverkkotoiminnassa ei ole vapaalle markkinataloudelle tyypillistä kilpailua, joka toisi painetta hinnoitteluun ja palvelujen kehittämiseen. Näiden ongelmien ehkäisemiseksi sähköverkkotoimintaa säännellään Suomessa tiukasti.
Sähköverkkotoiminnan luonnollisten monopolien sääntelyn keskeisiä tavoitteita ovat syrjimättömyys ja tasapuolisuus, kohtuullisuus, jatkuvuus ja tehokkuus. Suomessa sääntely perustuu sähkömarkkinalakiin, ja valvovana viranomaisena toimii EV.
Lähtökohtana sääntelylle on, että sähköverkkoyhtiön asiakkailta keräämät siirtomaksut riittävät kattamaan verkon käytön, kunnossapidon ja kehittämisen kustannukset sekä varmistamaan sijoitetulle pääomalle kohtuullisen tuoton [6].
Sähköverkkotoiminta on luvanvaraista toimintaa, jota varten EV myöntää jakeluverkonhaltijan sähköverkkolupia. Sähköverkkoluvassa on määritelty jakeluverkonhaltijan maantieteellinen vastuualue, jolla jakeluverkonhaltijalla on yksinoikeus rakentaa jakeluverkkoa.
0 50,000 100,000 150,000 200,000 250,000 300,000 350,000 400,000 450,000 500,000
Asiakkaiden lukumäärä (kpl)
Jakeluverkonhaltija
2.1.1 Verkonhaltijan yleiset velvollisuudet
Sähkömarkkinalain neljännessä luvussa määritellään verkonhaltijoiden yleisiä velvollisuuksia [7]. Keskeisinä jakeluverkonhaltijoita koskevina sähkömarkkinalain määrääminä velvollisuuksina voidaan pitää sähkömarkkinoiden osapuolien sekä sähköverkon käyttäjien tasapuolista kohtelua, liittämis-, jakelu-, ja mittaamisvelvollisuuksia verkonhaltijan maantieteellisellä vastuualueella sekä sähkön laadusta ja sähköverkon kehittämisestä huolehtimista.
Sähkömarkkinoiden osapuolien tasapuolisella kohtelulla tarkoitetaan sitä, että verkonhaltija ei saa asettaa esteitä eri myyjien toiminnalle – esimerkiksi siirtohintaan ei saa vaikuttaa se, miltä sähkönmyyjältä sähkönkäyttäjä sähköenergiansa ostaa.
Tasapuolisuutta edellytetään myös verkonhaltijan tiedonvaihdossa (kuten mittaustietojen ja sopimustietojen välittäminen) sähkömarkkinaosapuolien kesken.
Liittämisvelvollisuudella tarkoitetaan sitä, että verkonhaltijan on pyynnöstä liitettävä verkkoonsa tekniset vaatimukset täyttävät sähkönkäyttöpaikat ja voimalaitokset ehdoilla, jotka ovat avoimia, tasapuolisia sekä syrjimättömiä ja joissa huomioidaan sähköjärjestelmän toimintavarmuus ja tehokkuus. Siirtovelvollisuuden mukaan verkonhaltijan on myytävä sähkön siirto- ja jakelupalveluja niitä tarvitseville sähköverkkonsa siirtokyvyn rajoissa. Verkkoon liittyvän ja sähkön siirto- tai jakelupalveluja käyttävien asiakkaiden maksamat korvaukset verkonhaltijalle tulee olla kohtuullisia. [7]
Verkonhaltijan on huolehdittava sähkön laadusta suunnittelemalla, rakentamalla ja ylläpitämällä sähköverkkonsa siten, että se täyttää sähkönjakelun toiminnan ja liitettävyyden kannalta tekniset laatuvaatimukset, toimii mahdollisimman luotettavasti myös muissa kuin normaalioloissa. Nämä vaatimukset ovat muiden ohella osa verkon kehittämisvelvollisuutta, joka on kirjattu tarkemmin sähkömarkkinalakiin.
Verkonhaltijan vastuulla on järjestää taseselvitystä ja laskutusta varten sähköntoimitusten mittaukset, hallita mittaustietoja ja välittää niitä sähkömarkkinaosapuolille. Mittauspalvelun järjestämisessä tavoitteena on edistää verkon käyttäjien energiatehokkuutta ja -taloudellisuutta.
2.1.2 Valvontamalli Suomessa
Energiaviraston nykyisin käyttämä valvontamalli on yhdistelmä etukäteistä ja jälkikäteistä sääntelyä. Vuosina 1995–2004 sähköverkkoyhtiöiden valvonta oli luonteeltaan jälkikäteistä ja tapauskohtaista – valvontaviranomaisen suorittamat
tutkinnat saivat alkunsa pääasiassa asiakkaiden tekemistä tutkintapyynnöistä, ja useimpiin sähköverkkoyhtiöihin kohdistui ainoastaan valvonnan uhka. [5]
Varsinainen kohtuulliseen tuottoon perustuva valvontamalli luotiin ensimmäisen Sähkömarkkinakeskuksen valvontapäätöksen (ns. Megavoima-päätös) yhteydessä vuonna 1999, ja sen kehittämistä jatkettiin edelleen uusiin tutkintapyyntöihin perustuen.
Merkittävä uudistus valvontamalliin tehtiin vuonna 2005, jolloin valvontajakson pituus nostettiin yhdestä neljään vuoteen (ensimmäisen valvontajakson ollessa poikkeuksellisesti kolme vuotta), ja mallissa siirryttiin EU-direktiivin (2003/54/EY) vaatimana osittain etukäteisvalvontaan. [8]
Etukäteisvalvonta uudistetussa valvontamallissa tarkoittaa sitä, että EV vahvistaa ennen valvontajaksoa valvontamenetelmät, jotka määrittelevät rajat muun muassa sähköyhtiöiden sallitulle tuotolle ja investointien tasolle [6]. Parhaillaan käynnissä on järjestyksessä neljäs valvontajakso, joka koskee vuosia 2016–2019.
Kuva 2 on esitetty yhteenveto EV:n valvontamenetelmistä, jotka koskevat valvontajaksoja vuosina 2016–2019 ja 2020–2023. Kuvasta selviää keskeisimmät elementit siitä, kuinka valvontamallin mukainen kohtuullinen tuotto ja toteutunut oikaistu tulos määräytyvät.
Kohtuullinen tuotto, joka lasketaan verkkotoimintaan sitoutuneen pääoman ja kohtuullisen tuottoasteen tulosta, määräytyy pääosin verkon nykykäyttöarvon (NKA) perusteella [9]. Toisin kuin monissa muissa maissa, Suomessa verkon arvon määrittämisessä käytetään kirjanpidon tasearvojen sijaan valvontaviranomaisen asettamia verkkokomponenttien yksikköhintoja [5].
Toteutunut oikaistu tulos lasketaan vähentämällä oikaistusta liikevoitosta (tai tappiosta) erilaisten kannustinten vaikutus. Kannustimia ovat investointikannustin, laatukannustin, tehostamiskannustin, innovaatiokannustin ja toimitusvarmuuskannustin. Kun toteutuneesta oikaistusta tuloksesta vähennetään kohtuullinen tuotto, saadaan laskettua tuoton alijäämä tai ylijäämä. [10]
Kuva 2. Valvontajaksojen 2016–2019 ja 2020–2023 valvontamenetelmät [10].
Valvontajakson jälkeen EV julkaisee yhtiökohtaiset valvontapäätökset, jotka velvoittavat yhtiöitä reagoimaan yli- tai alijäämäiseen tulokseen. Jos valvontajakson ajalta kertyneet toteutuneet oikaistut tulokset ovat suuremmat kuin kohtuulliset tuotot, kertyy verkonhaltijalle alijäämää. Vastaavasti, jos kohtuulliset tuotot ovat suuremmat kuin toteutuneet oikaistut tulokset, on yhtiö ylijäämäinen. Verkonhaltijat ovat velvoitettuja tasapainottamaan ali- tai ylijäämäisyys seuraavan valvontajakson aikana: yhtiö voi esimerkiksi hyvittää ylijäämiä asiakkaille laskemalla siirtomaksuja tai investoimalla sähköverkkoon sähkömarkkinalain vaatimalla tavalla.
3. SÄHKÖNSIIRRON HINNOITTELU
Suomessa ei säädellä yksittäisten siirtotariffien hintoja, vaan jakeluverkkoyhtiöille määritetään suurin kohtuullinen liikevaihto, jonka puitteissa hinnoittelu säädetään sopivaksi. Energiapalveluiden, joihin sähkönjakelu lasketaan, hinnoittelun lähtökohtana tulee olla kannustaminen kokonaisvaltaiseen energiatehokkuuteen sekä energiantuotannon ympäristövaikutusten ja kansantaloudellisten kustannusten minimointi. [11] [12]
Tyypillisen kotitalouskuluttajan (kulutus 5 000 kWh/vuosi) sähkön kokonaishinta muodostuu kolmesta likimain saman suuruisesta osasta: sähkön siirrosta (täsmällisemmin sähkönjakelu), myynnistä ja veroista. Sähkövero peritään siirtomaksun yhteydessä, ja se koostuu sähkön valmisteverosta ja huoltovarmuusmaksusta. Kuva 3 on havainnollistettu sähkön hinnan muodostumista kotitalouskuluttajaa edustavan tyyppikäyttäjän tapauksessa.
Kuva 3. Tyypillisen kotitalouskuluttajan sähkön hinnan muodostuminen. Tilanne 1.1.2017, kulutus 5 000 kWh/vuosi, sähkön kokonaishinta 15,98 snt/kWh. [13]
Sähkön siirtohinnoittelun verkkoyhtiön näkökulmasta tulisi johtaa riittävään ja ennustettavaan liikevaihtoon, jotta jakeluverkon rakentaminen, käyttö ja ylläpito voidaan pitää vaatimusten mukaisella tasolla. Kuva 4 on havainnollistettu tyypillisen jakeluverkkoyhtiön kustannusten jakautumista. Kuvasta nähdään, että valtaosa kuluista on pääomakustannuksia, jotka riippuvat tehosta. Kustannuksista vain häviöt ja kantaverkkomaksut ovat pääosin riippuvaisia siirretyn energian määrästä. Kantaverkon
kustannukset ovat pohjimmiltaan jakeluverkkojen tapaan riippuvaisia enimmäkseen tehosta, mutta kantaverkkomaksujen laskutus jakeluverkkoyhtiöiltä perustuu kuitenkin energiaan. [12]
Kuva 4. Tyypillinen jakeluverkkoyhtiön kustannusrakenne [12].
Sähkömarkkinoiden muilla toimijoilla, kuten tuottajilla, sähkönmyyjillä ja siirtoverkkoyhtiöllä on omat intressinsä, ja sähkön siirtotariffit on sovitettava niin, ettei niistä aiheudu perusteettomia ja ristiriitaisia ohjaussignaaleita. Lisäksi sähkönkäyttäjän toimintamahdollisuudet on huomioitava siten, että hinnoittelu on paitsi kohtuullista, myös ymmärrettävää ja toteutettavaa tavalliselle sähkönkäyttäjälle. [12]
3.1 Tariffisuunnittelua ohjaavat säädökset ja hinnoitteluperiaatteet
Sähköverkkotoiminnan sääntelyn näkökulmasta sähkönsiirron hinnoittelua Suomessa ohjaa sähkömarkkinalain lisäksi erinäiset valtioneuvoston sekä työ- ja elinkeinoministeriön päätökset ja asetukset sekä Euroopan Unionin asetukset ja direktiivit. Lainsäädännöllisten vaatimusten lisäksi sähkönsiirron hinnoittelussa voidaan soveltaa myös yleisiä hinnoitteluperiaatteita kuten aiheuttamisperiaate, yksinkertaisuusperiaate ja markkinahintaperiaate.
Investoinnit 32 %
Rahoitus 22 % Käyttö 30 %
Häviöt 6 %
Kantaverkkomaksut 10 %
3.1.1 Sähkömarkkinalaki
Sähkömarkkinalain yhdeksi tavoitteeksi on nimetty kilpailukykyisen hinnan turvaaminen loppukäyttäjille [7]:
”Tämän lain tarkoituksena on varmistaa edellytykset tehokkaasti, varmasti ja ympäristön kannalta kestävästi toimiville kansallisille ja alueellisille sähkömarkkinoille sekä Euroopan unionin sähkön sisämarkkinoille siten, että hyvä sähkön toimitusvarmuus, kilpailukykyinen sähkön hinta ja kohtuulliset palveluperiaatteet voidaan turvata loppukäyttäjille.”
Sähkönjakelupalveluiden tarjontaan ja niiden hinnoitteluun liittyviä yksityiskohtaisempia vaatimuksia on annettu sähkömarkkinalain [7, korostukset lisätty] luvuissa 4 ja 6, joista tämän työn kannalta keskeisiä kohtia ovat:
”Verkkopalvelujen myyntihintojen ja -ehtojen sekä niiden määräytymisperusteiden tulee lähtökohtaisesti olla kaikille tasapuolisia ja syrjimättömiä.” Kuluttajille suunnatut ehdot on esitettävä ymmärrettävästi ja selkeästi.
Verkkopalvelujen hinnoittelu tai ehdot eivät saa olla haitallisia koko sähköjärjestelmän tai energiatehokkuuden kannalta eivätkä ne saa estää kysyntäjoustopalveluiden tarjoamista.
”Jakeluverkonhaltijan on tarjottava jakeluverkkonsa käyttäjille näiden tarpeisiin soveltuvia erilaisia sähkönjakelupalveluja.” Uudistetussa, 1.9.2013 voimaan tulleessa sähkömarkkinalaissa tarkempia velvoitteita poistettiin ja annettiin markkinoille mahdollisuus kehittää erilaisia palveluja. [14]
”Sähkönjakelun hinta ei jakeluverkossa saa riippua siitä, missä verkon käyttäjä maantieteellisesti sijaitsee verkonhaltijan vastuualueella.” Energiavirasto voi kuitenkin myöntää yksittäistapauksissa poikkeuksia erillisten hintojen soveltamiseen.
Muita kuin jakeluverkonhaltijan hinnoittelua koskevia yleisiä sähkömarkkinalain asettamia velvollisuuksia on esitelty diplomityön luvussa 2.1.1.
3.1.2 EU:n energiatehokkuusdirektiivi
Joulukuussa 2012 astui voimaan Euroopan parlamentin ja neuvoston direktiivi 2012/27/EU eli niin kutsuttu energiatehokkuusdirektiivi [15], jonka tarkoituksena on varmistaa yleinen energiatehokkuustavoite vähentää Euroopan unionin
primäärienergian kulutusta 20 prosenttia vuoteen 2020 mennessä. Tämä energiatehokkuutta koskeva tavoite on osa laajempia EU:n energia- ja ilmastotavoitteita eli ns. 20-20-20-tavoitteita. Sähköverkko- ja muiden energiayhtiöiden kannalta energiatehokkuusdirektiivin tärkeimpiä tavoitteita on energiayhtiöille asetettu vaatimus vuotuisista 1,5 prosentin energiansäästöistä vuosina 2014-2020.
Sähkönsiirron hinnoittelun ja tariffisuunnittelun osalta direktiivin keskeisenä päämääränä voidaan pitää erityisesti kysynnänohjauksen tukemista: siirtotariffeista on poistettava sellaiset kannustimet, jotka voivat haitata kysyntäjouston edistämistä. Kyseinen vaatimus onkin kirjattu sähkömarkkinalakiin kuten diplomityön luvussa 3.1.1 on esitetty.
Erityisesti sähkönsiirron hinnoittelua koskevia ohjeistuksia on annettu direktiivin liitteessä 11: ”Energiaverkon sääntelyyn ja verkon verkkotariffeihin liittyvät energiatehokkuusperusteet”. Liitteessä mainitaan verkkotariffien kustannusvastaavuudesta seuraavaa:
”Verkkotariffien on oltava kustannusvastaavia niiden kustannussäästöjen suhteen, joita verkoissa on saavutettu kysyntäpuolen ja kysynnänohjaustoimenpiteillä ja hajautetulla tuotannolla, mukaan lukien säästöt, joita on saatu alentamalla toimituskustannuksia ja verkkoinvestointien kustannuksia ja optimoimalla verkon toiminta.” [15]
Lisäksi liitteessä otetaan kantaa kysynnänohjaustoimenpiteisiin seuraavasti:
”Verkkosääntely ja -tariffit eivät saa estää verkonhaltijoita tai energian vähittäismyyntiyrityksiä asettamasta saataville järjestelmäpalveluja kysynnänohjaustoimenpiteitä, kysynnän hallintaa ja hajautettua tuotantoa varten järjestäytyneillä sähkömarkkinoilla”
”Verkkotariffit tai vähittäishinnat voivat tukea loppukäyttäjien kysynnänohjaustoimenpiteiden dynaamista hinnoittelua, mukaan lukien:
a) käyttöajankohdasta riippuvat tariffit;
b) kriittisten kulutushuippujen hinnoittelu;
c) reaaliaikainen hinnoittelu; sekä d) kulutushuippujen leikkaaminen.” [15]
Voidaan siis todeta, että verkkoyhtiöitä sekä estetään hinnoittelemasta sähkönsiirtoa tavalla, joka haittaisi yleisesti kokonaisenergiatehokkuutta, että myös kannustetaan tukemaan kysynnänohjausta esimerkiksi dynaamisten siirtotariffien tai muuten kulutusta ohjaavan sähkönsiirron hinnoittelun avulla.
3.1.3 Aiheuttamisperiaate eli kustannusvastaavuus
Sähkönsiirron hinnoittelussa aiheuttamisperiaatteella tarkoitetaan sitä, että sähkönsiirtomaksut pyritään kohdistamaan asiakkaille sen perusteella, miten nämä asiakkaat aiheuttavat kustannuksia sähköverkkoyhtiölle. Aiheuttamisperiaatteen mukaisesta hinnoittelusta käytetään myös termiä kustannusvastaava hinnoittelu.
Esimerkiksi jakeluverkon keskijänniteportaaseen liittyneen sähkönkäyttäjän ei tulisi joutua kattamaan siirtomaksuillaan niitä kustannuksia, jotka aiheutuvat pienjänniteverkon käytöstä ja ylläpidosta.
Jotta aiheuttamisperiaate voisi toteutua täydellisesti, täytyisi jokaisella sähköverkon asiakkaalla olla oma räätälöity siirtotariffinsa. Tämä edellyttäisi myös nykyistä paljon tarkempia mittauksia ja kustannusten jaottelua, missä ongelmaksi tulisi myös tulkinnanvaraisuus. Käytännössä näin tarkka hinnoittelumalli ei olisi tarkoituksenmukainen eikä edes mahdollinen toteuttaa, sillä se olisi ristiriidassa muiden hinnoitteluperiaatteiden, kuten yksinkertaisuusperiaatteen, kanssa.
Vakiintunut käytäntö on, että aiheuttamisperiaatetta sovelletaan yksittäisten asiakkaiden sijaan asiakasryhmiin, jolloin aiheuttamisperiaate toteutuu keskimäärin asiakasryhmittäin. Yksi tapa tarkastella jakeluverkon käyttäjiä asiakasryhmittäin on jakaa käyttäjät sähkönkäyttöpaikan pääsulakekoon sekä käytössä olevan tariffityypin mukaan.
3.1.4 Tasapuolisuus ja syrjimättömyys
Kuten edellä luvussa 3.1.1 on esitetty, sähkömarkkinalain mukaan verkkopalvelujen myyntihintojen ja –ehtojen tulee olla tasapuolisia ja syrjimättömiä. Tasapuolisuudella tarkoitetaan yhteiskunnan sisäistä tulonjakoa valvottavien yritysten omistajien ja asiakkaiden välillä [16]. Tasapuolisuus liittyy myös sähkönsiirron hinnoittelun kustannusvastaavuuteen: tavoitteena on, että asiakasryhmät maksavat mahdollisimman tasapuolisesti verkkoyhtiölle aiheuttamansa kustannukset [16].
Erityinen sähkömarkkinalaissa annettu vaatimus sähkönsiirron hinnoittelulle on etäisyydestä riippumaton hinnoittelu, eli hinnoittelu ei saa riippua siitä, missä käyttäjä maantieteellisesti sijaitsee jakeluverkonhaltijan vastuualueella. Jos verkonhaltijalla on maantieteellisesti erillään sijaitsevia verkkoalueita, tulee niissä kuitenkin soveltaa omia jakeluhintoja [7].
3.1.5 Ymmärrettävyys
Sähkönsiirron hinnoittelun tulee olla riittävän ymmärrettävää myös tavallisille sähkönkäyttäjille, jotka eivät omaa asiantuntemusta sähkövoimajärjestelmän osalta.
Asiakkaan tulee saada helposti käsitys siitä, kuinka tämän sähkön siirtomaksu muodostuu. Hinnastojen tulee olla myös julkisia sekä helposti saatavilla.
Ymmärrettävyysperiaate voi rajoittaa kustannusvastaavamman tehopohjaisen tai dynaamisempien tariffien tuomista kuluttaja-asiakkaille. Esimerkiksi huipputehoon pohjautuva tai sähköverkon kuormituksen mukaan määräytyvä tariffi vaatisi käyttäjältä entistä huolellisempaa perehtymistä paitsi itse hinnastoon, myös oman energiankulutuksensa ajalliseen jakautumiseen ja eri laitteiden energiankulutuksiin.
3.1.6 Energiatehokkuuteen kannustavuus
Siirtohinnoittelun tulee ohjata asiakkaita sähköjärjestelmän tehokkaaseen käyttöön ja energian säästämiseen. Kokonaisenergiatehokkuutta verkkoyhtiön näkökulmasta tarkasteltaessa käytetyn energian lisäksi oleellista on saada pienennettyä tehohuippuja, sillä verkkosuunnittelussa verkon maksimiteho on usein mitoittava tekijä. Tasaisemmalla tehon ajallisella jakautumisella saadaan sähköverkon kapasiteetti hyödynnettyä paremmin, jolloin voitaisiin mahdollisesti saavuttaa kustannussäästöjä pidemmällä aikavälillä.
3.2 Siirtotuotteiden rakenne
Jakeluverkkoyhtiöiden siirtotuotteet rakentuvat hintakomponenteista, joita tyypillisesti ovat perusmaksu, kulutusmaksu (myös kutsuttu energiamaksuksi), pätötehotehomaksu ja loistehomaksu. Näiden lisäksi myös sähkövero peritään siirtolaskussa jakeluverkkoyhtiön toimesta. Erityyppisillä sähkönkäyttöpaikoilla (asiakkailla) sähkön siirtolasku muodostuu vaihtelevasta määrästä komponentteja riippuen asiakkaan käytössä olevasta siirtotuotteesta.
3.2.1 Perusmaksu
Perusmaksu on kiinteä maksu, joka sähkönsiirtohinnastoissa useimmiten ilmoitetaan kuukausimaksuna. Perusmaksun suuruus vaihtelee tariffityypeittäin ja se on yleensä kytköksissä liittymän kokoon: perusmaksu voi olla esimerkiksi määritetty jokaiselle sulakeportaalle erikseen, tai se voi olla samansuuruinen tietyn tariffiryhmän sisällä riippumatta sulakekoosta.
3.2.2 Kulutusmaksu
Kulutusmaksu on muuttuva maksu, joka riippuu sähkönkäyttöpaikalla kulutetusta sähköenergiasta, ja siitä käytetäänkin myös nimeä energiamaksu ja joissain yhteyksissä myös siirtomaksu. Kulutusmaksu on terminä yksikäsitteisempi, sillä energiamaksun voi helposti sekoittaa sähköenergian myyntiin liittyvään maksuun.
Kulutusmaksu on tariffityypistä riippuen yksi- tai useampiaikainen. Yksiaikaisessa siirtotuotteessa maksu kulutettua kilowattituntia kohden on aina saman hintainen riippumatta käytön ajoittumisesta. Kaksiaikaisesta siirtotuotteesta yksi esimerkki on yö- /päiväsähkö –tyyppinen siirtotuote, jossa yöajalle (klo 22 – 07 välinen aika) ja päiväajalle (07 – 22) on asetettu eri hinta kilowattituntia kohden. Toinen yleinen useampiaikainen siirtotuote on kausisähkö tai kausisiirto, jossa on määritetty eri hinta talviarkipäiville (esimerkiksi marras-maaliskuun arkipäivät maanantaista lauantaihin klo 7–22) ja muulle ajalle.
Tyypillisesti pienkuluttajille suunnatuissa sähkönsiirtotuotteessa kulutusmaksu on ainoa maksukomponentti, johon asiakas voi omilla sähkönkäyttötavoillaan vaikuttaa.
3.2.3 Pätötehomaksu
Tehomaksu on siirtotuotteessa hintakomponentti, joka määräytyy sähkönkäyttöpaikan vaatiman pätötehon mukaan. Tehomaksukomponentin sisältävää siirtotuotetta kutsutaan tehosiirtotuotteeksi tai lyhyemmin tehotuotteeksi. Tehomaksu on aiheuttamisperiaatteen kannalta perusteltu siirtotuotteen komponentti, sillä jakeluverkon siirtokapasiteetti on mitoitettava tarvittavan huipputehon mukaan.
Sähkönkäyttäjän huipputeho, jota käytetään tehomaksun määrittämisessä, lasketaan yleisesti kyseisen käyttöpaikan kulutushistoriasta. Huipputeholla tehomaksun yhteydessä tarkoitetaan useimmiten tuntitehoa, eli yhden tunnin keskimääräistä tehoa, joka mitataan automaattisesti sähkön kulutusmittarilla. Nykyisin sovelletuissa tehotuotteissa on lukuisia vaihtoehtoja laskutettavan tehon laskentatavalle, joita on havainnollistettu Kuva 5.
Kuva 5: Nykyisin sovellettavia tehomaksujen määräytymisperusteita. [17]
Nurmijärven Sähköverkko Oy:n tapauksessa tehotuotteita on kaksi (Keskijännitetehosiirto 1 ja 2). Tuotteita sovelletaan KJ-verkkoon liitetyille asiakkaille ja tuotteiden sisältämät pätötehomaksut määräytyvät seuraavasti:
”Laskutettava teho molemmissa tariffeissa on kahden suurimman mitatun yhden tunnin tehon keskiarvo talvikaudella, joka on sopimuksen alkamishetkestä lukien mitattu. Talvikausi on 1.11. - 31.3. välinen aika.” [17]
Tehomaksun laskutettava teho määräytyy siis koko siltä ajalta, jolloin sopimus on ollut voimassa. Tämä tekee tehomaksusta kiinteäluontoisen ja helposti ennustettavan, mutta se rajoittaa asiakkaan mahdollisuuksia vaikuttaa sähkölaskunsa suuruuteen.
Huipputehojen määrittämisessä otetaan huomioon vain talvikuukaudet siksi, että se ohjaisi asiakkaita rajoittamaan tehonkäyttöä kylmänä ajanjaksona, johon pääsääntöisesti myös koko verkon kuormitushuiput ajoittuvat.
Perinteisesti tehomaksu on kuulunut vain suurempien sähkönkäyttäjien siirtotuotteisiin, mutta mittalaitteiden kehittymisen myötä siirron tehotuotteita on alettu tarjota myös pienemmille sähkönkäyttäjille. Kuitenkin edelleen vain pienellä osalla jakeluverkkoyhtiöiden asiakkaista sähkölaskuun sisältyy tehosta riippuva hintakomponentti. Muissa kuin tehosiirtotuotteissa hinta määräytyy tyypillisesti käyttöpaikan pääsulakekoon mukaan, ja tehomaksu on pääosin sisällytetty
perusmaksuun, eli aiheuttamisperiaatteen mukainen laskennallinen tehomaksu on muunnettu yksinkertaisempaan muotoon osaksi perusmaksua.
3.2.4 Loistehomaksu
Usein tehosiirtotuotteissa on mukana myös loistehomaksu, joka määräytyy yleensä vastaavalla tavalla kuin pätötehon tehomaksu: pätötehohuipun sijasta loistehomaksun laskutettava teho määräytyy (yleensä induktiivisen) joltakin aikaväliltä mitatun loistehohuipun tai useamman loistehohuipun keskiarvon mukaisesti. Yleinen käytäntö jakeluverkkoyhtiöillä on, että loistehoa laskutetaan vain ns. ilmaisosuuden ylittävältä loistehon osalta. Loistehon ilmaisosuus määräytyy prosenttiosuutena pätötehon arvosta.
Loistehomaksuna voidaan periä eri hinta induktiivisesta ja kapasitiivisesta loistehosta.
Loisteho on sähkötekninen tekijä, joka kasvattaa sähköjohdoissa kulkevaa virtaa ja näin ollen aiheuttaa kustannuksia suuremman siirtokapasiteettitarpeen ja kasvaneiden häviöiden takia. Lisäksi loistehon kompensointilaitteistot aiheuttavat verkkoyhtiölle investointikustannuksia. Loistehomaksua on perinteisesti peritty vain suurilta sähkönkäyttäjiltä, sillä ei ole ollut taloudellisesti kannattavaa mitata loissähköä pienemmiltä käyttäjiltä [9]. Kehittyneiden sähkömittareiden myötä loissähkön mittaaminen yleistyy, mutta kuluttajille suunnatuissa siirtotuotteissa loistehomaksun käyttöönottoa rajoittaa myös maksun määräytymisperusteiden vaikeaselkoisuus – sähkömarkkinalain vaatimus verkkopalvelujen myyntiehtojen ymmärrettävyydestä ei välttämättä täyttyisi.
Nurmijärven Sähköverkko Oy:ssä loistehomaksujen ensisijainen tarkoitus on toimia sähkönkäyttäjiä ohjaavana maksuna, jotta paljon loistehoa käyttävät asiakkaat sijoittaisivat omiin loistehon kompensointilaitteisiin tai vähentäisivät loistehon tarvettaan ennemmin kuin maksaisivat verkkoyhtiölle loistehon käytöstä.
4. NURMIJÄRVEN SÄHKÖVERKKO OY:N NYKYISET SIIRTOTUOTTEET
Nurmijärven Sähköverkko Oy:llä on nykyisin tarjolla pienjänniteasiakkaille kolme erilaista sähkönsiirtotuotetta, Yleissiirto, Kausisiirto ja Aikasiirto. Näiden lisäksi keskijänniteasiakkaille on tarjolla kaksi erilaista tehosiirtotuotetta, Keskijännitetehosiirto Tariffi 1 ja 2. Kuva 6 on esitetty yrityksen verkkosivuilla ilmoitettu vuonna 2017 voimassa ollut hinnasto.
Kuva 6. Nurmijärven Sähköverkko Oy:n siirtotuotteiden hinnasto huhtikuussa 2017.
Hinnat sisältävät arvonlisäveron (ALV) (24 %), mutta eivät sähköveroa. [18]
Seuraavissa kuvissa Kuva 7, Kuva 8 ja Kuva 9 on esitetty Nurmijärven Sähköverkko Oy:n siirtotuotteiden suhteelliset osuudet asiakkaiden (sähkönkäyttöpaikkojen) lukumäärästä, siirretystä energiasta ja siirtomaksujen tuottamasta liikevaihdosta.
Kuva 7. Asiakasmäärien suhteelliset osuudet siirtotuotteittain vuonna 2015.
Kuva 8. Asiakkaille siirretyn energian suhteelliset osuudet siirtotuotteittain vuonna 2015.
Yleissiirto 55%
Kausisiirto 44%
Aikasiirto 1%
KJ- tehosiirto 1
ja 2 0%
Yleissiirto 18%
Kausisiirto 65%
Aikasiirto 1%
KJ- tehosiirt
o 1 ja 2 16%
Kuva 9. Siirtomaksuista kertyneen liikevaihdon suhteelliset osuudet siirtotuotteittain vuonna 2015.
Kuvat havainnollistavat, että Nurmijärven Sähköverkon asiakaskunta on siirtovolyymiltään voimakkaasti painottunut Kausisiirto-tuotteelle, vaikka asiakasmäärältään Yleissiirto on yleisin tuote. Yleissiirron tyypillisiä asiakkaita ovat kerrostaloasujat, joiden sähkönkulutus on pientä. Kausisiirron alla on suuri joukko asiakkaita, jotka käyttävät sähköä asunnon lämmitykseen. Nykyisellä hinnoittelulla kertynyt liikevaihto jakautuu eri tuotteille suunnilleen samassa suhteessa kuin siirretty energian määrä.
4.1 Pienjännitetuotteet
Nurmijärven Sähköverkko Oy:llä on tarjolla kolmen tyyppisiä siirtotuotteita, Yleissiirto, Kausisiirto ja Aikasiirto, jotka edelleen jakautuvat sulakeportaisiin. Yleisimmät tuotteet ovat Yleissiirto sekä Kausisiirto, joiden piirissä on 99 % kaikista Nurmijärven Sähköverkko Oy:n asiakkaista. Saman tariffityypin sisällä asiakkaat eroavat kuitenkin suuresti pääsulakekoon vaihdellessa 1x25 A –sulakkeesta aina 3x1 600 A - pääsulakekokoon asti.
Nykyiset pienjännitesiirtotuotteet ovat kaikki perinteisiä nk. sulaketuotteita, jotka koostuvat pelkästään kahdesta hintakomponentista: pääsulakekoon mukaan määräytyvästä perusmaksusta ja energian kulutuksesta riippuvasta kulutusmaksusta.
Perusmaksut eri pääsulakeko’oille on listattu 3x100 A -kokoon asti, jonka jälkeen perusmaksu lasketaan kertomalla pääsulakkeen ampeerimäärä tietyllä yksikköhinnalla (€/A). Pääsulakekoolle ei ole asetettu maksimirajaa hinnastossa.
Yleissiirto 26%
Kausisiirto 66%
Aikasiirto 1%
KJ-tehosiirto 1 ja 2
7%
Yleissiirto on tyypillinen yksiaikatariffi, joka soveltuu sulakeporrastuksen takia kuitenkin hyvin eri tyyppisille sähkönkäyttäjille. Suurin osa yleissiirtotuotteen käyttäjistä on pieniä sähkönkäyttäjiä, kuten kerrostalo- tai pientaloasukkaita, jotka eivät käytä sähköä lämmitykseen.
4.2 Keskijännitetuotteet
Keskijänniteportaaseen liittyneille asiakkaille on tarjolla kaksi erilaista tehosiirtotuotetta, jotka koostuvat perus- ja kulutusmaksun lisäksi pätö- ja loistehoista riippuvista tehomaksuista. Keskijännitetehosiirto Tariffi 1 ja 2 ovat tehomaksukomponenteiltaan samat, mutta eroa on perus- ja kulutusmaksuissa. Suurin osa (21 kpl) KJ-asiakkaista on Tariffi 1:n piirissä vain yhden käyttäessä Tariffi 2:sta.
Toisin kuin pienjänniteasiakkaille suunnatuissa sulaketuotteissa, keskijännitesiirtotuotteissa ei ole pääsulakekoosta tai laskennallisesta maksimitehosta riippuvaa hintakomponenttia, vaan sen tilalla on tehosta riippuvat pätö- ja loistehomaksut. Toteutuneisiin pätö- ja loistehoarvoihin perustuvat siirtotuotteet soveltuvat joustavasti keskenään hyvin erilaisille, suurille sähkönkäyttäjille.
Keskijännitesiirtotuotteissa asiakas on liittynyt suoraan 20 kV verkkoon, ja omistaa itse jakelumuuntamonsa.
5. SÄHKÖN SIIRTOHINNOITTELUPROSESSI
Tässä työssä kuvailtu sähkön siirtohinnoitteluprosessi etenee siten, että kustannus- ja kulutustietoja käyttämällä määritellään aiheuttamisperiaatetta mukaileva hinnasto, jonka tarkoitus on toimia teoreettisena perustana lopullisten hintojen määrittämiseen.
Aiheuttamisperiaatteen mukaisen eli kustannusvastaavan hinnoittelun päämääränä on se, että sähköverkkoa käyttävä asiakas osallistuu niihin ja vain niihin kustannuksiin, joita tämä sähköverkkopalvelun käytöllään aiheuttaa verkkoyhtiölle. Koska yksittäisille asiakkaille räätälöityjä siirtohintoja ei voida käytännössä toteuttaa, pyritään laskennassa määrittämään hinnasto niin, että aiheuttamisperiaate toteutuu keskimääräisesti asiakasryhmille.
Sähkönjakeluverkkoyhtiön kustannukset ovat tyypillisesti suurelta osin yhteisiä eri asiakasryhmille, eikä kustannuksia voida suoraviivaisesti jakaa eri siirtotuotteille.
Kustannusten määrittämisessä käytetään apuna yhtiön kirjanpitoa, budjettiraportteja sekä valvontamallin mukaisia jälleenhankinta-arvoja (JHA) ja nykykäyttöarvoja (NKA).
5.1 Kustannusanalyysi
Sähkön siirtohinnoitteluprosessin alkuvaiheessa on suoritettava kustannusanalyysi, jonka tarkoituksena on selvittää sähkönsiirrosta aiheutuneet kustannukset ja saattaa ne sellaiseen muotoon, että ne voidaan kohdistaa tariffirakenteiden eri osiin aiheuttamisperiaatteen mukaisesti. Jakeluverkkoyhtiön kustannukset ovat tyypillisesti yhteisiä eri asiakkaille ja asiakasryhmille, ja niiden jakamisessa joudutaan tekemään tulkinnanvaraisia päätöksiä. Yksittäisiä kustannuseriä olisi tarpeettoman monimutkaista jakaa suoraan tietyille asiakasryhmille tai siirtotuotteille, joten kustannukset jaetaan sen sijaan kustannuspaikoille.
Kustannusanalyysin tarkkuus on tärkeää kustannusvastaavan hinnaston muodostamisessa, mutta laskentaa tehdessä on myös huomioitava tarkoituksenmukaisuus: kaikkia pienimpiäkin kustannuseriä ei ole syytä lähteä erittelemään, sillä tarkemmalla erittelyllä ei todennäköisesti ole merkittävää vaikutusta lopputulokseen. Lisäksi liian monimutkainen laskenta vaikeuttaa työn tulosten hyödyntämistä jatkossa. Tässä työssä sähkönsiirrosta aiheutuneet kustannukset on selvitetty käyttäen yrityksen yksityiskohtaista tuloslaskelmaa sekä myyntiraportteja.
5.1.1 Kustannuslaskentamenetelmät
Siirtotoiminnan kustannuksia määritettäessä käytetään tyypillisesti keskikustannusmenetelmää tai rajakustannusmenetelmää. Ei ole yhtä oikeaa kustannuslaskentamenetelmää, vaan menetelmän soveltuvuuteen vaikuttaa yrityksen toimintaympäristö, tietojen saatavuus, kustannusten kohdistamisperiaate ja vaadittu tarkkuus. [19] Menetelmän valinta vaikuttaa siihen, kuinka hyvin aiheuttamisperiaate sähkönsiirron hinnoittelussa toteutuu.
Keskikustannusmenetelmässä kustannuspaikalle kohdistetut kustannukset jaetaan sopivaksi katsotulla kustannusajurilla (teho, energia tai asiakasmäärä), jolloin tuloksena saadaan kustannusajurista riippuva yksikkökustannus, esimerkiksi snt/kWh.
Keskikustannusmenetelmässä käytetään yksittäisen vuoden kustannustietoja, ja se antaa luotettavia tuloksia erityisesti silloin, kun kustannusrakenteessa ei tapahdu suuria muutoksia eri vuosien välillä. [20] Käyttöasteen noustessa keskikustannukset laskevat tiettyyn pisteeseen asti, jonka jälkeen keskikustannukset alkavat nousta jyrkästi. [21]
Rajakustannusmenetelmässä ajatuksena on selvittää rajakustannukset eli siirtotoiminnan kustannukset, jotka aiheutuvat toiminta-asteen nostamisesta yhdellä yksiköllä. Toiminta-asteen nostamisella voidaan tarkoittaa esimerkiksi uutta asiakasta, tehonkasvua yhdellä kilowatilla tai energiankulutuksen kasvua yhdellä kilowattitunnilla.
Matemaattisesti kuvailtuna rajakustannusmenetelmässä asetetaan koordinaatistoon eri vuosien (toteutuneet ja ennustetut) kustannukset tietyn ominaissuureen funktiona, ja näille pisteille sovitetun regressiosuoran kulmakerroin muodostaa rajakustannuksen.
Rajakustannusmenetelmää pidetään yleisesti aiheuttamisperiaatteen paremmin toteuttavana, mutta myös työläämpänä, monimutkaisempana ja siten riskialttiimpana menetelmänä verrattuna keskikustannusmenetelmään [21]. Jotta rajakustannusmenetelmä antaisi tarkkoja tuloksia, täytyisi laskentaa varten hyödyntää rajakustannustietoja ja ennusteita useiden vuosien ajalta, sillä verkkoyhtiöiden pitkäaikaiset investoinnit aiheuttavat helposti suuria vaihteluita lyhyen aikavälin rajakustannuksiin [20].
5.2 Kustannusten määrittäminen ja kustannuspaikat
Sähkön siirrosta aiheutuneita yksittäisiä kustannuseriä on vaikeaa kohdistaa suoraan tietyille asiakas- tai siirtotuoteryhmille, jolloin apuna käytetään niin sanottuja kustannuspaikkoja. Tarkoituksenmukaista on valita kustannuspaikat siten, että tietyn asiakasryhmän sähkönkäytön osuus kustannuspaikan kapasiteetista on määriteltävissä [9]. Kustannuspaikkojen kustannukset jaetaan lopulta sopivilla mitoitussuureilla, jolloin
saadaan tulokseksi keskikustannukset jaettavaksi tariffien maksukomponenteille. Kuva 10 on esitetty tyypillisiä jakeluverkkoyhtiön kustannuspaikkoja ja niihin liittyviä mitoitussuureita.
Kuva 10. Tyypillisiä jakeluverkkoyhtiön kustannuspaikkoja ja näihin liittyviä mitoitussuureita [11].
Se, millaiseen kustannuspaikkojen valintaan päädytään, riippuu saatavilla olevien kustannus- ja kulutustietojen tarkkuudesta. Verkkoyhtiön kirjanpidosta saattaa löytyä suoraan tietyille kustannuspaikoille hyvin sopivia kustannuseriä, mutta joidenkin kustannuserien kohdistaminen esimerkiksi tietyille verkonosille on usein vaikeaa.
5.2.1 Poistot
Poistot ovat pääomakustannuksia, jotka kuvaavat sähköverkko-omaisuuden arvon laskemisesta aiheutuneita kustannuksia. Pitkäaikaisen investoinnin kustannukset jaksotetaan vuosittaisiksi kustannuseriksi sille aikavälille, jonka kyseisen investoinnin arvioidaan olevan käytössä. Verkkotoiminnalle on tyypillistä, että sähköverkko- omaisuuden investoinnit ovat suuria ja komponenttien pitoajat pitkiä, jopa kymmeniä vuosia. Sähköverkko-omaisuuden investointikustannuksia laskettaessa käytetään
tavallisesti tasapoistomenetelmää, jossa vuotuinen tasapoistoerä saadaan yksinkertaisesti jakamalla kunkin verkkokomponentin JHA sen pitoajalla.
Energiaviraston valvontamalliin sisältyy investointikannustin, jonka tarkoitus on mahdollistaa verkonhaltijalle kustannustehokkaiden investointien ja korvausinvestointien tekemistä [10]. Kannustimessa lasketaan verkkokomponenttien yksikköhintojen ja pitoaikojen perusteella oikaistut tasapoistot, jotka vaikuttavat verkonhaltijakohtaisen toteutuneen oikaistun tuloksen määrittämisessä. Valvontamallin mukaiset tasapoistot voivat kuitenkin poiketa jakeluverkkoyhtiön kirjanpidossa käytetyistä poistoeristä. Koska valvontamalli antaa verkonhaltijan toiminnalle taloudelliset rajat, on hinnoitteluprosessin kustannuslaskennassa perusteltua käyttää valvontamallin mukaisia tasapoistoja kirjanpidon poistoerien sijaan.
5.2.2 Häviöt ja kantaverkkomaksut
Jakeluverkoissa tapahtuu häviöitä, jotka aiheuttavat häviökustannuksia, kun verkkoyhtiö joutuu ostamaan korvaavan määrän häviösähköä. Verkonhaltija on myös velvollinen maksamaan kantaverkkoyhtiö Fingridille kantaverkkomaksuja.
Sähköverkon häviöt aiheutuvat pääosin sähköjohdoissa ja muuntajissa, joissa osa siirrettävästä tehosta muuttuu lämmöksi. Häviöt voidaan jakaa vielä erikseen kuormitushäviöihin, jotka edustavat suurinta osaa jakeluverkon häviöistä, sekä tyhjäkäyntihäviöihin. Kuormitushäviöt ovat verrannollisia johtimissa kulkevan virran neliöön eli ne kasvavat eksponentiaalisesti kuormituksen kasvaessa. Muuntajissa esiintyvät tyhjäkäyntihäviöt pysyvät likipitäen vakiona kuormituksesta riippumatta. On arvioitu, että tyhjäkäyntihäviöt muodostavat tyypillisesti noin 25–40 % jakeluverkoston häviöistä [22].
Korkeammilla jännitetasoilla voidaan siirtää sama määrä tehoa pienemmällä virralla kuin matalammilla jännitetasoilla, mistä johtuen kuormitushäviöitä syntyy suhteellisesti vähemmän suur- ja keskijänniteverkoissa kuin pienjänniteverkossa. Voimalaitosten tuottamasta sähköenergiasta kului vuonna 2015 noin 1 % siirtohäviöinä ja 2 % jakeluhäviöinä [23].
Mitä suuremmalla jännitetasolla sähköä siirretään, sitä pienemmät ovat suhteelliset kuormitushäviöt. Nurmijärven Sähköverkko Oy:n häviöiden jakautumisesta pien- ja keskijänniteverkoille ei ole tarkkaa tietoa, joten tässä työssä on käytetty arviona samaa suhdetta kuin Mikael Grundströmin diplomityössä, jossa Lappeenrannan Energialaitoksen sähköverkon häviöistä tapahtui 70 % PJ-verkossa ja 30 % KJ-verkossa [24]. Nurmijärven ja Lappeenrannan sähköverkot ovat PJ- ja KJ-verkkojen johtopituuksia
vertaamalla hyvin samankaltaiset [25], joten myös häviöiden jakautumisen voidaan olettaa olevan näissä jakeluverkoissa samaa luokkaa. Siirretystä energiasta riippuvat kantaverkkomaksut on puolestaan jaettu KJ- ja PJ-käyttöpaikkojen (asiakkaiden) vuosienergioiden suhteessa näille jänniteportaille. Häviökustannukset ja kantaverkkomaksut on saatu yhtiön vuoden 2015 tuloslaskelmasta.
Talvikaudella, jolloin verkon kuormitus on suurimmillaan ja kasvaneen kysynnän myötä myös häviösähkön hankintahinnat korkeampia, muodostuu suhteellisesti enemmän häviökustannuksia kuin muuna aikana. Talvikaudella myös kantaverkkomaksut ovat keskimäärin kalliimpia kesään verrattuna.
5.2.3 Operatiiviset kustannukset
Operatiiviset kustannukset ovat sähköverkkoyhtiön varsinaisesta toiminnasta, kuten verkon käytöstä, ylläpidosta ja yhtiön hallinnosta, aiheutuvia kustannuksia. Myös häviöt ja kantaverkkomaksut ovat luonteeltaan operatiivisia kustannuksia, mutta ne on käsitelty tässä työssä omina kustannuserinään.
Operatiivisiin kustannuksiin on laskettu yrityksen tuloslaskelmasta kaikki sellaiset varsinaisen liiketoiminnan kulut, jotka eivät lukeudu poistoihin, häviöihin tai kantaverkkomaksuihin. Näitä ovat muun muassa aine- ja tarvikeostot, huolto- ja asennuspalvelut, henkilöstökulut, toimitilojen ja ajoneuvojen kulut IT-kulut sekä markkinoinnin ja hallinnon kulut.
Tässä diplomityössä operatiiviset kustannukset on jaettu kustannuspaikoille näiden jälleenhankinta-arvojen suhteessa. Tämän menettely katsottiin olevan riittävän tasapuolinen ja työn tavoitteisiin nähden tarkoituksenmukainen, joten siihen päädyttiin vallitsevan näkemyksen perusteella.
5.3 Kulutusanalyysi sekä osallistumis- ja tasoituskertoimet
Jotta tehoista riippuvia kustannuksia voidaan kohdistaa aiheuttamisperiaatteen mukaisesti eri asiakasryhmille, on selvitettävä näiden asiakasryhmien osallistuminen verkon kuormitukseen. Kulutusanalyysin tarkoituksena on selvittää jakeluverkon eri osien ja asiakasryhmien kulutuksia hinnoitteluprosessin käyttöön. Tuloksena saadaan laskettua osallistumis- ja tasoituskertoimia asiakasryhmille ja tariffeille, joita voidaan hyödyntää suoraan kustannusten kohdistamisessa.
Koska jakeluverkko on mitoitettava tarvittavan huipputehon mukaisesti, on huipputehot erityisen kiinnostavia suureita kulutusanalyysin kannalta. Aiemmin sähkönkäyttäjien
kuormituksia on laskettu erilaisille tyyppikäyttäjille määriteltyjen kuormitusmallien avulla, jotka perustuvat Sähkölaitosyhdistyksen vuonna 1992 julkaisemaan sähkön käytön kuormitustutkimukseen [4]. Nykyisten etäluettavien sähkömittarien avulla asiakkaiden kuormituksesta saadaan kuitenkin tarkempaa ja yksilöllisempää tietoa huippukuormitustuntien ajoittumisesta. Sähkömittareilta saatavaa kulutusdataa kerätään pääsääntöisesti tunnin tarkkuudella, jolloin tehohuipuista puhuttaessa tarkoitetaan mittaustunnille ajoittuvaa keskimääräistä tehoa eli tuntitehoa.
Verkon kustannukset on yleisesti jaettu osallistuvien tehojen suhteessa, jossa apuna käytetään osallistumis- ja tasoituskertoimia. Osallistumiskerroin kuvaa tietyn asiakasryhmän osallistumista verkon huipputehoon ja tasoituskertoimen avulla pyritään vähentämään tehojen risteilyn vaikutus.
Osallistumiskerroin saadaan asiakasryhmän koko verkon (tai verkon osan) huipputehoon osallistuvan tehon suhteesta asiakasryhmän omaan huipputehoon.
Osallistumiskertoimet lasketaan yhtälön 1 mukaisesti [20]:
𝑂𝐾𝐴,𝑉𝑂=𝑃𝐴,𝑉𝑂,𝑜𝑠𝑎𝑙𝑙𝑖𝑠𝑡𝑢𝑣𝑎
𝑃𝐴 jossa
𝑂𝐾𝐴,𝑉𝑂 on asiakasryhmän A verkon osan VO osallistumiskerroin
𝑃𝐴,𝑉𝑂,𝑜𝑠𝑎𝑙𝑙𝑖𝑠𝑡𝑢𝑣𝑎 on asiakasryhmän A verkon osan VO huippukuormitushetken tehoon osallistuva teho
𝑃𝐴 on asiakasryhmän A suurin teho.
Tilanteessa, jolloin asiakasryhmän vuoden kulutushuippu osuu samalle tunnille kuin koko verkon kulutushuippu, osallistumiskertoimeksi tulee 1. Osallistumiskerroin kohdistaa siis kustannuksia niille asiakasryhmille, jotka tarvitsevat suuria tehoja verkon kulutushuippujen aikaan [26].
Tasoituskertoimen tarkoituksena on ottaa hinnoittelussa huomioon tariffien sisäisten tehojen risteilyn vaikutus. Tasoituskerroin lasketaan yhtälön 2 mukaisesti jakamalla asiakasryhmän huipputeho sen yksittäisten asiakkaiden huipputehojen summalla [20]:
𝑇𝐾𝐴= 𝑃𝐴
𝑃𝐴,𝑠𝑢𝑚𝑚𝑎 jossa
𝑃𝐴,𝑠𝑢𝑚𝑚𝑎 on asiakasryhmän A yksittäisten asiakkaiden huipputehojen summa.
Asiakasryhmän yhteenlaskettu huipputeho on lähes aina pienempi kuin sen yksittäisten asiakkaiden huipputehojen summa, koska asiakkaiden tehohuiput ajoittuvat eri tunneille.
Mikäli tarkasteltavassa asiakasryhmässä on vain yksi asiakas (kuten Keskijännitesiirto 2:ssa), tasoituskertoimeksi tulee 1.
Tasoituskerroin siis vähentää kustannuksia niiltä tariffeilta tai siirtotuotteilta, joissa tehojen risteily on suurta. Merkittävä tekijä tasoituskertoimen määräytymisessä on asiakasryhmään kuuluvien asiakkaiden määrä, ja tasoituskerroin siirtääkin kustannuksia massatuotteilta niille siirtotuotteille, joissa on vähemmän asiakkaita [26]. Tasoituskerroin on korkeampi niillä asiakasryhmillä, joissa kulutus on voimakkaasti lämpötilariippuvaista.
Koska vallitsevat sääolot ovat melko yhteneväiset koko jakeluverkon alueella, monilla sähkölämmittäjillä vuoden tehohuiput osuvat samoille hetkille, jolloin lämmitystarve on suurimmillaan.
Osallistumiskertoimen laskemiseksi tarvittavat tiedot ovat siis asiakasryhmän huipputuntiteho tarkastelujaksolta (tässä työssä kulutusanalyysin tarkastelujaksona on vuosi 2015) sekä asiakasryhmän osallistuva teho koko verkon tai verkon osan kuormitushuippuun. Tasoituskertoimien laskemiseen tarvitaan lisäksi tiedot yksittäisten asiakkaiden huipputehoista.
5.4 Hinnoittelumallin valinta
Sähkönsiirron hinnoittelussa ja aiheuttamisperiaatteen mukaisen hinnaston muodostamisessa tärkeä seikka on käytettävän hinnoittelumallin valinta. Kun sähkönsiirrosta aiheutuvat kustannukset on selvitetty ja jaettu kustannuspaikoille, on päätettävä mille hintakomponenteille kustannuksia edelleen vyörytetään:
perusmaksuun, kulutusmaksuun vai tehomaksuihin.
Osa jakeluverkkoyhtiön kustannuseristä on verrattain helppo kohdistaa tietyille hintakomponenteille: esimerkiksi hallinnon ja asiakaspalvelun kustannukset ovat luontevasti kohdistettavissa perusmaksuihin ja energiasta riippuvat häviö- sekä kantaverkkokustannukset puolestaan kulutusmaksuihin. Verkostokustannusten osalta jako ei ole niin yksinkertainen, vaan siihen vaikuttaa nähdäänkö sähköverkko järjestelmänä vai siirtokanavina. Kuva 11 on havainnollistettu siirtokanava- ja järjestelmämallin eroa.
Kuva 11. Siirtokanava- ja järjestelmämalli havainnollistettuna [20]. Järjestelmämallissa yksittäisen pienjänniteasiakkaan näkökulmasta ylemmät jänniteportaat näkyvät
suurempana kokonaisuutena toimivana järjestelmänä.
Perinteisesti sähköverkkoyhtiöiden käyttämässä hinnoittelumallissa sähköverkko nähdään kokonaisuutena toimivana järjestelmänä, joka tarkoituksena on palvella kaikkia asiakkaita samaan hintaan riippumatta asiakkaiden vaihtelevista sähköverkon mitoitustarpeista. Järjestelmämallissa usein kuitenkin mielletään pienjänniteverkko siirtokanavana: ajatuksena on, että yksittäisen (pienjänniteverkkoon liittyneen) sähkönkäyttäjän ja pienjänniteverkon käyttö- ja investointikustannuksilla on ymmärrettävä yhteys, mutta sähköjärjestelmän ylemmät portaat näkyvät käyttäjälle järjestelmänä. Kantaverkkoyhtiö Fingrid perii kantaverkkomaksuja järjestelmämallin mukaisesti eli kantaverkkomaksut määräytyvät vain käytetyn energian perusteella [9].
Järjestelmähinnoittelumalli johtaa kulutusmaksupainotteiseen hinnoitteluun, joka kannustaa säästämään energiaa. Toisaalta mallin voi mieltää tulonsiirtona paljon sähköä käyttäviltä asiakkailta pienasiakkaille, jolloin aiheuttamisperiaate ei välttämättä toteudu niin tarkasti [19].
Vaihtoehtoisesti sähköjärjestelmä voidaan nähdä muodostuvan erillisistä siirtokanavista, jolloin hinnan tulisi määräytyä riippuen, millaista siirtotietä pitkin asiakkaan katsotaan käyttävän sähköverkkoa [19]. Siirtokanavamalliin sisältyy oletus siitä, että yksittäisillä
pienjänniteverkkoon liittyneillä sähkönkäyttäjillä on selkeästi havaittava vaikutus myös suurempien jännitetasojen verkostokustannuksiin – asiakkaalle ikään kuin varataan oma kaista sähköverkon siirtokapasiteetista. Siirtokanavamallia pidetään yleisesti sähköteknisenä ajattelumallina, jonka mukaan suurin osa siirtotoiminnan kustannuksista on siirretystä energiasta riippumattomia kiinteitä kustannuksia, minkä vuoksi kustannuksia jaetaan voimakkaammin perus- ja tehomaksuihin kulutusmaksun sijaan.
Kiinteisiin hintakomponentteihin painottunut hinnasto sisältää jakeluverkkoyhtiön näkökulmasta pienemmän riskin, koska siinä liikevaihto ei ole niin riippuvainen vaihtelevasta energiankulutuksesta. Asiakkaan näkökulmasta perus- ja tehomaksuvoittoinen hinnoittelu ei puolestaan kannusta energiankulutuksen vähentämiseen. Sopivalla siirtotuotteiden muotoilulla on kuitenkin mahdollista ohjata asiakkaita rajoittamaan tehonkäyttöään verkon kuormitushuippujen aikaan, jolloin järjestelmän kokonaistehokkuus paranee. Siirtohinnaston muodostamisessa sovellettu hinnoittelumalli sisältää tavallisesti elementtejä sekä järjestelmä- että siirtokanava- ajattelusta. Mallin valintaan ei ole mitään yleispätevää ratkaisua, vaan se, miten kustannuksia jaetaan eri hintakomponenteille, tapahtuu aina yhtiökohtaisesti.
5.5 Kustannusten kohdistaminen siirtotuotteille
Kustannuslaskennan helpottamiseksi tuloslaskelmassa ja myyntiraporteissa eritellyt kustannukset kohdistetaan ensin kustannuspaikoille, joiden avulla voidaan laskea kustannusajurista riippuva yksikkökustannus. Kustannuspaikat on esitelty aiemmin diplomityön luvussa 5.2.
Yksikkökustannukset vastaavat siirtotariffin perus-, teho- ja kulutusmaksun hintakomponentteja ja ne riippuvat hinnoittelussa sovelletusta hinnoittelumallista.
Siirtokanava-mallissa aiheuttamisperiaatteen mukaista hinnastoa muodostaessa yleisellä tasolla voidaan sanoa, että merkittävä osuus kustannuksista ohjautuu tehomaksukomponenttiin. Siirretyn energian määrästä riippuvia kustannuksia ovat sähköverkon häviöt ja kantaverkkomaksut. Hallinnosta, mittauksesta ja laskutuksesta aiheutuvat kustannukset eivät riipu asiakkaan käyttämästä energiamäärästä tai tehotarpeesta, joten ne ohjataan perusmaksun hintakomponenttiin.
6. TARIFFIRAKENTEEN MÄÄRITTÄMINEN NURMIJÄRVEN SÄHKÖVERKKO OY:SSÄ
Sähkönjakeluverkon siirtotuotteiden hinnoittelun kehittämiseen liittyy olennaisesti aiheuttamisperiaatteen mukaisten hintojen määrittäminen. Tämän työn tuloksena saatavat aiheuttamisperiaatetta noudattelevat siirtotuotteiden hinnat eivät ole tarkoitettu otettavaksi käyttöön sellaisenaan, vaan niiden tarkoitus on toimia teoreettisena mallina, jonka pohjalta siirtotuotteita voidaan kehittää. Asiakkaille suunnatussa hinnastossa otetaan huomioon aina myös muita hinnoitteluperiaatteita, kuten energiansäästöön kannustavuus ja markkinahintaperiaate. Käytännössä ei voida myöskään tehdä kovin suuria kertaluontoisia muutoksia sähkönsiirron hinnoitteluun, vaikka teoreettisia perusteita suuriin muutoksiin saattaisi laskennan tulosten pohjalta olla.
Aiheuttamisperiaatteen mukaisten hintojen määrittämisprosessi etenee tässä työssä tiivistetysti seuraavien vaiheiden kautta:
1. Sähkönsiirron kustannusten selvittäminen ja kustannusten jakaminen kustannuspaikoille (kustannusanalyysi)
2. Sähkönkäyttäjien kulutustietojen selvittäminen kustannusten jakoa varten (kulutusanalyysi)
3. Kustannuspaikkakohtaisten keskikustannusten määrittäminen
4. Tariffi- ja siirtotuotekohtaisten hintakomponenttien (perus-, kulutus- ja tehomaksut) laskeminen kustannus- ja kulutustietojen avulla
Tässä työssä aiheuttamisperiaatteen mukaisen hinnaston laatimisessa on päätetty käyttää keskikustannusmenetelmää. Sähköverkkoalan ollessa murroksessa hajautetun tuotannon ja älykkäiden sähköverkkojen yleistyessä on rajakustannusmenetelmän vaatimat ennusteet vaikeita tehdä, eikä rajakustannusmenetelmä siten luultavasti johtaisi keskikustannusmenetelmää luotettavampiin tuloksiin.
6.1 Kustannusanalyysi
Kustannusanalyysiä varten sähköverkkoyhtiön toiminnan kustannukset saadaan yhtiön kirjanpidosta. Tässä työssä keskeisimpiä kustannusanalyysiin käytettyjä dokumentteja ovat kustannuslaskelma sekä myyntiraportit.
Tässä työssä käytettyjä kustannuspaikkoja ovat hallinto, verkostokustannukset (KJ- ja PJ-verkko), kantaverkkomaksut, häviökustannukset (KJ- ja PJ-verkko) sekä tuottovaatimus. Kustannusten suhteellinen jakautuminen näille kustannuspaikoille on esitetty Error! Reference source not found..
