korvausinvestointitarpeet ja niiden rahoitus-...

EMPOWER OY Lommilantie 6 02740 ESPOO Puhelin (09) 4259 2000 Faksi (09) 4259 2290 http://www.empower.fi

PL 13 29201 HARJAVALTA Puhelin (02) 5355 2000 Faksi (02) 5355 2090

Y-tunnus: 1864828-6 Kotipaikka Helsinki

Kauppa- ja teollisuusministeriö

Korvausinvestointitarpeet ja niiden rahoitus-vaihtoehdot Pohjois-Lapin sähkönjakeluver-koissa (Dnro 25/401/2006)

Empower Oy

Raportti __________________

14.9.2007

RAPORTTI 1 (63) Pahkala, Simola, Varjoranta 14.9.2007

SISÄLLYSLUETTELO

1 ESIPUHE .............................................................................................................................................2

2 JOHDANTO ........................................................................................................................................3 2.1 SELVITYSTYÖN TAUSTA JA TAVOITTEET.........................................................................3

3 YLEISET TOIMINTAOLOSUHTEET............................................................................................4 3.1 ILMASTOLLISET OLOSUHTEET.............................................................................................4 3.1.1 Talvi ..........................................................................................................................................5 3.1.2 Tuuliolosuhteet..........................................................................................................................5 3.2 METSÄT JA PUUSTO.................................................................................................................6 3.3 MAAPERÄ...................................................................................................................................6 3.4 UTSJOEN JA ENONTEKIÖN KUNTIEN VÄESTÖ JA TYÖVOIMAN SAANTI...................7

4 UTSJOEN SÄHKÖOSUUSKUNTA .................................................................................................9 4.1 HALLINTO JA TALOUS ............................................................................................................9 4.2 VERKOSTO ...............................................................................................................................10 4.3 SÄHKÖN TOIMITUSVARMUUS............................................................................................12 4.4 SIIRTOHINNAT JA LIITTYMISMAKSUT .............................................................................14 4.5 NYKYINEN YHTEISTOIMINTA INERGIA OY:N KANSSA (ELLAPPI OY) JA MUU YHTEISTOIMINTA.........................................................................................................................15 4.6 VERKOSTON NYKYTILA.......................................................................................................15 4.7 INVESTOINNIT NYKYISELLÄ TOIMITUSVARMUUSTASOLLA....................................18 4.8 INVESTOINNIT NOSTETTAESSA TOIMITUSVARMUUSTASOA....................................20

5 ENONTEKIÖN SÄHKÖ OY...........................................................................................................26 5.1 HALLINTO JA TALOUS ..........................................................................................................26 5.2 VERKOSTO ...............................................................................................................................27 5.3 SÄHKÖN TOIMITUSVARMUUS............................................................................................30 5.4 SIIRTOHINNAT ........................................................................................................................32 5.5 YHTEISTOIMINTA MUIDEN VERKKOYHTIÖIDEN KANSSA.........................................32 5.6 VERKOSTON NYKYTILA.......................................................................................................33 5.7 INVESTOINNIT NYKYISELLÄ TOIMITUSVARMUUSTASOLLA....................................34 5.8 INVESTOINNIT NOSTETTAESSA TOIMITUSVARMUUSTASOA....................................36

6 INVESTOINTIEN RAHOITUSVAIHTOEHDOT JA NIIDEN VAIKUTUS SIIRTOHINTOIHIN ........................................................................................................................43 6.1 RAHOITUS TULORAHOITTEISESTI.....................................................................................44 6.2 YHTEISTOIMINNAN TEHOSTAMINEN...............................................................................51 6.3 MUUT RAHOITUSVAIHTOEHDOT.......................................................................................56 6.3.1 Mahdollisia rahoitusvaihtoehtoja............................................................................................57 6.3.2 Avustukset...............................................................................................................................57 6.3.3 Elinkaarimalli korvausinvestointien rahoituksessa.................................................................59

7 YHTEENVETO JA SUOSITUKSIA JATKOTOIMENPITEILLE............................................61


1 ESIPUHE

Tämä selvitystyö, ”Korvausinvestointitarpeet ja niiden rahoitusvaihtoehdot Pohjois-Lapin sähkönjakeluverkoissa” (Dnro 25/401/2006), on tehty maa-lis-elokuussa 2007 Kauppa- ja teollisuusministeriön tilauksesta. Työssä on selvitetty Utsjoen Sähköosuuskunnan ja Enontekiön Sähkö Oy:n sähkönja-keluverkkojen nykytila, tulevien korvausinvestointien tarve ja investointien rahoitusvaihtoehdot. Lisäksi on selvitetty yhteistoiminnan tehostamismah-dollisuuksia naapuriverkkoyhtiöiden Inergia Oy:n ja Muonion Sähköosuus-kunnan kanssa.

Selvitystyössä on hyödynnetty valtakunnallisia tilastoja, tutkimuksia ja ver-konhaltijoilta saatuja dokumentteja. Paikallisten olosuhteiden ymmärtämi-seksi tehtiin verkostokatselmukset paikanpäällä Utsjoen Sähköosuuskunnan ja Enontekiön Sähkö Oy:n verkkoihin toukokuussa 2007.

Kauppa- ja teollisuusministeriöstä työtä on ohjannut neuvotteleva virkamies Arto Rajala. Pohjois-Lapin jakeluverkkoyhtiöstä työhön ovat tiiviisti osal-listuneet toimitusjohtaja Matti Röntynen Utsjoen Sähköosuuskunnasta, toi-mitusjohtaja Vilho Kokkonen Enontekiön Sähkö Oy:stä, toimitusjohtaja Pekka Purra Muonion Sähköosuuskunnasta ja toimitusjohtaja Pentti Kello-kumpu Inergia Oy:stä. Työn toteutuksesta vastasivat Empower Oy:stä DI Jari Simola (projektipäällikkö), tekn. Tuomo Varjoranta ja DI Tatu Pahkala. Kiitos työryhmälle hyvästä yhteistyöstä.

Hämeenlinnassa 14.9.2007

Empower Oy

Konsultointi ja asiantuntijapalvelut

Jari Simola

Johtava konsultti


2 JOHDANTO

2.1 SELVITYSTYÖN TAUSTA JA TAVOITTEET

Utsjoen Sähköosuuskunnan ja Enontekiön Sähkö Oy:n verkonhaltijoiden vastuualueet sijaitsevat Suomen harvaanasutuimmilla alueilla (ks. kuva 1), joissa verkostopituus kuluttajaa kohti on noin kolminkertainen Suomen keskiarvoon verrattuna. Alueiden sähköistys aloitettiin 1950-luvulla ja saa-tettiin loppuun 1980-luvulla pääosin valtion tukemana. Nyt verkostokom-ponentit ovat tulossa käyttöikänsä päähän, mikä merkitsee verkkoyhtiöille toiminnan laajuuteen nähden suuria panostuksia sähkön toimituksen var-mistamiseksi. Pääosa komponenteista on uusittava seuraavan 20 vuoden ai-kana ja investoinnit tulisi aloittaa kymmenen vuoden sisällä. Sähköyhtiöissä ei ole valmistauduttu investointien rahoittamiseen keräämällä pääomaa jo etukäteen, joten verkkoyhtiöiden siirtohintoja tulisi korottaa noin puolella nykyisestä, jotta investoinnit olisivat mahdollisia tulorahoitteisesti.

Kuva 1. Enontekiön Sähkö Oy:n ja Utsjoen Sähköosuuskunnan jakeluverk-

kojen vastuualueet (Lähde: Adato Energia 2006).

Tämän selvityksen tavoitteena on määritellä sähkönjakeluverkkojen korva-usinvestointitarpeet ja niiden rahoitusvaihtoehdot Utsjoen Sähköosuuskun-nan ja Enontekiön Sähkö Oy:n vastuualueilla. Tämän lisäksi selvitetään mahdollisen yhteistoiminnan tehostamisesta saavutettavat hyödyt naapuri-verkkoyhtiöiden Inergia Oy:n sekä Muonion Sähköosuuskunnan kanssa. Selvityksessä tutkitaan myös eri rahoitusvaihtoehtoja korvausinvestoinneil-le.


3 YLEISET TOIMINTAOLOSUHTEET

Pohjois-Lapin toimintaolosuhteet poikkeavat osin Suomen jakeluverkkoyh-tiöiden keskimääräisistä olosuhteista. Tästä syystä raportin aluksi on koottu yleisiä tietoja alueen ilmasto-olosuhteista, metsistä ja puustosta, maaperäs-tä, väestöstä ja työvoiman saannista, jotka tulee ottaa huomioon verkkotoi-mintaa arvioitaessa. Tiedot perustuvat Ilmatieteen laitoksen, GTK:n, Met-lan ja Tilastokeskuksen tietoihin.

3.1 ILMASTOLLISET OLOSUHTEET

Kuvassa 2 on esitetty Suomen ilmastovyöhykkeet. Enontekiön ja Utsjoen alueella vallitsee pääasiassa pohjoisboreaalinen ilmastovyöhyke, jossa met-sät ovat harvoja, hidaskasvuisia ja vain edullisimpina kesinä uudistuvia. Tunturikoivuvyöhyke muodostaa pohjoisboreaalin pohjoisreunan. Kesä on niin lyhyt ja viileä, että aapasoita on paljon ja pohjavesi on läpi kesän lähel-lä maanpintaa. Kilpisjärven alueella vallitsee hemiarktinen vyöhyke. Seu-dulla kesän lämpösumma on niin alhainen, ettei puut selviä tällä alueella. Kesäisin esiintyy usein tulvia. Talvella lumi ajautuu tuulen vaikutuksesta helposti, jonka seurauksena lumipeitteen paksuus ja edelleen roudan pak-suus vaihtelevat alueellisesti. Tällä on puolestaan vaikutusta siihen kuinka hyvin kasvien ja eläinten talvehtiminen onnistuu.

Kuva 2. Suomen ilmastovyöhykkeet (Lähde: Ilmatieteen laitos)

Ilmasto muuttuu ilmastovyöhykkeiden rajojen yli etelästä pohjoiseen jyr-kemmin kuin yleensä. Siksi sama vyöhykejako soveltuu sekä ilmastoon, biologiaan että metsätalouteen.


3.1.1 Talvi

Talvi kestää maan lounaisimmissa osissa noin sata päivää ja Lapissa noin 200 päivää. Napapiirin pohjoispuolella vallitsee osan talvea kaamos, jolloin aurinko ei nouse horisontin yläpuolelle. Maan pohjoisimmassa kolkassa tätä aikaa kestää 51 vuorokautta. Etelä-Suomessa lyhimmän talvipäivän pituus on noin 6 tuntia. Lumikerroksen paksuus on suurimmillaan yleensä maalis-kuun puolivälin tienoilla, jolloin lunta on Itä- ja Pohjois-Suomessa keski-määrin 60-90 cm ja maan lounaisosissa keskimäärin 20-30 cm. Talven alimmat lämpötilat ovat Lapissa ja Itä-Suomessa -45:stä -50°C:seen, muu-alla Suomessa yleensä -35:n ja -45°C:n välillä, paitsi rannikoilla ja saaris-tossa yleensä -25:stä -35°C:seen.

Lapin pitkä talvi tarkoittaa, että maa on pitkään jäätyneenä. Jäässä olevan maan muokkaaminen vaatii järeämpää kaivinkonekalustoa tai jäätyneen maan sulattamista ennen kaivamista. Sähköverkon rakentamisen osalta tä-mä tarkoittaa korkeampia rakennuskustannuksia silloin, kun maa on jäässä. Pitkän talven johdosta kesäajalle kohdistuu suurin resurssintarve ja toimen-piteet on toteutettava lyhyellä aikavälillä

Talven ympärivuorokautinen pimeys kestää käytännössä Enontekiössä ja Utsjoella noin kaksi kuukautta. Pimeys tai hämäryys tuo työn tekemiseen ylimääräisiä vaatimuksia esimerkiksi valaistusolosuhteiden parantamisen osalta. Tarkkuutta vaativien töiden suorittamista on tarvittaessa harkittava suoritettavaksi valoisampaan vuodenaikaan. Esimerkiksi sähköverkon ra-kennus- ja kunnossapitotöissä yleistyneitä jännitetöitä ei saa suorittaa olo-suhteissa, joissa näkyvyys ei ole riittävä.

3.1.2 Tuuliolosuhteet

Suomi sijaitsee keskileveysasteiden länsituulten vyöhykkeellä trooppisten ja polaaristen ilmamassojen raja-alueella, ja säätyypit vaihtelevat nopeasti varsinkin talvella. Talvella vallitseva tuulensuunta on lounaasta. Merialueil-la tuulen nopeudet yli 30 m/s ovat varsin harvinaisia, mutta tuntureilla niitä esiintyy joka talvi. Lapin tuulisia olosuhteita on hyödynnetty voimatalou-dellisesti mm. Muonion Olostunturin ja Enontekiön Lammasoaivin tuuli-voimaloissa.

Vaikka tuulenvoimakkuudet Pohjois-Lapissa ovat Etelä-Suomea kovempia, ei tuulien ja myrskyjen vaikutus Pohjois-Lapin sähkönjakeluverkkoihin ja toimitusvarmuuteen ole samanlainen kuin metsäisemmässä Suomessa. Puuston määrä Pohjois-Lapissa on vähäistä ja vallitsevan puuston pituus suhteessa ilmajohtojen korkeuteen ei ole niin merkittävä. Tuulet toki aihe-uttavat ilmajohdoille mekaanista rasitusta esimerkiksi johdinsidosten vauri-oitumisena, mutta tämä on yleensä ennustettavampaa kuin puiden kaatumi-nen johdoille.


3.2 METSÄT JA PUUSTO

Sekä Utsjoen että Enontekiön metsät ovat vähäpuustoisia ja kitukasvuisia. Vallitsevana puulajina on koivu, vaivaiskoivu ja mänty. Näin ollen ilmas-tolliset olosuhteet, kuten kovat tuulet ja myrskyt, eivät aiheuta samassa määrin häiriöitä ilmajohtoverkossa kuin muualla Suomessa. Kaatuvan puuston määrä alueilla on vähäinen eikä se kaatuessaan välttämättä yllä il-majohtoihin saakka. Toisaalta viimeisimmät tutkimustulokset esimerkiksi Kevon metsäntutkimusasemalla ovat osoittaneet, että metsän kasvuvauhti on kiihtynyt myös Lapissa. Tämän vaikutus sähkönjakeluverkon ilmajohto-jen vikamäärissä ei kuitenkaan tapahdu hetkessä.

Ilmajohtoverkon alle jäävän johtokadun raivaaminen ei aiheuta samalla ta-valla resurssitarvetta Lapissa kuin muualla Suomessa. Tämä pätee niin ra-kennushetkeen kuin myös myöhemmin suoritettaviin kunnossapitoraivauk-siin.

3.3 MAAPERÄ

Maaperä Enontekiöllä on valtaosin soraa, hiekkaa ja turvetta. Käsivarren Lapissa - Kilpisjärvellä maaperä on pääosin alle 1 metrin syvyydellä olevaa kalliota. Utsjoella maaperä muodostuu valtaosin alle 1 metrin syvyydellä si-jaitsevasta kalliosta. Kuvassa 3 on esitetty Lapin maaperä tarkemmin.

Kuva 3. Lapin maaperä (Lähde: GTK).

Sähköjakeluverkoston kannalta tarkasteltuna nämä maaperät merkitsevät mm. seuraavaa:


- verkon maadoitusolosuhteet ovat vaikeat, koska esiintyvillä maaperillä maan ominaisresistanssiarvot ovat korkeita. Tämä tarkoittaa maadoitus-ten osalta korkeampia rakentamiskustannuksia, sillä riittävän pienen maadoitusresistanssin saavuttamiseksi kaivettavat elektrodimäärät kas-vavat muihin maaperälajeihin verrattuna

- ilmajohtoverkon pylväiden perustaminen on suoritettava kalliopylväinä, jos maanpeite on alle 1 metrin syvyinen. Tämä lisää työmäärää ja mo-nimutkaistaa menetelmää mm. kallioon porattavien ja kiinnitettävien komponenttien osalta

- maakaapelirakentaminen on monin verroin hankalampaa ja kalliimpaa, jos kaapelioja joudutaan osin räjäyttämällä louhimaan kallioon

- turvepitoisilla soilla (aapasoilla) routiminen on voimakasta, mikä lisää kunnossapidon tarvetta kallistuneiden pylväiden oikaisun muodossa. Tämä on selkeästi havaittavissa esimerkiksi kuljettaessa Enontekiöltä Kilpisjärvelle

- turvepitoisten alueiden (aapasoilla) kantavuus on huono. Tämä johtaa siihen, että verkon rakentamien ja kunnossapito saatetaan joutua suorit-tamaan ilman kaivinkonetta miestyönä.

Raportissa ei ole otettu huomioon VTT:n tekemiä tutkimuksia ilmaston-muutosten vaikutuksista sähköverkkotoimintaan (ks. esim. Ilmastonmuu-toksen-vaikutus sähköverkkoliiketoimintaan, Antti Martikainen, 2006). Tutkimusten mukaan mm. sadanta kasvaa, lämpötila kohoaa, puuston kasvu lisääntyy, ukkoset lisääntyvät, routaantuminen vähenee seuraavien 40 vuo-den aikana. Ilmastonmuutoksen vaikutus on syytä ottaa huomioon molem-pien yhtiöiden verkkovisioissa ja –strategioissa.

3.4 UTSJOEN JA ENONTEKIÖN KUNTIEN VÄESTÖ JA TYÖVOIMAN SAANTI

Enontekiön ja Utsjoen kuntien asukasluku on ollut laskeva viimeisen reilun kymmenen vuoden aikana jatkuvan muuttoliikkeen vuoksi. Kuvasta 4 näh-dään, että suurin muuttoliike ajoittui vuosien 1997 ja 2002 välille, mutta nyt asukasmäärät kunnissa ovat tasaantumassa. Tilastokeskuksen vuonna 2007 tekemän ennusteen mukaan Utsjoen väestömäärä kasvaisi vuoteen 2040 mennessä jopa noin kymmenen prosenttia. Ennusteen mukaan Enontekiön väestömäärä puolestaan pysyisi kutakuinkin ennallaan vastaavana aikana. Tässä selvityksessä on oletettu kuntien väestön pysyvän vuoden 2006 tasol-la.


Enontekiön ja Utsjoen kuntien asukasmäärän kehitys 1985-2006

1 000

1 200

1 400

1 600

1 800

2 000

2 200

2 400

2 600

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

31.12.2006(e)

Henkilöä

Enontekio

Utsjoki

Kuva 4. Enontekiön ja Utsjoen kuntien asukasmäärän kehitys vuosina

1985-2006. Vuoden 2006 luku perustuu ennakkotietoihin. (Lähde: Lapin

liitto 2006)

Kummankin jakeluverkkoyhtiön toimitusjohtajat ilmaisivat huolensa osaa-van työvoiman saannin turvaamisesta. Tällä hetkellä suuri osa verkosto-asentajista alkaa lähestyä eläkeikää ja uusia nuoria osaavia asentajia on ol-lut vaikea saada. Tilanne voi pahimmillaan jopa haitata sähkönjakelua, sillä vanhojen asentajien eläköityessä on verkostotuntemus samalla vaarassa ka-dota. Samankaltainen suuntaus on nähtävissä myös muualla Suomessa.


4 UTSJOEN SÄHKÖOSUUSKUNTA

4.1 HALLINTO JA TALOUS

Utsjoen Sähköosuuskunta (jatkossa USO) toimii nimensä mukaisesti osuuskuntaperusteella. Osuuskunnan omistavat ne jäseniksi liittyneet kulut-tajat, joilla on sähköliittymä nimissään. Vuoden 2006 lopussa jäseniä oli 866, joista yksityisiä 741 sekä yrityksiä ja yhteisöjä 125. USO:n asiakas-määrän kehitys on ollut ailahtelevaa, mutta kasvua vuodesta 2001 vuoteen 2006 on kertynyt 5,2 %. Samaan aikaan Utsjoen kunnan asukasmäärä on pienentynyt noin 3 % (ks. kuva 4). Pääosa uusista asiakkaista on ollut va-paa-ajan kohteita.

Taulukko 1. USO:n asiakasmäärän kehitys vuosina 2001-2006.

Asiakasmäärä Muutos Muutos

vuodesta 2001

2001 1144 1,3 % 0,0 %

2002 1170 2,3 % 2,3 %

2003 1151 -1,6 % 0,6 %

2004 1213 5,4 % 6,0 %

2005 1186 -2,2 % 3,7 %

2006 1203 1,4 % 5,2 %

Vakinaiseen henkilöstöön kuuluu kaksi toimihenkilöä (toimitusjohtaja ja toimistonhoitaja) ja yksi henkilö toimii osa-aikaisena. Näiden lisäksi on tyypillisesti kesäisin palkattu joitain määräaikaisia aputyöntekijöitä. USO:n verkon urakointitoiminta on ulkoistettu Ellappi Oy:lle, jossa USO on osak-kaana 50 % osuudella (ks. kpl 4.5).

Taulukossa 2 on esitetty USO:n verkkoalueen sähkönkäyttö, sen muutos vuodesta 2001 sekä siirtohäviöt. Tarkasteluaikana sähkön käyttö on pysynyt kohtalaisen vakaana ja huipputeho on pysytellyt 5 MW:ssa.

Taulukko 2. USO:n verkkoalueen sähkönkäyttö (siirtomyynti) ja häviöt vuo-

sina 2001-2006.

Sähkön käyttö,

GWh Muutos vuo-desta 2001

Häviöt, GWh/a

Häviöt, % kokonaissiirrosta

2001 18,9 - 1,3 6,9

2002 19,5 3,2 % 1,6 6,9

2003 19,1 1,1 % 1,3 6,1

2004 18,7 -1,0 % 1,4 7

2005 18,7 -1,0 % 1,4 6,9

2006 19,6 3,8 % 1,6 7,6

Taulukossa 3 on esitetty USO:n liikevaihto ilman muita tuottoja, tilikauden voitto/tappio ja liikevaihdon ja siirtomäärän perusteella laskettu keskimää-räinen siirtohinta vuosina 2001-2006. Liiketoiminnan voittoa ei olla pyritty


maksimoimaan, vaan liiketoiminnan tarkoituksena on ollut tarjota osakkail-le siirtopalveluja kohtuullisella hinnalla. Vuoden 2001 tappio selittyy pää-osin siitä, että joulukuun siirtomaksut jätettiin laskuttamatta kyseisen vuo-den hyvän taloustilanteen takia. Lisäksi samana vuonna USO luopui säh-könmyyntiliiketoiminnastaan, mikä näkyy seuraavien vuosien alhaisempina liikevaihtoina. Vuoden 2001 jälkeen lähes kaikki liikevaihto on tullut yk-sinomaan siirtomaksuista, jolloin liikevaihdon ja siirretyn energian perus-teella on taulukkoon määritelty laskennallinen keskimääräinen siirtohinta. Vuosina 2002-2004 USO myi osuutensa Lapin Sähkövoima Oy:stä, mikä paransi näiden vuosien tulosta. Pääosa näiden tulojen vaikutuksesta poistet-tiin tuloslaskelmassa poistoeroa lisäämällä.

Taulukko 3. USO:n liikevaihto ja tilikauden voitto/tappio.

Liikevaihto,

t€ Voitto/tappio,

t€ Keskimääräinen

siirtohinta, snt/kWh

2001 789(1 -2 4,2(1

2002 606 115 3,1

2003 572 138 3,0

2004 482 76 2,6

2005 481 30 2,6

2006 566 77 2,9

1) Sisältää myös sähkönmyynnin liikevaihdon, joten luku ei ole vertailukelpoinen

4.2 VERKOSTO

Utsjoen Sähköosuuskunnan 20 kV:n sähkönjakeluverkkokaavio on esitetty kuvassa 5 ohuella mustalla viivalla. Kuvaan on merkitty myös tärkeimpien johto-osuuksien pituudet ja mustalla paksummalla viivalla 220 kV:n kanta-verkko. Jakeluverkko on liitetty Fingridin 220 kV:n siirtoverkkoon Utsjoen Alikankaan sähköasemalla. Tämän lisäksi verkosta on varasyöttöyhteydet Petsikon ja Kaamasmukan jännitteensäätöasemilta Inergia Oy:n jakelu-verkkoon sekä Nuorgamista, Karigasniemestä ja Peurasta Norjaan. Nämä yhteydet on merkitty kuvassa numerolla 1 ja 2. Verkosta on myös syöttö Norjaan (kartassa numero 3) ja Norjan puolelta syötetään muutamaa koh-detta jakelualueella (numero 4).


Kuva 5. Utsjoen Sähköosuuskunnan sähkönjakeluverkko.

Erityispiirteenä USO:n verkossa on Tenon jokivarren noin 100 km:n johto-osuus, joka sijaitsee pääosin jyrkässä tunturirinteessä. Maasto on erittäin vaikeakulkuista, minkä vuoksi valtaosa johto-osuudesta on rakennettu il-man työkoneita hevosta apuna käyttäen.

Utsjoen Sähköosuuskunnalla on yhteensä noin 300 km 20 kV:n ja noin 200 km 0,4 kV:n jakeluverkkoa. Johtojen tarkempi jakauma johtotyypeittäin ja niiden pituudella painotetut keski-iät on esitetty taulukossa 4. Keskimääräi-nen asiakaskohtainen verkostopituus on noin 400 m, mikä on yli kolme ker-taa enemmän kuin Suomessa keskimäärin (noin 120 m). Taulukon tiedot perustuvat Energiamarkkinavirastolle (EMV) vuonna 2006 lähetettyyn ai-neistoon.


Taulukko 4. USO:n jakeluverkon johtopituudet ja keski-iät.

Tyyppi Pituus, km Keski-ikä, a

20 kV:n verkosto Raven 40 27

Pigeon 246 28

PAS 5 19

SAXKA 0,8

Maakaapelit 8 21

Yhteensä 299

0,4 kV verkosto: Ilmajohdot 134 26

Maakaapelit 79 26

Yhteensä 213

Verkoston pituus yhteensä: 501

Verkostopituus/asiakas 420 m/as.

Muuntamoita ja muuntajia USO:lla oli vuoden 2006 alussa yhteensä 157 kpl. Näiden tarkempi erottelu on esitetty taulukossa 5.

Taulukko 5. USO:n muuntamoiden ja muuntajien määrä- ja ikätiedot.

Määrä, kpl Keski-ikä, a Muuntamot: 1-pylväsmuuntamo 9 26 2-pylväsmuuntamo 136 26 Puistomuuntamo, tyyppi 1 4 16 Puistomuuntamo, tyyppi 2 4 23 Kiinteistömuuntamo 4 23 Muuntamoja yhteensä: 157

Muuntajat: 16 kVA 12 25 30 kVA 51 25 50 kVA 59 25 100 – 160 kVA 18 25 200 kVA 5 25 300 - 315 kVA 8 25 500 – 630 kVA 4 25 Muuntajia yhteensä: 157

Taulukoista 4 ja 5 nähdään, että verkoston pääkomponentit tulevat 40 vuo-den pitoajalla teknisen käyttöikänsä päähän noin 15 vuoden kuluessa.

4.3 SÄHKÖN TOIMITUSVARMUUS

Kuvassa 6 on esitetty USO:n saatuihin tietoihin perustuen verkkoalueen se-kä Suomen maaseutuverkkoyhtiöiden keskimääräiset keskeytysajat asiakas-ta kohti. Kuvasta havaitaan, että luvut ovat hieman muuta maata korkeam-mat. Keskeytysten pitkähkö aika johtuu pääosin verrattain pitkistä johtoläh-döistä, minkä seurauksena vikojen paikallistamiseen ja vikapaikalle pää-


syyn kuluva aika on pitkä. Vuonna 2003 puusto kasvoi poikkeuksellisen nopeasti, jolloin niiden aiheuttamat maasulkujen määrä nousi merkittävästi. Vuoden 2004 aikana hankittu maasulun kompensointilaitteisto on auttanut lyhyiden katkojen lyhentämisessä merkittävästi. Laitteiston vaikutus näkyy myös katkojen määrässä (kuva 7).

Utsjoen Sähköosuuskunnan keskimääräinen

keskeytysaika / asiakas

0

5

10

15

20

25

vuosi

Tuntia/

asiakas

Suomi keskim. 3,15 8,48 6,08 4,52 2,84

USO kaikki 7,14 10,48 10,31 19,66 14,44 5,03 2,73

USO viat 4,29 8,63 4,72 11,78 8,99 4,26 2,11

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Kuva 6. Asiakkaan keskimääräinen keskeytysaika USO:n ja keskimääräisen

maaseutujakeluverkonhaltijan verkoissa.

Kun USO:n keskeytysmääriä johtopituutta kohti verrataan keskimääräiseen arvoon Suomessa (kuva 7), havaitaan, että ne ovat huomattavasti muuta maata alhaisemmat. Tämä kertoo johtokatujen raivauksen ja verkoston ylei-sen kunnon hyvästä tasosta. Myös puuston hidaskasvuisuus ja mataluus edesauttavat katkojen määrässä.


Utsjoen Sähköosuuskunnan keskeytysmäärä

100 km:n johtopituutta kohden

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

vuosi

kpl

Suomi keskim. 13,71 17,72 18,55 15,62 14,88

USO kaikki 3,81 4,40 4,69 8,83 4,81 1,69 1,80

USO viat 1,67 2,59 0,90 3,94 3,00 1,48 1,52

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Kuva 7. Verkoston keskeytysmäärä 100 km:n johtopituutta kohden.

4.4 SIIRTOHINNAT JA LIITTYMISMAKSUT

Taulukossa 5 on esitetty USO:n siirtotariffivaihtoehdot. 20 MWh vuodessa kuluttavan varaavalla sähkölämmityksellä varustetun omakotitalon vuotui-siksi siirtokustannuksiksi muodostuu edullisimmillaan noin 690 euroa, jol-loin keskimääräiseksi siirtohinnaksi saadaan 3,4 snt/kWh (ilman sähköve-roa 2,53snt/kWh).

Taulukko 6. USO:n yleiset siirtotariffit, voimassa 1.1.2006 alkaen (alv 22

%).

Perusmaksu su-lakekoon mukaan

€/A/vuosi

Energiamaksu jatkuva snt/kWh

Energiamaksu e1 1.11.-31.3. snt/kWh

Energiamaksu e2 1.4.-31.10. snt/kWh

Yleissiirto 4 2,6

Aikasiirto 2 2 2,9 (7.00-22.00) 2,15

Aikasiirto 3 4 2,9 (7.00-22.00) 2,15

Päivä (7.00-22-00) 2,9 Yö- /päiväsiirto 4 Yö (22.00-7.00) 1,9

Kesäsiirto 2 5,5 2,15

USO käyttää liittymismaksujen määrittämisessä neljään vyöhykkeeseen pe-rustuvaa hintaa, jossa liittymän hinta kasvaa mitä kauemmaksi lähimmästä muuntamosta siirrytään. Kaava-alueille on lisäksi oma hintansa. Esimerkik-


si 25 A:n sulakkeilla varustetulle omakotitalolle, joka sijaitsee 350 metrin päässä muuntamosta, liittymän hinta on 2 350 euroa.

4.5 NYKYINEN YHTEISTOIMINTA INERGIA OY:N KANSSA (ELLAPPI OY) JA MUU YHTEISTOIMINTA

Vuonna 1999 USO ja Inergia Oy perustivat yhteisen urakointiyhtiön Ellap-pi Oy:n, josta kumpikin omistaa puolet. Perustettu yhtiö vastaa kokonai-suudessaan osakkaiden harjoittamasta sähköurakointitoiminnasta sekä jake-luverkon rakennustoiminnasta ja tarjoaa asennuspalveluita myös muille asi-akkaille. Yhtiöllä on yhteensä 20 työntekijää, joista kaksi toimii Utsjoella verkostoasentajina. Kuvassa 8 on esitetty Ellapin tarkempi organisaatio.

Kuva 8. Ellappi Oy:n organisaatio.

Vuonna 2006 Ellappi Oy jakoi ensimmäistä kertaa osinkoja suuruudeltaan 40 000 euroa. Tämä paransi USO:n tilikauden tulosta noin kaksinkertaisek-si.

USO on ollut mukana muiden Lapin verkkoyhtiöiden kanssa selvittämässä mittareiden kaukoluentalaitteiden hankintaa ja uutta asiakastietojärjestel-mää. Esimerkiksi yhteisen asiakastietojärjestelmän kustannukset on kaa-vailtu jaettavan asiakasmäärän mukaan, jolloin USO:n kaltainen pieni yhtiö saavuttaisi merkittävää hyötyä yhteistoiminnasta.

4.6 VERKOSTON NYKYTILA

Selvityksen aikana USO:n verkolle suoritettiin verkostotarkastus, jossa käy-tiin läpi noin 170 km 20 kV:n verkostosta. Utsjoelta Nuorgamiin ja Kari-


gasniemeltä Kaamasmukkaan johtavia johto-osuuksia ei tarkastettu. Verkon tarkastaminen suoritettiin 14.5.2007.

Tarkastuksen tehtävänä oli tutkia verkoston nykytilaa, tutustua käytettyihin rakenteisiin, tarkastella verkkoa käytön ja kunnossapidon näkökulmasta ja luoda kuva verkon yleistilasta. Lisäksi arvioitiin etukäteen toimitetun do-kumentaation suhdetta paikanpäällä vallitsevaan tilanteeseen. Näiden perus-teella muodostettiin näkemys verkon sähköisestä, mekaanisesta ja kunnos-sapidollisesta tilasta ja niiden vaikutuksesta verkoston jäljellä olevaan pito-aikaan. Tarkastuksessa arvioitiin myös sitä, miten 20 kV verkoston maas-toon sijoittaminen tulisi tehdä sitä saneerattaessa eli sijoitetaanko johto en-tiselle johtokadulle vai tienvarsille.

Tarkastaminen suoritettiin näköhavainnoin tukeutuen johtokarttoihin ja toimitusjohtaja Matti Röntysen haastatteluun. Tarkastusreitit sovitettiin mahdollisimman hyvin johtoreittejä noudattaen. Tarkempi havainnointi suoritettiin johto-osilla maastossa verkon rakenteisiin tutustuen. Tarkempaa lahotutkimusta pylväille ei suoritettu.

Tarkastuksen aikana tehdyt havainnot

Utsjoen verkon rakenteena on sorvatuin, kyllästetyin puupylväin vuosina 1970–1990 toteutettu ilmajohtoverkko. Pylväiden perustamistapana on ylei-sesti maatäyttö vallitsevan maaperän mukaisesti. Vallitsevana johtimena 20 kV avojohdoilla on käytetty joko Pigeon (99 mm2) tai Raven (62 mm2) joh-dinta. Päällystettyjen 20 kV avojohtojen (PAS) osuus on vähäinen (1,4 km), niitä on käytetty vain toimitusvarmuuden kannalta tarkoituksenmukaisim-missa kohdissa.

Johdot kulkevat paikoin maasto-olosuhteissa, joihin ei pääse normaalilla työkonekalustolla (autot ja kaivinkoneet). Näissä tapauksissa rakennusma-teriaalit on kuljetettu paikanpäälle hevosilla ja pylvään pystyttäminen on to-teutettu käsityönä. Vaikeimmissa paikoissa verkonrakentamiseen on käytet-ty helikopteria. Pylväiden käsin pystyttämisestä luovuttiin yleisesti Suo-messa 1970-luvun alkupuolella kaivinkonekaluston yleistyessä.

Pylväiden kyllästysmenetelmänä on käytetty suolakyllästystä ja kyllästys-laitoksena on ollut mm. C5-tunnuksella toiminut laitos. Pylväille ei ole suo-ritettu jälkikyllästystä tai juurituentaa. Kulmapylväsrakenteena on rakenta-misajankohdan mukaisesti harustettu kulmapylväs. 20 kV runkoverkossa johtokulmat on rakennettu kolmella pylväällä kukin johdin oman pylvään kautta. Silmämääräisellä tarkastelulla ja henkilökunnan kokemusten perus-teella pylväät ovat varsin hyvässä kunnossa.

Verkon vallitsevana latvarakenteena on galvanoitu, teräksinen taso-orsi, joiden vaihejohdinten väli on normaalia (1100 mm) suurempi (1450 mm). Pidempi vaiheväli mahdollistaa pidemmän pylväsvälin käyttämisen, minkä johdosta saavutetaan alhaisemmat investointikustannukset vähäisempänä


materiaali- ja työmenekkinä. 20 kV runkoverkossa pylväsväli on pitkä, kes-kimäärin noin 120 metriä. Eristimien vallitsevana materiaalina on joko val-koinen posliini tai valuhartsi.

Pylväsmuuntamot ovat muuntamoerottimella varustettuja, joko 1- tai 2-pylväsmuuntamoita. Sulakesuojaus on toteutettu pylväsvarokekytkimin. 0,4 kV verkot ovat valtaosin sorvatuin, suolakyllästetyin puupylväin toteutettu-ja riippukierrejohtoja (AMKA).

20 kV verkkokuva on rakentamishetkensä mukaisesti suoraviivainen ja kulmia on vähän. Verkkojen sijoittaminen noudattaa rakentamishetkelle ominaista sijoittamista noin 30–200 metriä tiestä poispäin. 0,4 kV tai 20 kV ja tele-yhteiskäyttöjen määrä on vähäinen. 1980- ja 1990 luvuilla voimak-kaammin esille nousseet keskustelut sähkökatkojen aiheuttamista haitoista eivät ole sanottavasti havaittavissa Utsjoen verkon sijoittelussa. Haastatte-lussa ilmeni, että tieviranomaisen suhtautuminen tiealueelle tai sen välittö-mään läheisyyteen sijoitettuun sähköjohtoon on ollut kielteinen. Näin on ti-lanne ollut aikaisemmin myös muualla maassa. Vasta nyttemmin vaatimuk-set tien varteen sijoitetusta sähköjohdosta on hyväksytty paremmin.

Utsjoen sähköverkkoja ei ole vielä ikänsä puolesta jouduttu uusimaan. Tä-män tullessa ajankohtaiseksi on varsin luontevaa valita johtojen sijoituspai-koiksi teiden varret. Tällä tavoin tiealue tukee omalta osaltaan kasvavaa käyttövarmuusvaatimusta, jota viranomainen osoittaa sähkönjakelua koh-taan. Sijoitettaessa johto tien varrelle saavutetaan mm. seuraavia hyötyjä: - toinen puoli johdosta on puuvarmaa, puusto ei ylety tien takaa johdolle - johdon vikapartiointi ja korjaaminen nopeutuvat - johdon jokapäiväinen havainnointi lisää tietoutta vikaantumisesta.

Puustoisilla osuuksilla johtokatujen leveys ei kaikilta osin täytä 10 metrin rungosta runkoon leveyttä ja aluskasvillisuus on paikoin pitkää. Johtokadun aluskasvillisuuden raivaaminen ja reunapuuston käsittely ovat kuitenkin normaalia sähköverkon suunnitelmallista kunnossapitotoimintaa. Nämä toimenpiteet ovat myös Utsjoella käynnissä. Johtokatujen reunapuiden poistaminen ja maankäyttöoikeussopimuksen mukaisessa tilassa pitäminen ovat halvimmat tavat parantaa käyttövarmuutta. Liian lähellä johtoa kasva-vat puut aiheuttavat turhia maasulun aiheuttamia keskeytyksiä. Näiden kes-keytysten vaikutuksen piirissä on poikkeuksetta useampia sähkönkäyttäjiä.

Yhteenveto USO:n sähköverkosta - valtaosin perinteinen avojohtoverkko - keski-ikä noin 25 vuotta - käytössä suolakyllästetyt, sorvatut puupylväät ja taso-orret (teräs) - johdot ovat valtaosin teiden läheisyydessä, mutta ei teiden vieressä - johdot ovat osin jyrkkäpiirteisessä ja vaikeakulkuisessa maastossa - käyttö- ja kunnossapitotoiminta on suunnitelmallista ja dokumentointi

kunnossa


- vallitseva puusto ei aiheuta merkittävää keskeytysriskiä, mutta edellyt-tää säännöllistä raivausta

- viime vuosien häiriökehitys on ollut myönteistä ja tunnusluvut ovat tällä hetkellä Suomen maaseutuverkkoyhtiöiden tasolla tai alapuolella

- pylväiden ja verkon yleinen kunto on suppean tarkastuskierroksen pe-rusteella varsin hyvä ja verkon pitoajan nostaminen hyväkuntoisilla osuuksilla 40 vuodesta 50 vuoteen tuntuu perustellulta

4.7 INVESTOINNIT NYKYISELLÄ TOIMITUSVARMUUSTASOLLA

Nykyinen toimitusvarmuustaso saadaan säilytettyä korvaamalla ikääntyvät komponentit vastaavilla uusilla komponenteilla. Tällöin verkoston rakenne pysyy samana eikä esimerkiksi johtokatuja siirretä käyttötoiminnan kannal-ta tarkoituksenmukaisempiin paikkoihin.

USO:n verkoston komponenttien keski-ikä on noin 25 vuotta, joten yleisesti käytetyllä 40 vuoden teknisellä pitoajalla laitteistot tulisivat uusittaviksi keskimäärin 15 vuoden kuluttua. Verkostotarkastuksessa verkoston kunto todettiin olevan hyvä (ks. kpl 4.6), joten tarkastelussa on perusteltua ottaa mukaan myös 50 vuoden pitoaika.

USO:n verkosta oli saatavilla tarkat tiedot 20 kV:n johto-osuuksien valmis-tumisvuosista ja muuntamoiden osalta valmistumisvuodesta ja peruskorja-usvuodesta. 0,4 kV:n komponenttien ikä- ja muuntamokohtaisia määrätieto-ja ei ollut käytettävissä, joten niiden määrän oletettiin jakautuvan tasan kai-kille muuntamoille ja iän oletettiin olevan saman kuin muuntamonkin. Näin laskettuna 0,4 kV:n komponenttien keski-ikä muodostui noin vuoden oike-aa ikää vanhemmaksi.

Komponenttien hintatietoina käytettiin Energiateollisuuden verkostotöiden kustannusluetteloa (KA2:06) ja Empowerin eräiden verkostokomponenttien yksikköhintojen määrittelyä (2007), joita myös EMV käyttää verkonar-vonmäärittelyssä. Korvausinvestointeina otettiin huomioon vain varsinaiset verkostokomponentit (sähköaseman 20 kV laitteistot, 20 ja 0,4 kV johdot, muuntajat, muuntamot, jakokaapit), jolloin esimerkiksi tietojärjestelmät, rakennukset, koneet ja energianmittauslaitteet jätettiin tarkastelun ulkopuo-lelle.

USO:n uusittavien verkostokomponenttien jälleenhankinta-arvoksi saatiin noin 12,9 miljoonaa euroa, josta pienjännitekomponenttien (johdot, kaape-lit, jakokaapit ja varokekytkimet) osuus on noin 3,1 miljoonaa euroa, muun-tajien ja muuntamoiden noin 1,8 miljoonaa, 20 kV johtojen ja erottimien noin 7,2 miljoonaa ja 20 kV sähköasemalaitteistojen noin 0,9 miljoonaa. Investointien ajoitus määriteltiin 40 ja 50 vuoden teknisille pitoajoille. Kai-kille komponenteille oletettiin sama pitoaika.

Kuvassa 9 ja 10 on esitetty korvausinvestointitarpeen teoreettinen vuosit-tainen jakauma eri pitoajoilla tarkastelujaksolla 2008–2050. Kuvista näh-


dään, että verkosto on rakennettu melko lyhyellä aikavälillä, jolloin pääosa korvausinvestoinneista osuu noin 12 vuoden jaksolle. Kuvat eivät esitä in-vestointien toteutusaikataulua, vaan niiden on tarkoitus antaa kuva korvat-tavien komponenttien arvon teoreettisesta jakautumisesta tarkastelujaksolle.

Utsjoen Sähköosuuskunnan korvausinvestointitarve 40 vuoden pitoajalla

0

500 000

1 000 000

1 500 000

2 000 000

2 500 000

3 000 0002008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

2036

2037

2038

2039

2040

2041

2042

2043

2044

2045

2046

2047

2048

2049

2050

€/a

Jakokaapit ja varokkeet

0,4 kV johdot

Muuntajat ja muuntamot

20 kV johdot

Sähköasema

Kuva 9. USO:n korvausinvestointitarve 40 vuoden pitoajalla vuosina 2008-

2050.

Utsjoen Sähköosuuskunnan korvausinvestointitarve 50 vuoden pitoajalla

0

500 000

1 000 000

1 500 000

2 000 000

2 500 000

3 000 000

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

2036

2037

2038

2039

2040

2041

2042

2043

2044

2045

2046

2047

2048

2049

2050

€/a

Jakokaapit ja varokkeet

0,4 kV johdot


20 kV johdot

Sähköasemakomponentit

Kuva 10. USO:n korvausinvestointitarve 50 vuoden pitoajalla vuosina

2008-2050.


4.8 INVESTOINNIT NOSTETTAESSA TOIMITUSVARMUUSTASOA

Toimeksiannossa eri toimitusvarmuustason tarkasteluvaihtoehtoina nykyti-lanteen (vaihtoehto a) lisäksi olivat seuraavat keskeytyksen kestoaikaan liit-tyvät vaihtoehdot:

Vaihtoehto b) Asiakaskohtainen vuosittainen keskeytysaika ei saisi ylittä suuruusluokkaa keskimäärin 6-10 h/a muutaman vuoden tarkasteluajanjak-son kuluessa (Lappeenrannan ja Tampereen teknillisten yliopistojen 26.10.2006 julkaisema selvitys: Sähkönjakeluverkkoon soveltuvat toimi-tusvarmuuskriteerit ja niiden raja-arvot sekä sähkönjakelun toimitusvar-muudelle asetettavien toiminnallisten tavoitteiden kustannusvaikutukset)

Vaihtoehto c) Pisimmät keskeytykset sähkönjakelussa ovat enintään 6 tun-tia hyvinkin poikkeuksellisissa olosuhteissa (KTM:n raportti 18/2002, sel-vitysmies Forstén)

Vaihtoehto d) Päästä eroon 24 tuntia ylittävistä sähkökatkoista seuraavan kuuden vuoden kuluessa (Ruotsin asettama lakisääteinen tavoite)

Taustaa

Lappeenrannan ja Tampereen teknillisen yliopiston selvityksen mukaan (s. 43) pysyvien vikojen kestoon voidaan merkittävästi vaikuttaa seuraavilla teknisillä ratkaisuilla: - kauko-ohjattavilla erottimilla - varayhteyksillä - valvomoautomaatiolla.

Saman raportin mukaan tilanne paranee hieman seuraavilla toimenpiteillä: - kevyillä sähköasemilla - tienvarteen rakentamisella - varavoimalla.

Sen sijaan kaapelointi, PAS-johdot, 1000 V sähkönjakelu, pylväskatkaisijat ja maasulkuvirtojen sammutus vaikuttavat vain vähän pysyvien vikojen kesto/asiakas-tunnuslukuun.

Tarkastelun tekeminen ja vertailu eri vaihtoehtojen välillä on toisaalta help-po ja toisaalta haastava. Näin siksi, että seuraavat perusasiat ovat melkeinpä samanlaiset sekä Enontekiön Sähkö Oy:llä että Utsjoen Sähköosuuskunnal-la: - Molempien yhtiöiden jakelualueet sijaitsevat havupuurajan yläpuolella

tai puuston kasvu on vähäistä. Tästä johtuen tuulien ja myrskyjen kaa-tamien puiden aiheuttamat keskeytykset ovat vähäisiä ja edelleen maa-kaapeloinnin mukanaan tuoma puuvarmuus ei tuo samalla tavalla hyö-tyjä kuin muualla Suomessa on esitetty.


- Utsjoella ei ole talvella esiintyvää huurreongelmaa lainkaan ja Enonte-kiölläkin sitä esiintyy vain sen itäpuolisilla verkko-osuuksilla. Tässä-kään tilanteessa maakaapeloinnilla ei ole sanottavaa merkitystä.

- Verkostorasitus (verkostoyksikköä henkilöä kohti, vy/hlö) ei ole kum-mallakaan verkkoyhtiöllä verrattain suuri, mutta pitkien etäisyyksien ja vähäisen henkilökunnan johdosta viankorjausajat kasvavat, kun korjat-tavia vikoja on useita yhtä aikaa. (USO 1191 vy, 9 hlö (Ellappi), 132 vy/hlö ja ENO 1180 vy, 6 hlö, 197 vy/hlö)

- Pitkät maantieteelliset etäisyydet ja verkostoa korjaavan henkilökunnan ja korjausmateriaalin sijoittuminen verkkoon nähden lisää matkustus- ja kuljetusajan osuutta kokonaiskorjausajasta ja näin ollen osaltaan kasvat-taa keskeytysten pituuksia.

- Vallitsevat olosuhteet: pitkä pimeä talvi, vaikeat maasto-olosuhteet, ko-va pakkanen ja rajalliset resurssit, hankaloittavat ja vaikeuttavat vian-korjausta ja pidentävät häiriöiden kestoaikoja.

Vaihtoehto b) Asiakaskohtainen vuosittainen keskeytysaika ei ylitä keski-määrin 6-10 h/vuosi

Vuonna 2006 USO:n asiakaskohtaisen keskeytysajan toteutunut arvo oli 2,73 tuntia/asiakas ja vuonna 2005 vastaava arvo oli 5,03 tuntia/asiakas. Keskeytysajan pieneneminen ja hyvä nykyinen taso on pääosin käyttöön-otetun 20 kV:n verkon maasulun sammutuslaitteiston ansiota. Toki vallin-neilla ilmastollisilla olosuhteilla on oma suuri merkityksensä lukuihin.

Koska verkoston pitoaikaa on vielä jäljellä vähintään 10-15 vuotta eikä en-nen pitoajan päättymistä tapahtuviin korvausinvestointeihin ole tarkoituk-senmukaista lähteä, normaali, tarkoituksenmukainen ja suunnitelmallinen toiminta takaa vaihtoehdon b) mukaisen toimitusvarmuustason mm. seu-raavin toimenpitein: - olemassa olevan kunnossapito-ohjelman arviointi ja täsmentäminen

niin, että ennakoiva ja korjaava kunnossapito kytkeytyy selkeästi myös vallitsevaan häiriötilastointiin ja sen antamaan toteumatietoon. Tämä tarkoittaa esimerkiksi, että lähimenneisyydessä vikaantumisherkät 20 kV valuhartsieristimillä varustetut erottimet (arvio 100 kpl) tarkastetaan vuosittain

- kunnossapito-ohjelman mukainen suunnitelmallinen verkoston tarkastus ja kunnossapito, johon kuuluu esimerkiksi puupylväiden lahotarkastus-ten aloittaminen (ennustettavuuden lisääminen)

- kunnossapito-ohjelman mukainen suunnitelmallinen johtokaturaivaus ja vierimetsänhoito

- tarkoituksenmukaisen tavoiteverkon toteuttaminen, mikä tarkoittaa asia-kas- ja omistajavaatimuksiin ja alan ja viranomaisten vaatimuksiin perustuvan verkkostrategian toteuttamista. Tähän voidaan sisällyttää kuuluvaksi esimerkiksi uusien rakennettavien verkkojen sijoittaminen teiden varsille.


- sopimushallinta palveluntuottajan kanssa, mikä tarkoittaa esimerkiksi, että vasteajat on selkeästi määritetty tai palveluntuottajan sijoittuminen verkostoon nähden on tarkoituksenmukainen, jolloin mm. matka-ajat eivät kasva kriittisiksi tekijöiksi.

- osaamisen turvaaminen tulevaisuudessa, mikä tarkoittaa osaamisen tur-vaamista sekä USO:n itsensä osalta että palveluntuottajan osalta. Tämä korostuu erityisesti poikkeustilanteissa, esimerkiksi jouduttaessa va-rasyöttöjärjestelyjen nopeaan ja ennalta suunnittelemattomaan toteutta-miseen.

Toimenpiteiden kustannukset - verkoston nykytilan arviointi ja täsmennys, 5 000 € - kunnossapito-ohjelman arviointi ja täsmennys, 5 000 € - yli 20 vuotta vanhojen puupylväiden lahoisuustarkastusten aloittaminen

ja haltuunotto viiden (3) vuoden aikana (5634 pylvästä/2/3=939 pylväs-tä/vuosi), 7 500 €

- täsmennetyn kunnossapito-ohjelman mukainen 20 kV valuhartsieristeis-ten erotinten tiheämpi tarkastus (100 kpl/a), 2 000 €

- toimenpiteiden kertaluontoiset kustannukset yhteensä 17 500 € ja vuosittaiset kustannukset yhteensä 2 000 €.

Vaihtoehto c) Pisimmän yksittäisen keskeytyksen kesto ei ylitä 6 tuntia hyvinkin poikkeuksellisissa olosuhteissa

20 kV ilmajohtoverkon vikojen kokonaiskestoajat ovat seuraavat (Lappeen-rannan teknillinen korkeakoulu, Tutkimusraportti EN B-113, syyskuu 1997): - avojohdot/työaikana – 1,93 tuntia - avojohdot/vaikea häiriötilanne /työaika – 5,89 tuntia - avojohdot/päivystysaikana – 2,78 tuntia - avojohdot/vaikea häiriötilanne/päivystysaika – 3,17 tuntia

Tutkimusaineisto perustuu Hämeen Sähkö Oy:n tilastointiin vuosilta 1989…1996, poislukien vuosi 1991.

Pitkistä etäisyyksistä johtuen USO:n verkossa keskeytysaikoihin on tarkoi-tuksenmukaista lisätä yksi (1) tunti lisää matka-aikana. Matka-ajan lisäksi erona tilaston aineistoon on kaatuneiden puiden aiheuttamat viat. Puuston vähäisyyden johdosta kovien tuulien ja myrskyjen aiheuttamien häiriöiden määrä on USO:n alueella vähäisempi.

Maakaapeliverkon osalla viankorjauksen ajat voidaan kertoa kahdella, joh-tuen niiden työläämmästä korjaamisesta. Esitetyt luvut kattavat valtaosan kaikista esiintyvistä vioista ja tämän johdosta tarkastelu on suoritettu tältä pohjalta.

Keskimääräisillä viankorjausajoilla tarkasteltuna tullaan siihen tulokseen, että yksittäisten tai muutaman yhtäaikaisen vian selvittäminen ja korjaami-


nen pystytään hoitamaan kuuden (6) tunnin sisällä. Riippuen vikojen yhtä-aikaisesta määrästä ja viankorjaukseen käytettävästä henkilömäärästä kuu-den tunnin raja pahimmissa tilanteissa ylitetään. Samoin on myös niissä vaikeissa ja poikkeuksellisissa häiriöissä, jotka aiheutuvat jonkun kriittisen pääkomponentin vaurioitumisesta.

Kuuden tunnin ehdon täyttäminen tarkasti kaikissa tilanteissa ei ole USO:n verkossa mahdollista eikä välttämättä tarkoituksenmukaistakaan. Koska verkoston pitoaikaa on vielä jäljellä vähintään 10-15 vuotta eikä ennen pi-toajan päättymistä tapahtuviin korvausinvestointeihin ole tarkoituksenmu-kaista lähteä, lähimmäksi asetettua kuuden tunnin vaatimusta päästään mm. seuraavilla toimenpiteillä: - edellä vaihtoehdon b) mukaisten toimien toteuttamisella - ilmajohtojen sijoittamisella teiden varsille osin tieaukkoon - kauko-ohjattavien erottimien lisäämisellä (arviolta kolme kappaletta) - varasyöttöjen hallinnalla ja jatkuvalla ylläpitämisellä - suurhäiriösuunnitelman mukaisella toiminnalla ja harjoittelulla, myös

palveluntuottajan kanssa, ja suunnitelman säännöllisellä päivittämisellä.

Toimenpiteiden kustannukset - ilmajohtojen teiden varsille sijoittaminen silloin, kun korvattava verkko

on pitoaikansa päässä, ei maksa yleensä sen enempää kuin vanhalle paikalle rakentaminen. Rakennustarvikkeiden vähentynyt kuljettami-nen, varasyöttö- ja kytkentäjärjestelyjen vähentyminen ja työn helpom-pi toteuttaminen ovat yleensä suurempi kustannusetu kuin uuden johto-kadun hankinnan kustannukset ja tieviranomaisen työlupamaksut yh-teensä.

- kauko-ohjattavan erottimen lisäkustannus on 13 000 €/kpl, yhteensä 48 000 €. Erottimet voidaan asentaa useamman vuoden aikana.

- varasyöttöjen hallinta ja suurhäiriövalmiuden ylläpitäminen on käytän-nössä tiedon ja taidon ylläpitämistä odotettavissa olevaa tarvetta varten. Tätä voidaan hallita koulutuksella ja harjoittelulla (soveltuvin osin). Koulutuksesta muodostuva lisäkustannus on arviolta 7 500 €.

- toimenpiteiden kertaluontoiset kustannukset yhteensä 48 000 € ja vuo-sittaiset kustannukset yhteensä 7 500 €.

Vaihtoehto d) Päästä eroon 24 tuntia ylittävistä sähkökatkoista seuraavan kuuden vuoden aikana

Tämän vaihtoehdon toteutuminen tarkoittaa vian korjaamista alle 24 tunnis-sa myös pahimman häiriövaihtoehdon toteutuessa. USO:n verkossa tämä häiriö olisi esimerkiksi Alikankaan 220/20 kV sähköaseman päämuuntaja-vaurio tai Utsjoen kytkinaseman vaurioituminen ts. jakeluverkon pääkom-ponentin vaurio. Näiden vikojen todennäköisyys on erittäin pieni, mutta mahdollinen.

Näissä häiriötilanteissa korjaus- tai korvausvaihtoehdoiksi nousevat järjes-tyksessä


- varasyöttöyhteydet - varavoimakoneet - kauko-ohjattavat erottimet - verkostoautomaatio.

Kauko-ohjattavien erottimien merkitys ei tämän vaihtoehdon tilanteessa tuo suurta hyötyä. Verkostoautomaatio vallitsevassa tilanteessa on hyvä apuvä-line oikeisiin ratkaisuihin. USO:n suurhäiriösuunnitelma sisältää kuitenkin suunnitelman tämäntyyppisten tilanteiden hallintaan.

Olemassa olevia varasyöttöpisteitä on viisi ja niiden kautta voidaan tarvitta-essa siirtää kaikki USO:n tarvitsema sähköteho. Olemassa olevat varasyötöt ovat: - Karigasniemi – Luostejok Kraft - Nuorgam – Varanger Kraft - Peura – Varanger Kraft - Kaamasmukka – Inergia Oy - Petsikko – Inergia Oy.

On todettava, että nämä neljä varasyöttöpistettäkään, niin kuin ei mikään muukaan ratkaisu, absoluuttisesti takaa tarkasteltavan ehdon toteutumista. On kuitenkin hyvin epätodennäköistä, ettei näillä varasyöttöyhteyksillä sel-viydytä kuvatunlaisesta tilanteesta.

Tämän tarkastelun perusteella emme tässä vaiheessa ja näillä taustatiedoilla esitä siirrettävän varavoimakoneen hankintaa vaihtoehdoksi päästä eroon kuuden vuoden aikana yli 24 tunnin sähkökatkoista. Pelkästään USO:n käyttöön tulevan järeän MW-luokan siirrettävän varavoimakoneen hankinta ja hallinta ei mielestämme ole tässä tilanteessa tarpeellista eikä tarkoituk-senmukaista. Inergialla on lisäksi käytössään 400 kVA:n varavoima-generaattori, joka on myös USO:n käytettävissä. Arvion mukaan generaat-tori on mahdollista saattaa toimintakuntoon Utsjoella noin neljässä tunnissa ilmoituksen jättämisestä.

Toimenpiteiden kustannukset: - varasyöttötilanteen pitäminen vaatimuksenmukaisella tasolla ei sinäl-

lään vaadi erityistä lisäpanostusta tekniikkaan. Kuten vaihtoehdossa c) arvioitiin, varasyöttöjen hallinnan ja suurhäiriövalmiuden ylläpitäminen vuosittaisella omalle ja palveluntuottajan henkilöstölle järjestetyllä kou-lutuksella maksaa noin 7 500 €.

Yhteenveto toimenpiteistä toimitusvarmuuden nostamiseksi USO:n verkossa

Taulukkoon 7 on koottu edellä vaihtoehdoissa b-d esitettyjen toimitusvar-muutta parantavien toimenpiteiden kokonaiskustannukset verrattuna nykyi-seen toimitusvarmuustasoon. Osa toimenpiteistä on kertaluonteisia inves-tointeja ja osa vuosittain toistuvia kustannuksia. Toimenpiteiden vaikutus


siirtohintaan on suuruusluokaltaan 0,1 snt/kWh, mikäli kertainvestoinnit voidaan jakaa useammalle vuodelle. Merkittävin vaikutus on vuosittaisilla erillä, kertainvestointien vaikutukset oletettiin jakautuvan useammalle vuo-delle.

Taulukko 7. Kustannukset USO:n verkon toimitusvarmuuden parantamisek-

si vaihtoehdosta a) vaihtoehtoihin b), c) ja d).

Toimitusvarmuustaso Kertainvestointi

€ Vuosittain toistuva

€/vuosi

Vaihtoehto b) 17 500 2 000

Vaihtoehto c) 48 000 7 500

Vaihtoehto d) - 7 500


5 ENONTEKIÖN SÄHKÖ OY

5.1 HALLINTO JA TALOUS

Enontekiön Sähkö Oy (jatkossa ES) on perustettu vuonna 1955 ja se yhtiöi-tettiin osakeyhtiöksi vuonna 1999. Sähkölaitoksen omistaa kokonaan Enon-tekiön kunta.

Taulukkoon 7 on koottu ES:n asiakasmäärän kehitys vuosina 2001-2006. Tarkasteluaikana asiakasmäärä on lisääntynyt yhteensä 8,5 %. Samaan ai-kaan Enontekiön asukasmäärä on laskenut lähes 5 %. Uudet asiakkaat ovat pääasiassa vapaa-ajan kohteita. Asiakasmäärän kasvu on painottunut Kil-pisjärven alueelle, jonka syöttöyhteyden kapasiteetti alkaa loppua.

Taulukko 7. ES:n asiakasmäärän kehitys vuosina 2001-2006.

Asiakasmäärä Muutos Muutos

vuodesta 2001

2001 1523 -- 0,0 %

2002 1518 -0,3 % -0,3 %

2003 1542 1,6 % 1,2 %

2004 1589 3,0 % 4,3 %

2005 1621 2,0 % 6,4 %

2006 1652 1,9 % 8,5 %

Yhtiön vakinaiseen henkilöstöön kuuluu kuusi henkilöä: kaksi toimihenki-löä ja neljä asentajaa (yksi kuukausipalkkainen ja kolme tuntipalkkaista). Kesäajoiksi on lisäksi palkattu muutama henkilö lomituksien ja työkuorman takia. Laskutus-, kirjanpito-, palkanlaskenta- ja muut toimistopalvelut on ostettu Enontekiön kunnalta. Sähkölaskutus- ja postituspalvelut ostetaan Enfo Oy:ltä Kuopiosta.

Taulukossa 8 on esitetty ES:n verkkoalueen laskutettu sähkön siirto, verk-koalueen häviöt sekä häviöiden osuus koko sähkön siirrosta alueelle (säh-kön siirto alueelle + tuotanto). Toisin kuin USO:n alueella, on ES:n säh-könkäyttö pääasiassa kasvanut tarkastelujaksolla, kasvua vuodesta 2001 on kertynyt 6,7 %. Taulukosta nähdään myös, että häviöiden osuus koko siir-rosta on huomattava ja että häviöiden määrä vaihtelee vuosittain paljon. Suurin keskiteho verkossa on viime vuosina pysytellyt 6,8 MW tuntumassa.


Taulukko 8. ES:n verkkoalueen sähkönkäyttö (siirtomyynti) vuosina 2001-

2006.

Sähkön käyttö,

GWh Muutos vuo-desta 2001

Häviöt, GWh

Häviöt, % kokonaissiirrosta

2001 24,7 0,0 % 2,7 9,8 %

2002 25,1 1,8 % 1,9 6,7 %

2003 25,6 3,8 % 3,7 12,5 %

2004 27,3 10,5 % 2,7 8,7 %

2005 26,1 6,0 % 3,6 12,0 %

2006 26,3 6,7 % 4,1 13,2 %

Taulukossa 9 on esitetty ES:n liikevaihto ilman muita tuottoja, tilikauden voitto/tappio ja liikevaihdon ja siirtomäärän perusteella laskettu keskimää-räinen siirtohinta vuosina 2001-2006. Keskimääräisessä siirtohinnassa ei laskentatavasta johtuen oteta huomioon sähköveroa. ES luopui sähkön-myyntiliiketoiminnastaan vuoden 2001 aikana, mikä näkyy seuraavien vuo-sien alhaisempina liikevaihtoina. Vuoden 2001 jälkeen liikevaihto on tullut yksinomaan siirtomaksuista, jolloin liikevaihdon ja siirretyn energian pe-rusteella on taulukkoon määritelty laskennallinen keskimääräinen siirtohin-ta. ES:ssä on viime tarkasteluvuosina ollut tapana pienentää tilikauden voit-toa poistoeroa kasvattamalla. Ilman poistoeron muutosta tilikauden voitot olisivat merkittävästi suurempia.

Taulukko 9. ES:n liikevaihto ja tilikauden voitto/tappio.

Liikevaihto,

t€ Voitto/tappio,

t€ Keskimääräinen


2001 108(1 5 4,4(1

2002 940 5 3,7

2003 787 3 3,1

2004 853 3 3,1

2005 857 6 3,3

2006 900 6 3,4

1) Sisältää myös sähkönmyynnin liikevaihdon, joten luku ei ole vertailukelpoinen

5.2 VERKOSTO

ES:n jakeluverkkoa syötetään kahden 45 kV:n sähköaseman (Hetta ja Ka-resuvanto) kautta. Karesuvannon sähköasemalle on 45 kV:n yhteys Ruotsis-ta ja Maunun kytkinasemalle 20 kV:n varasyöttöyhteys Ruotsista. Muonion Sähköosuuskunnan Suaskosken aluetta syötetään ES:n verkon kautta. Kil-pisjärven johtolähdöstä syötetään kuutta muuntopiiriä Ruotsin puolelle. Kuvassa 11 on esitetty ES:n jakeluverkon kartta.


Kuva 11. Enontekiön Sähkö Oy:n sähkönjakeluverkko.

Kilpisjärven noin 110 km:n pituiselle syöttöjohdolle ei ole varayhteyttä. Tämä muodostaa alueen toimitusvarmuuden ylläpitämisen haastavaksi. Kilpisjärven alueen rakennusmäärä kasvaa lisäksi voimakkaasti ja suurin osa koko verkkoalueen uusista asiakkaista on tullut juuri tälle alueelle. Ny-kyisellä kasvuvauhdilla syötön siirtokapasiteetti loppuu muutaman vuoden kuluessa. Siirtokapasiteettia voidaan nostaa joko rakentamalla uusi 45 kV:n johto ja 45/20 kV sähköasema 20/20 kV säätöaseman paikalle Iittoon tai vahvistamalla nykyistä 20 kV:n yhteyttä. Myös Norjalaisen Troms Kraft Nett AS:n 22 kV:n verkko ulottuu noin viiden kilometrin päähän Kilpisjär-


ven alueen verkosta. Tämä yhteys voi olla varteenotettava vaihtoehto alu-een sähkönsiirron turvaamiseen.

Käsivarren alueelle Lammasoaiviin, noin 35 kilometrin päähän Kilpisjär-veltä, on rakennettu tuulipuisto, joka koostuu kolmesta tuulivoimalasta. Vuonna 1996 rakennettujen kahden tuulivoimalan nimellisteho on 450 kW ja vuonna 1998 rakennetun voimalan 600 kW. Vanhempien voimaloiden toiminnassa on ollut ongelmia ja lisäksi toinen niistä on aiheuttanut häiriöi-tä sähkön laatuun. Uusin voimala on toiminut kahta vanhempaa paremmin ja sen osuus koko puiston tuottamasta energiasta onkin VTT:n tuulivoimati-lastojen mukaan noin puolet. Vuosina 2003-2006 tuulipuiston sähköntuo-tanto on vaihdellut välillä 2,2-2,7 GWh.

ES:llä on noin 360 km 20 kV:n ja 200 km 0,4 kV:n jakeluverkkoa, mikä te-kee asiakasta kohti laskettuna 341 metriä. Tämän lisäksi ES:llä on 85 km 45 kV:n sähköverkkoa, joka on rakennettu vuosina 1991 ja 1992. Tiedot perus-tuvat 45 ja 20 kV:n verkkojen osalta verkostokarttojen tietoihin ja 0,4 kV:n osalta EMV:lle lähetettyihin tietoihin. Taulukossa 10 on esitetty tarkemmin ES:n jakeluverkon pituus- ja ikätiedot.

Taulukko 10. ES:n jakeluverkon johtopituudet ja keski-iät.

Tyyppi Pituus, km Keski-ikä, a

45 kV verkosto 60 16

20 kV:n verkosto Sparrow, Fercemal 139 41

Raven 2 11

Pigeon 217 28

Maakaapeli 5 10

Yhteensä 363

0,4 kV verkosto Ilmajohdot 181 20

Maakaapelit 20 7

Yhteensä 201

Verkoston pituus yhteensä 624

Verkostopituus/asiakas 378 m/as.

Muuntamoita ja muuntajia ES:llä oli vuonna 2006 yhteensä 189 kpl ja nii-den keskikoko oli 115 kVA. Suurimmat muuntajakoot keskittyvät Hettan alueelle ja Kilpisjärvelle. Muuntamoiden tarkempi erottelu on esitetty tau-lukossa 11.


Taulukko 11. ES:n muuntamoiden ja muuntajien määrä- ja ikätiedot

Määrä, kpl Keski-ikä, a

Muuntamot:

1-pylväsmuuntamo 19 22



Puistomuuntamo, tyyppi 1 9 3

Muuntamoja yhteensä: 189

Muuntajat:

16 kVA 19 28

30 kVA 35 23

50 kVA 77 22

100 – 160 kVA 27 20

200 kVA 14 14

300 - 315 kVA 8 13

500 – 630 kVA 5 9

800 kVA 3 4

1200 kVA tai yli 1 11

Muuntajia yhteensä: 189

5.3 SÄHKÖN TOIMITUSVARMUUS

ES:n verkosta ei ollut saatavilla vastaavia tunnuslukuja kuin USO:n verkos-ta, joten tässä esitetyt tunnusluvut on kerätty Energiamarkkinaviraston jake-luverkkotoimintaa kuvaavien taulukoiden tiedoista. Keskimääräisen maa-seutuverkkoyhtiön tiedot on kerätty Energiateollisuus ry:n keskeytystilas-toista.

Kuvassa 6 on esitetty ES:n verkkoalueen, Suomen maaseutuverkko-yhtiöiden ja koko Suomen keskimääräiset keskeytysajat asiakasta kohti (muuntopiiritunnit jaettuna muuntopiireillä). Kuvasta havaitaan, että kes-keytysajat ovat lyhyet ottaen huomioon toimintaolosuhteet.


Enontekiön Sähkön keskimääräinen

keskeytysaika / asiakas

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

2000 2001 2002 2003 2004 2005

vuosi

Tuntia/

asiakasSuomi keskim.

Maaseutu keskim.

ENO

Kuva 12. Asiakkaan keskimääräinen keskeytysaika ES:n, keskimääräisen

maaseutujakeluverkonhaltijan verkoissa ja Suomessa keskimäärin.

Kun ES:n keskeytysmääriä verrataan keskimääräiseen arvoon Suomessa (kuva 7), havaitaan, että ne ovat huomattavasti muuta maata alhaisemmat.

Enontekiön Sähkön keskimääräinen

keskeytysten lukumäärä / asiakas

0

2

4

6

8

10

12

14

16

2000 2001 2002 2003 2004 2005

vuosi

Tuntia/

asiakasSuomi keskim.

Maaseutu keskim.

ENO

Kuva 13. ES:n keskeytysten keskimääräinen lukumäärä asiakkaalla vuodes-

sa.


5.4 SIIRTOHINNAT

Taulukossa 12 on esitetty ES:n siirtotariffivaihtoehdot. 20 MWh vuodessa kuluttavan varaavalla sähkölämmityksellä varustetun omakotitalon vuotui-siksi siirtokustannuksiksi muodostuu edullisimmillaan noin 850 euroa, jol-loin keskimääräiseksi siirtohinnaksi saadaan noin 4,2 snt/kWh ja ilman sähköveroa 3,3 snt/kWh. Veroton hinta on lähes sama kuin taulukossa 9 esitetty laskennallinen keskimääräinen siirtohinta vuonna 2006.

Taulukko 12. ES:n siirtotariffit 1.2.2006 alkaen (alv 22 %).

Yleissähkö, snt/kWh

Täyssähkö, snt/kWh

Yösähkö, snt/kWh

Vuosisähkö, snt/kWh

Talviarkipäivä 4,29 3,55 4,29 4,63

Talviyö+sunnuntai 4,29 3,55 3,52 3,23

Kesäpäivä 4,29 3,55 4,29 3,23

Kesäyö 4,29 3,55 3,52 3,23 Talviaika: 1.11.-31.3. välinen aika Päiväaika: klo 7-22 välinen aika Yöaika: klo 22-7 välinen aika

ES käyttää liittymismaksujen määrittämisessä kahteen vyöhykkeeseen pe-rustuvaa hintaa, jossa liittymän hinta kasvaa mitä kauemmaksi lähimmästä muuntamosta ja olemassa olevasta pienjännitejohdosta siirrytään. Kaava-alueille on lisäksi oma hintansa. Esimerkiksi 25 A:n sulakkeilla varustetulle omakotitalolle, joka sijaitsee 350 metrin päässä muuntamosta kaava-alueen ulkopuolella, liittymän hinta on 2 185euroa.

5.5 YHTEISTOIMINTA MUIDEN VERKKOYHTIÖIDEN KANSSA

ES:llä ja Muonion Sähköosuuskunnalla ei ole varsinaista sopimusta yhteis-työstä ja verkon käyttö ja rakentaminen tapahtuvat erillään. Yhtiöt kuiten-kin käyttävät yhteistä varastoa esimerkiksi muuntajille, jolloin molempien ei tarvitse pitää harvinaisempia komponentteja varastoissaan. Yhtiöllä on myös sama kaivinkoneurakoitsija ja ne ovat myös lainanneet asentajia toi-silleen, mikäli jommankumman verkkoalueella on sattunut suurempi häiriö. Yhtiöiden kaukokäyttöjärjestelmä on yhteinen, mikä mahdollistaisi esimer-kiksi päivystysten jakamisen. Tätä ei kuitenkaan tehdä eikä toisen verkko-aluetta juuri tunneta.

ES:n alueelta on 45 ja 20 kV:n yhteydet Ruotsiin Vattenfallin verkkoon. 45 kV:n yhteyden käytöstä varasyöttönä on olemassa sopimus, mutta Ruotsin puolella tehtävien muutostöiden takia yhteyttä ei ole käytetty muutamaan vuoteen. Maunun 20 kV:n yhteyttä voitaisiin myös käyttää varasyöttöön, mutta tästä ei ole sopimusta. Varasyöttöjen sopimustilanne kannattaisi päi-vittää Vattenfallin kanssa, sillä näillä toimilla verkoston toimitusvarmuutta voitaisiin parantaa ilman suurempia investointeja.


5.6 VERKOSTON NYKYTILA

ES:n verkolle suoritettiin vastaava verkostotarkastus kuin USO:n verkolle. ES:n 20 kV:n verkostosta tarkastettiin noin 150 km pääasiassa väliltä Hetta-Kilpisjärvi. Verkon tarkastaminen suoritettiin 15.-18.5.2007.

Tarkastaminen suoritettiin näköhavainnoin tukeutuen johtokarttoihin ja toimitusjohtaja Vilho Kokkosen haastatteluun. Tarkastusreitit sovitettiin mahdollisimman hyvin johtoreittejä noudattaen. Tarkempi tutkimus suori-tettiin johto-osilla maastossa verkon rakenteisiin tutustuen.

Enontekiön verkon vanhimmat osat ovat 1960-luvulta. Johtojen rakenteena on sorvatuin, kyllästetyin puupylväin toteutettu ilmajohtoverkko. Pylväiden perustamistapana on yleisesti maatäyttö vallitsevan maaperän mukaisesti. Pylväiden kyllästysmenetelmänä on käytetty suolakyllästystä ja kyllästys-laitoksena on ollut mm. C5-tunnuksella toiminut laitos. Pylväille ei ole suo-ritettu jälkikyllästystä tai juurituentaa.

Enontekiöllä on 45 kV avojohtoverkkoa noin 80 km, joka on rakennettu 1990-luvun alussa suolakyllästetyin, sorvatuin puupylväin. Nyt 45 kV joh-tojen keski-ikä on noin 15 vuotta. Käytettynä pylväsrakenteena on osin kahdella pylväällä toteutettu (TT-pylväs) rakenne. Johtimena 45 kV:lla on käytetty joko Pigeonia (99 mm2) tai Ravenia (62 mm2) ja orret ovat sinkit-tyjä terästaso-orsia. Johdot sijoittuvat vaihtelevasti sekä teiden läheisyyteen että niiden tavoittamattomiin. 45 kV johtokadun leveytenä on 12 metriä rungosta runkoon mitattuna. 20 kV:n ja 45 kV:n johtojen sijaitessa samassa johtokadussa johtokadun leveytenä on 14 metriä. Hetan ja Karesuvannon välillä on merkittävä määrä kallistuneita pylväitä, joka kertoo routivasta maaperästä ja kunnossapitokorjauksen tarpeesta. Karesuannon 45/20 kV sähköasemalta on 45 kV yhteys Vattenfallin verkkoon Ruotsin puolelle.

20 kV verkkoa on yhteensä noin 360 km. Ensimmäiset johto-osuudet on ra-kennettu 1950-luvulla ja niiden keski-ikä tällä hetkellä on noin 30 vuotta. Verkosto on toteutettu valtaosin sorvatuin puupylväin ja kyllästysaineena on ollut joko kreosootti tai suolakylläste. Kulmapylväsrakenteena on raken-tamisajankohdan mukaisesti harustettu kulmapylväs. 20 kV runkoverkon osalla johtokulmat on rakennettu kolmella pylväällä, kukin johdin oman pylvään kautta. Vallitsevana johtimena 20 kV avojohdoilla on joko Pigeon (99 mm2) tai Raven (62 mm2). Maakaapelien osuus on vähäinen, mutta on huomattava, että muun muassa Kilpisjärven uudet loma-asuntoalueet ovat kokonaan maakaapeloituja.

Johdot kulkevat paikoin maasto-olosuhteissa, joihin ei pääse normaalilla työkonekalustolla (autot ja kaivinkoneet). Näissä tapauksissa rakennusma-teriaalit on kuljetettu paikanpäälle hevosilla ja pylvään pystyttäminen on to-teutettu käsityönä. Vaikeimmissa paikoissa verkonrakentamiseen on käytet-ty helikopteria.


Verkon vallitsevana latvarakenteena on galvanoitu, teräksinen taso-orsi, joiden vaihejohdinten väli on normaalia (1100 mm) suurempi (1450 mm). Pidempi vaiheväli mahdollistaisi pidemmän pylväsvälin käyttämisen. 20 kV runkoverkossa pylväsväli on yleensä 90 metriä, mutta myös noin 120 metrin pylväsväliä on käytetty vaikeimmissa paikoissa. Eristimien vallitse-vana materiaalina on joko valkoinen tai ruskea posliini.

Pylväsmuuntamot ovat muuntamoerottimella varustettuja pääosin joko 1- tai 2-pylväsmuuntamoita. Sulakesuojaus on toteutettu pylväsvarokekytki-min. 0,4 kV verkot ovat valtaosin sorvatuin, suolakyllästetyin puupylväin toteutettuja riippukierrejohtoja (AMKA).

ES:n verkoston topologiaan ja sijoitteluun pätee sama kuin USO:n verkos-toon; verkosto on suoraviivaista eikä se noudattele tiestöä. Uusinnan yhtey-dessä johtojen sijoituspaikoiksi kannattaakin valita teiden varret. Myös joh-tokadut ovat USO:n tavoin paikoin alle kymmenen metriä leveitä. Käyttö-varmuuden kannalta niiden leveyteen tulisi kiinnittää huomiota.

Yhteenveto ES:n sähköverkosta - valtaosin perinteinen avojohtoverkko - käytössä on kreosootti- tai suolakyllästetyt sorvatut puupylväät ja joko

puu- tai terästaso-orret - 20 kV verkko on rakennettu 1950-luvulta lähtien, verkon keski-ikä on

noin 30 vuotta - johdot ovat valtaosin teiden läheisyydessä, mutta ei teiden vieressä - paikoitellen kallistuneiden pylväiden osuus on merkittävä - verkostossa tiedetään olevan lahovaurioituneita puupylväitä - vallitseva puusto ei aiheuta merkittävää keskeytysriskiä, mutta edellyt-

tää säännöllistä raivausta - pylväiden ja verkon yleinen kunto on tarkastuskierroksen perusteella

varsin hyvä ja verkon pitoajan nostaminen hyväkuntoisilla osuuksilla 40 vuodesta 50 vuoteen tuntuu perustellulta. Jo nyt osa verkosta on yli 40 vuotta vanhaa.

5.7 INVESTOINNIT NYKYISELLÄ TOIMITUSVARMUUSTASOLLA

Nykyinen toimitusvarmuustaso saadaan säilytettyä korvaamalla ikääntyvät komponentit vastaavilla uusilla komponenteilla. Tällöin verkoston rakenne pysyy samana eikä esimerkiksi johtokatuja siirretä käyttötoiminnan kannal-ta tarkoituksenmukaisempiin paikkoihin.

ES:n verkoston komponenttien keski-ikä on hieman USO:n verkkoa van-hempi, sillä osa verkosta on rakennettu jo 1960-luvun alussa. Verkoston keski-ikä on noin 30 vuotta, joten 40 vuoden teknisellä pitoajalla laitteistot tulisivat uusittaviksi keskimäärin jo 10 vuoden kuluttua. Merkittävä osa 20 kV:n verkosta (yhteensä noin 140 km) on jo nyt yli 40 vuotta vanhaa, joten investointien tarkastelu myös 50 vuoden pitoajalla on tarkoituksenmukaista.


ES:n verkostosta oli saatavilla vain 20 kV:n ja 45 kV:n johtojen tarkemmat ikätiedot. Muuntamoiden ja pienjänniteverkostojen laitteiden iät arvioitiin samaksi kuin johto-osuus, johon komponentit on kytketty. Pienjännitever-kon komponenttien oletettiin jakautuvan muuntamoille tasan.

Investoinneissa otettiin huomioon 45, 20 ja 0,4 kV verkostokomponentit, jolloin esimerkiksi tietojärjestelmät, rakennukset, koneet ja energianmitta-uslaitteet jätettiin tarkastelun ulkopuolelle. Myös 110/45 kV:n sähköasema-laitteistot jätettiin tarkastelun ulkopuolelle. Kilpisjärven toimitusvarmuuden säilyttäminen vaatii syöttöyhteyden kapasiteetin varmentamisen jo seuraa-van kymmenen vuoden sisällä. Kappaleessa 5.6 on verrattu Kilpisjärven sähkönsyötön varmentamisen vaihtoehtojen kannattavuutta. Vertailussa päädyttiin Norjan varayhteyden olevan kannattavin. Investointilaskelmissa tämä otettiin huomioon lisäämällä vuoteen 2018 yhteyden laskennallisia ra-kentamiskustannuksia vastaava investointi (640 000 €).

Investointien teoreettinen ajoitus määriteltiin 40 ja 50 vuoden teknisille pi-toajoille. Kaikille komponenteille oletettiin sama pitoaika. Investointien yh-teisarvoksi saatiin noin 17,3 miljoonaa euroa, josta pienjännitekomponent-tien (johdot, kaapelit, jakokaapit ja varokekytkimet) osuus on noin 3,0 mil-joonaa euroa, muuntajien ja muuntamoiden noin 1,9 miljoonaa, 20 kV:n johtojen ja erottimien noin 7,6 miljoonaa, 45 ja 20 kV sähköasemalaitteisto-jen ja säätöaseman noin 1,3 miljoonaa ja 45 kV:n johto-osuuksien 2,8 mil-joonaa. Lisäksi mukana on myös mahdollinen Norjan syöttöyhteys (0,6 mil-joonaa euroa), joka ajoitettiin vuodelle 2018. Kuvissa 14 ja 15 on esitetty korvausinvestointitarpeen tarkempi vuosittainen jakauma eri pitoajoilla tar-kastelujaksolla 2008–2050. Tällä hetkellä yli 40 vuotta vanhojen komponenttien uushankinta-arvo on noin 4,7 miljoonaa euroa. Kuvassa 12 tämä investointi on merkitty kokonaisuudessaan vuodelle 2008. Kuvat eivät esitä investointien toteutusaikataulua, vaan niiden on tarkoitus antaa kuva korvattavien komponenttien arvon teoreettisesta jakautumisesta tarkastelujaksolle.


Enontekiön Sähkön korvausinvestointitarve 40 vuoden pitoajalla

0

500 000

1 000 000

1 500 000

2 000 000

2 500 000

3 000 000

3 500 000

4 000 000

4 500 000

5 000 000

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

2036

2037

2038

2039

2040

2041

2042

2043

2044

2045

2046

2047

2048

2049

2050

€/a

Norjan yhteys

Jakokaapit, varokkeet

0,4 kv johdot ja kaapelit


20 kV johdot

45 kV johdot

Sähköasemat

Kuva 14. ES:n verkostoinvestoinnit 40 vuoden pitoajalla vuosina 2008–

2050.

Enontekiön Sähkön korvausinvestointitarve 50 vuoden pitoajalla

0

500 000

1 000 000

1 500 000

2 000 000

2 500 000

3 000 000

3 500 000

4 000 000

4 500 000

5 000 000

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

2036

2037

2038

2039

2040

2041

2042

2043

2044

2045

2046

2047

2048

2049

2050

€/a

Norjan yhteys

Jakokaapit, varokkeet

0,4 kv johdot ja kaapelit


20 kV johdot

45 kV johdot

Sähkö-asemat

Kuva 15. ES:n verkostoinvestoinnit 50 vuoden pitoajalla vuosina 2008-

2050.

5.8 INVESTOINNIT NOSTETTAESSA TOIMITUSVARMUUSTASOA

Aiemmin USO:n yhteydessä luvussa 4.8 kuvatun yhteisen tilanteen lisäksi voidaan todeta, että ES:n verkostossa vallitseva tila on USO:a haastavampi


johtuen iäkkäämmästä verkosta ja haastavammista jakeluolosuhteista. Alla on listattu ES:n jakelualueen erityispiirteitä: - asiakaskunta kasvaa ja asiakaskunnassa on enemmän vaativia asiakkaita - suurempi puustoisuus - perinteinen toimintamalli, jossa verkkoliiketoimintaa ei ole eriytetty

urakointitoiminnasta - muutokset ja epävarmuudet omistajapolitiikassa ja -vaatimuksissa - resurssien saatavuus - verkoston mekaaninen ja sähkötekninen kunto on huonompi kuin

USO:n verkossa - lumikuormien (tykkä) aiheuttamia vikoja esiintyy alueen itäosissa - osassa puupylväitä esiintyy huonosta kyllästyksestä johtuvaa juurilahoa

(Vuosku-Maunu, Teleltä siirtynyt verkko).

Enontekiön tarkastelun tuloksena ehdotetaan, että - Kilpisjärven tilanne tulee käsitellä omana kohtanaan, - muilta osin verkon toimitusvarmuustason parantamista käsitellään kuten

USO:n kohdalla ja lisäksi - verkostoautomaatiota ja kaukokäytettäviä erottimia lisätään.

Vaihtoehto b) Asiakaskohtainen vuosittainen keskeytysaika ei ylitä keski-määrin 6-10 h/a

Koska verkoston pitoaikaa on vielä jäljellä pääosin vähintään 10 vuotta eikä ennen pitoajan päättymistä tapahtuvaan korvausinvestointiin ole tarkoituk-senmukaista lähteä, normaali, tarkoituksenmukainen ja suunnitelmallinen toiminta takaa vaihtoehdon b) vaatimuksen mukaisen tason mm. seuraavin toimenpitein: - olemassa olevan kunnossapito-ohjelman arviointi ja täsmentäminen

niin, että sen ennakoiva ja korjaava kunnossapito kytkeytyy selkeästi myös vallitsevaan häiriötilastointiin ja sen antamaan toteumatietoon. Tämä tarkoittaa esimerkiksi, että vaurioituneita johdinsiteitä sisältävät johto-osuudet ja lumikuormien vaivaamat johto-osuudet otetaan erityis-tarkkailuun ja tarkastetaan vuosittain.

- kunnossapito-ohjelman mukainen suunnitelmallinen verkoston tarkastus ja kunnossapito (ennustettavuuden lisääminen)

- kunnossapito-ohjelman mukainen suunnitelmallinen johtokaturaivaus ja vierimetsänhoito

- tarkoituksenmukaisen tavoiteverkon toteuttaminen, mikä tarkoittaa asia-kas- ja omistajavaatimuksiin ja alan ja viranomaisten vaatimuksiin perustuvan verkkostrategian toteuttamista. Tähän voidaan sisällyttää kuuluvaksi esimerkiksi uusien rakennettavien verkkojen sijoittaminen teiden varsille.

- osaamisen turvaaminen tulevaisuudessa, mikä tarkoittaa osaamisen tur-vaamista sekä ES:n itsensä osalta, mutta myös palveluntuottaja-vaihtoehdon/yhteistyön tiivistämisen kautta (Muonion Sähköosuuskun-ta).


Toimenpiteiden kustannukset: - verkoston nykytilan arviointi ja täsmennys, 5 000 € - kunnossapito-ohjelman arviointi ja täsmennys, 5 000 € - yli 20 vuotta vanhojen puupylväiden lahoisuustarkastusten aloittaminen

ja haltuunotto viiden (3) vuoden aikana (8741 pylvästä/2/3=1457 pyl-västä/ vuosi), 12 000 €

- täsmennetyn kunnossapito-ohjelman mukainen 20 kV riskialttiimpien johtojen tiheämpi tarkastamien (50 km), 4 000€

- viankorjausresurssien lisääminen, 20 000 € - toimenpiteiden kertaluontoiset kustannukset yhteensä 22 000 € ja vuo-

sittaiset kustannukset yhteensä 24 000 €.

Vaihtoehto c) Pisin yksittäisen keskeytyksen kesto ei ylitä 6 tuntia hyvinkin poikkeuksellisissa olosuhteissa

20 kV ilmajohtoverkon vikojen kokonaiskestoajat ovat seuraavat (Lappeen-rannan teknillinen korkeakoulu, Tutkimusraportti EN B-113, syyskuu 1997): - avojohdot/työaikana – 1,93 tuntia - avojohdot/vaikea häiriötilanne /työaika – 5,89 tuntia - avojohdot/päivystysaikana – 2,78 tuntia - avojohdot/vaikea häiriötilanne/päivystysaika – 3,17 tuntia.

Tutkimusaineisto perustuu Hämeen Sähkö Oy:n tilastointiin vuosilta 1989…1996 – poislukien vuosi 1991.

Pitkistä etäisyyksistä johtuen ES:n verkossa keskeytysaikoihin on tarkoi-tuksenmukaista lisätä yksi (1) tunti lisää matka-aikana. Matka-ajan lisäksi erona tilaston aineistoon on kaatuneiden puiden aiheuttamat viat. Puuston vähäisyyden johdosta kovien tuulien ja myrskyjen aiheuttamien häiriöiden määrä on ES:n alueella vähäisempi.

Maakaapeliverkon osalta viankorjauksen ajat voidaan kertoa kahdella joh-tuen niiden työläämmästä korjaamisesta. Esitetyt luvut kattavat valtaosan kaikista esiintyvistä vioista ja tämän johdosta tarkastelu on suoritettu tältä pohjalta.

Keskimääräisillä viankorjausajoilla tarkasteltuna tullaan siihen tulokseen, että yksittäisten tai muutaman yhtäaikaisen vian selvittäminen ja korjaami-nen pystytään hoitamaan kuuden (6) tunnin sisällä. Riippuen vikojen yhtä-aikaisesta määrästä ja viankorjaukseen käytettävästä henkilömäärästä kuu-den (6) tunnin raja pahimmissa tilanteissa ylitetään. Samoin on myös niissä vaikeissa ja poikkeuksellisissa häiriöissä, jotka aiheutuvat jonkun kriittisen pääkomponentin vaurioitumisesta.

Kuuden tunnin ehdon täyttäminen tarkasti kaikissa tilanteissa ei ole ES:n verkossa mahdollista eikä välttämättä tarkoituksenmukaistakaan. Koska verkoston pitoaikaa on vielä jäljellä vähintään 10 vuotta eikä ennen pitoajan


päättymistä tapahtuviin korvausinvestointeihin ole tarkoituksenmukaista lähteä, lähimmäksi asetettua kuuden tunnin vaatimusta päästään mm. seu-raavilla toimenpiteillä: - edellä vaihtoehdon b) mukaisten toimien toteuttamisella - ilmajohtojen sijoittamisella teiden varsille tieaukkoon - kauko-ohjattavien erottimien lisäämisellä - varasyöttöjen hallinnalla ja jatkuvalla ylläpitämisellä - suurhäiriösuunnitelman mukaisella toiminnalla ja harjoittelulla, myös

palveluntuottajan kanssa, ja suunnitelman säännöllisellä päivittämisellä.

Toimenpiteiden kustannukset: - ilmajohtojen teiden varsille sijoittaminen silloin, kun korvattava verkko

on pitoaikansa päässä, ei maksa yleensä sen enempää kuin vanhalle paikalle rakentaminen. Rakennustarvikkeiden vähentynyt kuljettami-nen, varasyöttö- ja kytkentäjärjestelyjen vähentyminen ja työn helpom-pi toteuttaminen ovat yleensä suurempi kustannusetu kuin uuden johto-kadun hankinnan kustannukset ja tieviranomaisen työlupamaksut yh-teensä.

- kauko-ohjattavan erottimen lisäkustannus on 5x13 000 €/kpl 65 000 € - varasyöttöjen hallinta ja suurhäiriövalmiuden ylläpitäminen on käytän-

nössä tiedon ja taidon ylläpitämistä odotettavissa olevaa tarvetta varten. Tätä voidaan hallita koulutuksella ja harjoittelulla (soveltuvin osin). Koulutuksesta muodostuva lisäkustannus on arviolta 3 000 €.

- toimenpiteiden kertaluontoiset kustannukset yhteensä 87 000 € ja vuo-sittaiset kustannukset yhteensä 27 000 €.

Vaihtoehto d) Päästä eroon 24 tuntia ylittävistä sähkökatkoista seuraavan kuuden vuoden aikana

Tämän vaihtoehdon toteutuminen tarkoittaa pahimman häiriövaihtoehdon toteutumista, joka olisi esimerkiksi jakeluverkon pääkomponentin vaurio. Näiden vikojen todennäköisyys on erittäin pieni, mutta mahdollinen. Kil-pisjärven tilanteen tarkastelu on otettu tässä yhteydessä omaksi kohdakseen.

Näissä häiriötilanteissa korjaus- tai korvausvaihtoehdoiksi nousevat järjes-tyksessä - varasyöttöyhteydet - varavoimakoneet - kauko-ohjattavat erottimet - verkostoautomaatio.

Kauko-ohjattavien erottimien merkitys nousee ES:n verkossa esille sen joh-dosta, että sen verkossa ei niitä nykyisin ole. Verkostoautomaatio esim. korvattavuuslaskenta vallitsevassa tilanteessa on hyvä apuväline oikeisiin ratkaisuihin.

Olemassa olevia varasyöttöpisteiden kautta pystytään hoitamaan ES:n tar-vitsema teho. Varasyöttöjen hyödyntäminen edellyttää niiden tarkastamista,


korvattavuuslaskelmia, sopimusten päivittämistä ja kouluttautumista va-rayhteyksien käyttöön. Ruotsin (Vattenfall) varayhteyden käytössä on to-dettu olevan jonkin verran parantamismahdollisuutta.

On todettava, että varasyöttöyhteydet, niin kuin ei mikään muukaan ratkai-su, absoluuttisesti takaa tarkasteltavan ehdon toteutumista. On kuitenkin hyvin epätodennäköistä, ettei näillä varasyöttöyhteyksillä selviydytä kuva-tunlaisesta tilanteesta.

Tämän tarkastelun perusteella emme tässä vaiheessa ja näillä taustatiedoilla esitä siirrettävän varavoimakoneen hankintaa vaihtoehdoksi päästä eroon kuuden vuoden aikana yli 24 tunnin sähkökatkoista. Järeän MW-luokan siirrettävän varavoimakoneen hankinta ja hallinta ei mielestämme ole tässä tilanteessa tarpeellista eikä tarkoituksenmukaista.

Toimenpiteiden kustannukset: - varasyöttötilanteen pitäminen vaatimuksenmukaisella tasolla ei sinäl-

lään vaadi erityistä lisäpanostusta tekniikkaan. Kuten vaihtoehdossa c) arvioitiin, varasyöttöjen hallinnan ja suurhäiriövalmiuden ylläpitäminen vuosittaisella omalle ja palveluntuottajan henkilöstölle järjestetyllä kou-lutuksella maksaa noin 15 000 €.

Kilpisjärven alueen sähköntoimituksen ratkaisu

Kuten aikaisemmassa tekstissä todettiin, on Kilpisjärven sähköntoimituksen varmistamiseen tehtävä toimenpiteitä pikaisesti. Kilpisjärven tarkastelu on suoritettava irrallaan toimeksiannon päätehtävästä - korvausinvestointitar-peista. Alla on kuvattu kaksi selvintä ratkaisua ongelmaan.

Alla on listattu merkittävimmät Kilpisjärven sähköntoimitukseen liittyvät tiedot: - yksi 20 kV syöttöjohto, pituus 110 km - Kilpisjärven tehontarve 1,5 MW - tehontarpeen kasvu 0,2-0,3 MW/vuosi, joka muodostuu loma-

asutuksesta - 1,5 MW:n Lammasoaivin tuulipuisto 35 km Kilpisjärveltä etelään - 20/20 kV jännitteen korotusasema Iitossa, 55 km Kilpisjärveltä etelään,

muuntajateho 2 MW (2004) - Vuosku- Maunu alueella olevat lahot 20 kV pylväät.

Kilpisjärven sähköntoimituksen varmistamisen tarkasteluvaihtoehdoiksi on valittu kaksi vaihtoehtoa: 1. 45 kV:n johto ja 45/20 kV sähköaseman rakentaminen Iittoon ja 2. 20 kV yhteyden rakentaminen Norjan puolelta Kilpisjärvelle.

1. 45/20 kV sähköasema Iittoon - noin 50 km 45 kV johtoa Karessuannosta Iittoon – 2 350 k€ - 45/20 kV sähköasema – 345 k€


- 45/20 kV muuntaja – 252 k€ - kaukokäyttö – 78,5 k€ - karkea kokonaishinta 3 100 k€

2. 20 kV yhteys Norjasta - noin 5 km uutta 20 kV johtoa (Pigeon) – 110 k€ - noin 5 km 20 kV johdinvaihto (Sparrow – Pigeon) – käytännössä uuden

rakentamista ja vanhan purkamista – 120 k€ - 22/20 kV jännitteensäätöasema 190 k€ - säätömuuntaja – 182 k€ - kauko-ohjattavat erottimet 2 kpl – 26 k€ - pylväsmuuntamot, 2 kpl Norjan puolelle – 13 k€ - karkea kokonaishinta – 641 k€

Iittoon rakennettava sähköasema poistaisi tehonnoususta aiheutuneen siir-tokapasiteettivajeen, mutta ei ratkaisisi täysin varasyöttöyhteyden puutetta varsinkaan kuorman vielä kasvaessa. Norjan syöttöyhteys parantaisi heti syöttövarmuutta, mutta kuorman vielä kasvaessa yhteys jouduttaisiin pitä-mään kytkettynä osin jatkuvasti. Kuorman kasvaessa voi koko johtolähdön syöttäminen Norjan kautta olla mahdotonta, mutta ainakin pääosa Kilpis-järvestä pitäisi pystyä syöttämään tätä kautta myös myöhemmin.

USO on tehnyt norjalaisen Varanger Kraft:n kanssa sopimuksen varasyöt-töyhteydestä, jossa Varanger Kraft on rakentanut vaadittavan sähköaseman ja verkoston ja USO maksaa yhteydestä vuokraa. Näin USO on välttänyt suuren kertainvestoinnin tekemisen. Vastaavanlaista toteutustapaa voitaisiin mahdollisesti soveltaa myös Kilpisjärvellä Troms Kraftin kanssa.

Tarkoituksenmukaisemmaksi ratkaisuksi näiden kahden vaihtoehdon välillä osoittautuisi näin ollen Norjan yhteyden rakentaminen halvempana ja enemmän käyttövarmuutta tuovana vaihtoehtona. Yhteyden rakentamisella saadaan pienellä investoinnilla lisää aikaa 45 kV:n yhteyden tarpeellisuu-den selvittämiseen. Vaihtoehtojen tarkempi tarkastelu tulisi ottaa työn alle lähiaikoina.

Yhteenveto toimenpiteistä toimitusvarmuuden nostamiseksi ES:n verkossa

Taulukkoon 13 on koottu edellä vaihtoehdoissa b-d esitettyjen toimitus-varmuutta parantavien toimenpiteiden kokonaiskustannukset verrattuna ny-kyiseen toimitusvarmuustasoon. Osa toimenpiteistä on kertaluonteisia in-vestointeja ja osa vuosittain toistuvia toiminnan tehostamisesta muodostu-via kustannuksia. Toimenpiteiden vaikutus siirtohintaan on suuruusluokal-taan 0,1 snt/kWh, mikäli kertainvestoinnit voidaan jakaa useammalle vuo-delle. Merkittävin vaikutus on vuosittaisilla erillä. Kilpisjärven yhteyden rakentaminen on jo otettu huomioon investointien kokonaismäärässä.


Taulukko 13. Kustannukset ES:n verkon toimitusvarmuuden parantamiseksi

vaihtoehdosta a) vaihtoehtoihin b), c) ja d).

Toimitusvarmuustaso Kertainvestointi

€ Vuosittain toistuva

€/vuosi

Vaihtoehto b) 22 000 24 000

Vaihtoehto c) 87 000 27 000

Vaihtoehto d) 15 000

Kilpisjärven yhteys 640 000 -


6 INVESTOINTIEN RAHOITUSVAIHTOEHDOT JA NIIDEN VAIKUTUS SIIRTOHIN-TOIHIN

On ilmeistä, että tulevat korvausinvestoinnit aiheuttavat yhtiöiden siirtohin-toihin nostopaineita. Tässä kappaleessa tarkastellaan siirtohinnan muuttu-mista, jos korvausinvestoinnit toteutetaan tulorahoitteisesti itse ja tilantees-sa, jossa ES ja Muonion Sähköosuuskunta sekä USO ja Inergia yhdistyisi-vät. Lisäksi kappaleessa selvitetään eri tuki- ja rahoitusvaihtoehtoja, joilla siirtohintojen korotukset voitaisiin pitää maltillisina.

Kuvassa 16 on esitetty eri jakeluverkkoyhtiöiden verollisten siirtohintojen vertailuja perustuen Energiamarkkinaviraston 1.12.2006 tekemään hintaver-tailuun. Vertailun kohteeksi on valittu Enontekiön ja Utsjoen alueella tyy-pilliset kotitalouskäyttäjät L1 (suora sähkölämmitys, vuosikulutus 18 000 kWh). Kuvassa on esitetty viiden kalleimman yhtiön hinnat, Suomen kysei-sen kuluttajaryhmän kulutuksilla painotettu keskiarvo sekä vertailuarvoina muutaman muun yhtiön siirtohinnat. Kuvasta nähdään, että ES:n nykyiset siirtohinnat ovat noin 1 snt/kWh Suomen keskihintaa kalliimmat ja kum-massakin ryhmässä Suomen viiden kalleimman joukossa. USO:n siirtohinta on aivan keskihinnan tuntumassa. Yhtiöiden liikevaihdon perusteella laske-tut keskimääräiset siirtohinnat olivat vuonna 2006 USO:ssa 2,9 snt/kWh ja ES:ssä 3,2 snt/kWh, joissa ei ole sähköverojen osuutta mukana. Sähköveron suuruus kotitalousasiakkaalle on noin 0,9 snt/kWh.

Sähkön verolliset siirtohinnat 1.12.2006

Tyyppikäyttäjä L1suora sähkölämmitys, vuosikulutus 18 000 kWh

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

3,50

4,00

4,50

5,00

Rovakaira Oy

Oulun Energia

Muonion

Sähköosuuskunta

Rovaniemen Energia

Oy

Pellon Sähkö Oy

Tornionlaakson Sähkö

Oy

Oulun Seudun Sähkö

Koillis-Lapin Sähkö Oy

Inergia Oy

Kuopion Energia

Utsjoen

Sähköosuuskunta

Helsingin Energia

Vattenfall Verkko Oy

Fortum Sähkönsiirto

Oy

Yli-Iin Sähkö Oy

Esse Elektro-Kraft Ab

Kokemäen Sähkö Oy

Kainuun Energia Oy

Lankosken Sähkö Oy

Enontekiön Sähkö Oy

Kuoreveden Sähkö Oy

snt/kWh

Keskihinta 3,62 snt/kWh

Utsjoen

Sähköosuuskunta


Kuva 16. Sähkön verolliset siirtohinnat 1.12.2006, tyyppikäyttäjä L1 (Läh-

de: EMV 2006).


Pääosa Enontekiön ja Utsjoen kuntien asunnoista lämmitetään sähköllä. Lapin lämmityskausi on huomattavasti pidempi kuin maan eteläosissa, jol-loin sähkölämmitteisen omakotitalon keskimääräinen kulutus Lapissa on noin 15-20 % korkeampi kuin etelässä. Paremman kuvan alueiden hinta-tasosta antaa vertailu keskimääräiseen siirtohintaan. Kuvassa 17 on esitetty eri yhtiöiden keskimääräisiä siirtohintoja 0,4 kV:n jännitetasolla, jotka pe-rustuvat EMV:n jakeluverkkotoiminnasta keräämiin tunnuslukuihin vuodel-ta 2005. Kuvassa on esitetty viiden kalleimman yhtiön hinnat ja vertailuna muutaman muun yhtiön hinnat sekä energiamäärillä painotettu Suomen keskihinta. USO:n hinnat ovat lähellä keskimääräistä, ES:n hinta on hieman tätä korkeampi. Kuvasta nähdään myös, että keskimääräinen hinta vaihtelee huomattavasti enemmän kuin tyyppikäyttäjän hintaan perustuva vertailu.

Keskimääräinen siirtohinta vuonna 2005

1,79

2,172,26

2,41

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

3,50

Rovakaira Oy

Oulun Energia/Sähkön

siirto ja jakelu

Oulun Seudun Sähkö

Keskusosuuskunta

Rovaniemen Energia Oy

Muonion

Sähköosuuskunta

Tornionlaakson Sähkö Oy

Koillis-Lapin Sähkö Oy

Kuopion Energia

Inergia Oy

Helsingin Energia

Utsjoen Sähköosuuskunta

Fortum Sähkönsiirto Oy

Yli-Iin Sähkö Oy


Vattenfall Verkko Oy

Kainuun Energia Oy

Järvi-Suomen Energia Oy

Asikkalan Voima Oy

Lankosken Sähkö Oy

Kokemäen Sähkö Oy

snt/kWh

Utsjoen

Sähköosuuskunta


Suomen keskiarvo 2,19

Kuva 17. Keskimääräinen sähkön siirtohinta 0,4 kV:n jännitetasolla

(Lähde: EMV).

6.1 RAHOITUS TULORAHOITTEISESTI

Jos investoinnit rahoitetaan tulorahoitteisesti, tulee investoinneista aiheutu-vat kulut kattaa siirtomaksujen korotuksella saaduilla tuloilla. Nykyiseen tasoon verrattuna siirtohintoihin voidaan olettaa tulevan huomattavia koro-tuksia, sillä tuleviin korvausinvestointeihin ei kummassakaan yhtiössä ole toistaiseksi varauduttu pääomaa kerryttämällä.

Korvausinvestoinnit ajoittuvat varsin pitkälle tulevaisuuteen etenkin 50 vuoden pitoajalla. Pitkälle tulevaisuuteen sijoittuviin investointeihin ja en-nen kaikkea yhtiöiden liikevaihdon kehitykseen sisältyy siinä määrin epä-


varmuuksia, että luotettavaa tietoa lähtötietojen perusteella olisi mahdoton antaa. Tästä johtuen työn aikana katsottiin tarkoituksenmukaiseksi ottaa tarkemmin huomioon 16 seuraavan vuoden aikana tapahtuvat verkostoin-vestoinnit. 16 vuoden jälkeen tapahtuvat investoinnit oletettiin katettavan nostamalla siirtohintoja maltillisesti ja keräämällä pääomaa pitkällä aikavä-lillä tasaisesti tulevia investointeja varten. 16 vuoden tarkastelujakso valit-tiin, koska välittömästi 16 vuoden jakson jälkeen ei ole luvassa merkittäviä investointeja 40 vuoden pitoajalla kummallakaan verkkoyhtiöllä. Vertailun vuoksi tarkasteluun otettiin mukaan myös 30 seuraavan vuoden aikana ta-pahtuvat korvausinvestoinnit. 30 vuoden tarkastelujakso alkaa olla kuiten-kin jo niin pitkä, että tarkastelun luotettavuus alkaa olla heikko.

Laskelmia varten oletettiin yhtiöiden tuloslaskelmien tietojen olevan taulu-kon 14 mukaisia. Lisäksi siirtohinnan laskemista varten taulukkoon on merkitty siirtomyynnin määrä. Taulukon luvut on saatu vertailemalla muu-taman viime vuoden tuloslaskelmien tietoja ja ottamalla niistä mahdolli-simman edustavat luvut käyttöön. Taulukossa kuvattu ylijäämä tarkoittaa voittoa ennen tilinpäätössiirtoja, sillä poistoeron lisäyksen vaikutus haluttiin poistaa. Näillä tiedoilla keskimääräiseksi siirtohinnaksi, jolla taulukon ku-luerät katetaan, saatiin ES:lle 3,2 snt/kWh ja USO:lle 2,9 snt/kWh.

Taulukko 14. Laskennassa käytetyt yhtiöiden liiketoimintaa kuvaavat arvot.

Sähkön siirto, MWh

Aine- ja tarvikeostot,

€

Ulkop. palvelut,

€ Henkilöstö-kulut, €

Poistot, €

Muut kulut, €

Ylijäämä, €

Siirto-hinta,

snt/kWh

ES 27 000 200 000 25 000 185 000 125 000 140 000 190 000 3,2

USO 19 500 55 000 135 000 130 000 145 000 105 000 0 2,9

Investointien vaikutusta siirtohintaan tarkasteltiin laskemalla investoinnin kokonaisarvo ja jakamalla se tasan pitoajalle. Näin lasketulla siirtohinnalla liiketoimintaa pitäisi pystyä harjoittamaan pitkällä aikavälillä siten, että myös investoinneista aiheutuvat kulut tulevat katetuiksi. Tarkasteluun otet-tiin omana vaihtoehtonaan huomioon myös 16 ja 30 seuraavan vuoden ai-kana tulevat investoinnit, sillä investoinnit ajoittuvat lyhyemmällä pitoajalla lähivuosille. Lähitulevaisuuteen sijoittuvat investoinnit nostavat siirtohin-taa, sillä niitä varten ei ehditä kerätä riittävästi pääomaa pienemmällä siir-tomaksulla.

Utsjoen Sähköosuuskunta

USO:n viimeisten vuosien (2001-2006) siirtohinta on ollut keskimäärin 2,8 snt/kWh. Kaikki siirtotulot ovat menneet muuttuviin kuluihin ja toteutettui-hin korvausinvestointeihin, eikä varoja verkon tulevia korvausinvestointeja varten ole merkittävissä määrin kertynyt.

Jotta sähköverkkoa pystyttäisiin pitämään jatkuvasti yllä nykyisen tasoise-na, pitää sen nykyarvo 12,9 miljoonaa euroa kerätä verkkokomponenttien teknisen pitoajan aikana. Mikäli pitoaikana pidetään 40 vuotta, on vuosit-


tain kerättävä noin 0,32 miljoonaa euroa eli 1,7 snt/kWh vastaava määrä ja 50 vuoden pitoajalla noin 0,26 miljoonaa euroa eli 1,3 snt/kWh.

Verkkokomponenttien ikäprofiilista (kuva 9) nähdään, että seuraavien 16 vuoden jaksolle ajoittuu korvausinvestoinneista merkittävä osa (noin 9.9 miljoonaa euroa), mikäli pitoaikana käytetään 40 vuotta. Näin ollen 40 vuoden pitoaika edellyttäisi vielä 1,5 snt/kWh suuruista lisäystä jatkuvasti kerättävän investointirahan lisäksi. Pitoajalla 50 vuotta verkon korvausinvestoinneista vain hyvin pieni osa ajoittuu 16 seuraavan vuoden jaksolle, jolloin nämä investoinnit pystytään kattamaan kokonaan vuosittain kerättävällä osuudella.

Jos tarkastelujaksoksi otetaan 30 vuotta, jakautuu investoinnit pidemmälle aikavälille ja vaikutus siirtohintaan pysyy pienempänä. 50 vuoden pitoajalla vaikutus on suurempi, sillä tällä pitoajalla investoinnit ajoittuvat 16 vuoden tarkastelujakson ulkopuolelle.

Kuvissa 18 ja 19 on esitetty laskelmien tulokset 40 ja 50 vuoden pitoajoille. Kuvista nähdään siirtohinta, jolla investoinnit saadaan keskimäärin makset-tua sekä mistä komponenteista siirtohinta muodostuu.


siirtohinta 40 vuoden pitoajalla

0,3 0,3 0,3 0,3

0,7 0,7 0,7 0,7

0,7 0,7 0,7 0,7

0,7 0,7 0,7 0,7

0,5 0,5 0,5 0,5

1,7 1,7

1,5

0,5

1,7

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

Nykyinen siirtohinta Investoinnit tasaisesti seur.

40 vuoden aikana

Seuraavien 16 vuoden

aikana tulevien

investointien huomiointi


aikana tulevien


snt/kWh

Investoinnit seur. 30 vuoden aikana


Kokonaisinvestointi per 40

ylijäämä

Muut kulut

Poistot

Henkilöstökulut

Ulkopuoliset palvelut

Aine- ja tarvikeostot

2,9 snt/kWh

4,6 snt/kWh

6,1 snt/kWh

5,1 snt/kWh

Kuva 18. USO:n siirtohinnan kehitys tulorahoitteisesti 40 vuoden pitoajal-

la.



siirtohinta 50 vuoden pitoajalla

0,3 0,3 0,3 0,3

0,7 0,7 0,7 0,7

0,7 0,7 0,7 0,7

0,7 0,7 0,7 0,7

0,5 0,5 0,5 0,5

1,3 1,3

0,5

1,3

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0


50 vuoden aikana


aikana tulevien



aikana tulevien


snt/kWh




ylijäämä

Muut kulut

Poistot

Henkilöstökulut



2,9 snt/kWh

4,2 snt/kWh 4,2 snt/kWh

4,8 snt/kWh

Kuva 19. USO:n siirtohinnan kehitys tulorahoitteisesti 50 vuoden pitoajal-

la.

Johtopäätökset: - Utsjoella ei viime vuosina ole kerätty siirtomaksuilla varoja korvausin-

vestointien tekemistä varten. - Jotta tulorahoitus olisi mahdollista, tulee siirtohinta nostaa tätä vastaa-

valle tasolle. 40 vuoden pitoajalla tämä olisi 0,32 milj. euroa vuodessa eli 1,7 snt/kWh ja 50 vuoden pitoajalla 0,26 milj. euroa vuodessa eli 1,3 snt/kWh.

- 40 vuoden pitoaika on verkon tekninen kunto huomioon ottaen melko lyhyt, joten kuvassa 16 oleva siirtohinnan korotustarve 1,7+1,5 snt/kWh tuskin toteutuu.

- Arvioimme 50 vuoden pitoajan olevan teknistaloudellisesti perusteltu Utsjoen olosuhteissa. Näin ollen 1,3 snt/kWh korotuksella siirtomak-suun päästään pitkällä aikavälillä taloudellisesti kestävälle tasolle.

- Edellä esitetyt euromäärät ja siirtohinnat perustuvat karkeaan verkon nykyarvon hintaan, lisäksi korkoa ja mahdollista investointitukea ei ole huomioitu.

- Taulukkoon 15 on koottu yhteenvetona tiedot USO:n korvausinvestoin-tien tarpeesta eri pitoajoilla ja tarkastelujaksoilla.


Taulukko 15. Yhteenveto USO:n korvausinvestointien tarpeesta.

USO

milj. euroa Verkon jälleenhankinta-arvo 12,9

Korvausinvestointien tarve seuraavan 30 vuoden aikana 40 vuoden pitoajalla

12,5


10,9


9,9


0,4

Realistisena vaihtoehtona voidaan pitää 50 vuoden pitoaikaa, jossa otetaan huomioon 16 seuraavan vuoden korvausinvestoinnit. Tällöin siirtohinnaksi muodostuu 4,2 snt/kWh, mikä merkitsee 20 000 kWh vuodessa kuluttavalle asiakkaalle keskimäärin 260 euron korotusta vuotuiseen sähkölaskuun.

Enontekiön Sähkö

Viimeisten vuosien (2000-2006) keskimääräinen siirtohinta on ollut 3,3 snt/kWh. Menojen jälkeen on yhtiölle jäänyt keskimäärin 0,19 milj. euroa eli 0,7 snt/kWh ylijäämää siirtotuotoista. Nämä tuotot ovat menneet viime vuosina pääosin velan maksuun ja joihinkin pienempiin investointeihin. Laskelmissa oletettiin, että tätä ylijäämää ei pystytä käyttämään investoin-tien rahoittamiseen.

Jotta sähköverkkoa pystyttäisiin pitämään jatkuvasti yllä nykyisen tasoise-na, pitää sen nykyarvo (17,2 milj. euroa) kerätä verkkokomponenttien tek-nisen pitoajan aikana. Mikäli pitoaikana pidetään 40 vuotta, on vuosittain kerättävä 0,43 milj. euroa eli 1,6 snt/kWh vastaava määrä ja 50 vuoden pi-toajalla 0,35 milj. euroa eli 1,3 snt/kWh.

Verkkokomponenttien ikäprofiilista (kuvat 14 ja 15) nähdään, että seuraa-vien 16 vuoden jaksolle ajoittuu merkittävä osa korvausinvestoinneista (noin 11,4 milj. euroa), mikäli pitoaikana käytetään 40 vuotta. Näin ollen 40 vuoden pitoaika edellyttäisi vielä 1,0 snt/kWh suuruista lisäystä nykyi-sen ylijäämän ja tulevaisuudessa jatkuvasti kerättävän investointirahan li-säksi. Kun tarkastelujakso ulotetaan 30 vuoteen ja jaetaan tämän jakson in-vestoinnit tasan 30 vuodelle, on niiden vaikutus siirtohintaan pienempi kuin 16 vuoden tarkastelujaksolla. Tämä johtuu investointien painottumisesta seuraaville 16 vuodelle.

Pitoajalla 50 vuotta verkon korvausinvestoinneista ajoittuu pienempi osa 16 seuraavan vuoden jaksolle. Korvausinvestointeja varten tarvitsee tällöin tu-levien 16 vuoden aikana kerätä noin 6,6 milj euroa, mikä vastaa 0,2 snt/kWh suuruista korotusta sähkön hintaan. 30 vuoden tarkasteluajalla siir-tohintaa tulisi nostaa noin 0,3 snt/kWh.


Kuvissa 20 ja 21 on esitetty laskelmien tulokset 40 ja 50 vuoden pitoajoille. Kuvista nähdään siirtohinta, jolla investoinnit saadaan keskimäärin makset-tua sekä mistä komponenteista siirtohinta muodostuu.

Enontekiön Sähkön keskimääräinen siirtohinta 40 vuoden pitoajalla

0,7 0,7 0,7 0,7

0,1 0,1 0,1 0,1

0,7 0,7 0,7 0,7

0,5 0,5 0,5 0,5

0,5 0,5 0,5 0,5

0,7 0,7 0,7

1,6 1,6

1,0

0,4

0,7

1,6

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0


40 vuoden aikana


aikana tulevien



aikana tulevien


snt/kWh




ylijäämä

Muut kulut

Poistot

Henkilöstökulut



3,2 snt/kWh

4,8 snt/kWh

5,8 snt/kWh

5,2 snt/kWh

Kuva 20. ES:n siirtohinnan kehitys tulorahoitteisesti 40 vuoden pitoajalla.

Enontekiön Sähkön keskimääräinen siirtohinta 50 vuoden pitoajalla

0,7 0,7 0,7 0,7

0,1 0,1 0,1 0,1

0,7 0,7 0,7 0,7

0,5 0,5 0,5 0,5

0,5 0,5 0,5 0,5

0,7 0,7 0,7

1,3 1,3

0,2 0,3

0,7

1,3

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0


50 vuoden aikana


aikana tulevien



aikana tulevien


snt/kWh




ylijäämä

Muut kulut

Poistot

Henkilöstökulut



3,2 snt/kWh

4,5 snt/kWh4,7 snt/kWh

4,8 snt/kWh

Kuva 21. ES:n siirtohinnan kehitys tulorahoitteisesti 50 vuoden pitoajalla.


Johtopäätökset: - Enontekiöllä ei olla voitu valmistautua korvausinvestointeihin, vaikka

ylijäämää onkin kertynyt. - Investointien tulorahoitusta varten siirtohintoja tulisi nostaa. 40 vuoden

pitoajalla tämä korotus olisi 0,43 milj. euroa eli 1,6 snt/kWh ja 50 vuo-den pitoajalla 0,35 milj. euroa eli 1,3 snt/kWh.

- 40 vuoden pitoaika on teknisesti melko lyhyt, joten kuvassa 18 oleva siirtohinnan korotustarve 1,6+1,0 snt/kWh ei toteudu.

- Arvioimme 50 vuoden pitoajan olevan teknistaloudellisesti perusteltu Enontekiön olosuhteissa. Näin ollen 1,3 snt/kWh korotuksella siirto-maksuun päästään taloudellisesti kestävälle tasolle.

- Edellä esitetyt euromäärät ja siirtohinnat perustuvat karkeaan verkon nykyarvon hintaan, lisäksi korkoa ja mahdollista investointitukea ei ole huomioitu.

- Taulukkoon 16 on koottu yhteenvetona tiedot ES:n korvausinvestoin-tien tarpeesta eri pitoajoilla ja tarkastelujaksoilla.

Taulukko 16. Yhteenveto ES:n korvausinvestointien tarpeesta.

ES

milj. euroa Verkon jälleenhankinta-arvo 17,3


16,5


12,9


11,4


6,6

Realistisena vaihtoehtona voidaan pitää 50 vuoden pitoaikaa, jossa otetaan huomioon 16 seuraavan vuoden korvausinvestoinniksi. Tällöin siirtohin-naksi muodostuu 4,7 snt/kWh, mikä merkitsee 20 000 kWh vuodessa kulut-tavalle asiakkaalle keskimäärin 300 euron korotusta vuotuiseen sähkölas-kuun.

Muita siirtohintaan vaikuttavia tekijöitä

EMV:n uusi, vuosia 2008-2011 koskeva valvontamalli ei siirtotuottojen osalta hankaloita varojen keräämistä, sillä yhtiöt ovat nykyisen valvonta-kauden aikana tehneet huomattavasti alituottoa. Valvontamallin suuntavii-voissa asetetaan koko toimialalle yhteinen 2,06 % vuotuinen tehostamista-voite ja lisäksi yrityskohtainen tehostamistavoite. Tehostaminen kohdistuu yrityksen tuloslaskelmien kustannuseriin ja maksettuihin vakiokorvauksiin elleivät ne sisälly muihin kuluihin. Tässä selvityksessä ei tehostamisvaadet-ta kuitenkaan oteta huomioon, vaan kustannusten oletetaan pysyvän nykyi-sellä tasolla.


Energiateollisuus ry (ET) ajaa voimakkaasti tuntiluettavien mittareiden asennusta myös pienasiakkaille. ET:n 15.8.2007 hyväksytyn suosituksen mukaan vuoden 2009 alusta lähtien kaikkien uusien mittareiden tulisi olla tuntimittauskelpoisia. Lisäksi tavoitteena on, että 1.1.2014 vähintään 80 prosenttia jokaisen jakeluverkon haltijan käyttöpaikoista olisi tuntimittauk-sen piirissä. ET:n mukaan tämä vastaisi jakeluverkoissa siirretystä energias-ta 95 prosenttia. EMV:n seuraavalle valvontakaudelle käyttämässä kustan-nusluettelossa yhden etäluettavan, alle 63 A mittarin hinta asennettuna on 210 €. Olettaen, että yhtiöt vaihtavat kaikki mittarit edellä mainitun kaltai-siksi, tulee ES:lle maksettavaksi noin 350 000 euroa (1652 kuluttajaa) ja USO:lle noin 255 000 euroa. Jos 80 % mittareista tulee vaihtaa kuuden vuoden aikana, olisi kulujen kattamiseksi siirtohintaa nostettava molemmis-sa yhtiöissä täksi ajaksi noin 0,2 snt/kWh. Jos mittarit voitaisiin vaihtaa esimerkiksi 16 vuoden aikana, putoaisi siirtohinnan nostotarve noin puo-leen.

Siirtohintaan merkittävästi vaikuttava tekijä on myös yhtiöiden omistajien tuottovaatimus. Nykyiset siirtohinnat ovat tasolla, jolla omistajilla ei ole ol-lut tuottovaatimusta yhtiöistä. Raportissa esitetyissä hinnoissa ei ole otettu huomioon mahdollisia tulevia muutoksia tuottovaatimuksissa.

6.2 YHTEISTOIMINNAN TEHOSTAMINEN

Työn yhtenä tavoitteena oli selvittää, minkälaisia kustannussäästöjä USO:n ja ES:n verkkojen toiminnassa olisi saavutettavissa tehostamalla yhteistyötä naapuriverkonhaltijoiden Inergia Oy:n ja Muonion Sähköosuuskunnan kanssa.

Nykyinen yhteistyö

Yhtiöiden nykyistä yhteistyötä on kuvattu raportin luvuissa 4.5 ja 5.5. Tii-vistettynä nykyiset yhteistyömuodot ovat seuraavat:

Utsjoen Sähköosuuskunta ja Inergia Oy - Verkoston huollosta, kunnossapidosta ja uuden verkon rakentamisesta

vastaa Ellappi Oy, jonka Utsjoen sähköosuuskunta ja Inergia omistavat puoliksi

- Yhteinen verkkotieto- ja kaukokäyttöjärjestelmä - Yhteinen päivystys normaalin työajan ulkopuolella (Inergia vastaa Uts-

joen päivystyksestä arkisin klo 16-08 ja Ellappi viikonloppuisin ja arki-pyhinä)

Enontekiön Sähkö ja Muonion Sähköosuuskunta - Yhteiset varamuuntajavarastot ja verkon varaosia hyödynnetään ristiin - Vikakorjauksissa käytetään tarvittaessa avuksi toisen yhtiön asentajia - Yhteinen kaukokäyttöjärjestelmä, mutta erilliset päivystykset


Lisäksi Enontekiön Sähkö ostaa työlaskutuksen, kirjanpito, palkanlaskenta ja muita toimistopalveluja Enontekiön kunnalta.

Yhteistyön tehostaminen

Työssä arvioitiin mahdollisuuksia löytää lisää taloudellisia etuja yhteistyön tehostamisella. Suurimmat taloudelliset säästöt olisi saavutettavissa yhdis-tämällä verkkoyhtiöt. Ensimmäisessä vaiheessa luonnollinen vaihtoehto oli-si yhdistää Utsjoen ja Inergian verkkoyhtiöt sekä Enontekiön ja Muonion verkkoyhtiöt, jotka ovat maantieteellisesti lähekkäin, kulkuyhteydet verk-koalueiden välillä ovat hyvät ja sähköverkot ovat nykyiselläänkin yhteydes-sä toisiinsa.

Yhteinen verkkoyhtiö USO:n ja Inergia Oy:n kanssa

Utsjoen osalta yhteistoiminnalla voidaan saavuttaa säästöjä lähinnä käytön-johtajan ja hallinnon päällekkäisiä tehtäviä karsimalla ja erilaisista lisenssi-en, tarkastusten ja jäsenyyksien vuosimaksuista. Käyttö- ja kunnossapito-toimintaan on jo perustettu vuonna 1999 yhteinen erillinen yhtiö Inergian kanssa ja haettu tällä ratkaisulla säästöä ja tehokkuutta toimintaan. Verkon laajuudesta ja pitkistä maantieteellisistä etäisyyksistä johtuen ei nähty mah-dolliseksi lähteä yhdistämään nykyisiä toimipaikkoja, varastoja eikä ver-konrakennuskalustoa. Jo nykyisellään matka-ajat toimipisteiltä vikapaikalle ovat merkittävä osa viankorjauksen kestoa. Taulukossa 17 on esitetty arviot verkkoyhtiöiden yhdistämisellä saavutettavista vuotuisista säästöistä eri toiminnoissa.

Taulukko 17. Arvio Utsjoen Sähköosuuskunnan ja Inergia Oy:n verkkoyhti-

öiden yhdistämisellä saavutettavista säästöistä (€/vuosi).

Toiminto €/vuosi

Käytönjohtajan ja hallinnon henkilöstökulutut 65 000

Tilintarkastus 3 000 Tietojärjestelmien vuosimaksut (Liinos 6 k€/v, ATJ asiakasmäärään perustuva hinta, muut vähäisiä)

10 000

Energiateollisuus ry:n jäsenmaksu 5 600

Yhteensä 83 600

Esitetty kokonaissäästö kuvaa yhteistyön tehostamisen maksimisäästöä, kun verkkoyhtiöt on yhdistetty. Jos verkkoyhtiöitä ei yhdistetä, voidaan sääs-töistä toteuttaa vain osa.

Yhteinen verkkoyhtiö ES:n ja Muonion Sähköosuuskunnan kanssa

Enontekiön osalta, kuten Utsjoellakin, yhteistoiminnassa voidaan saavuttaa säästöjä käytönjohtajan ja hallinnon päällekkäisiä tehtäviä karsimalla ja eri-laisista vuosimaksuista. Utsjoesta poiketen Enontekiöllä säästöä voidaan saavuttaa myös käyttötoiminnasta verkkojen valvonta- ja päivystystoimin-nat yhdistämällä. Kunnossapitotoiminnan yhdistämisellä voidaan saavuttaa


tehokkuutta toimintaan, mutta esimerkiksi henkilökunnan vähentäminen ja sitä kautta palkkakustannusten säästö ei ole perusteltua. Ammattitaitoisista sähköasentajista on verkkoyhtiöissä pula jo nyt ja uusien henkilöiden rekry-tointi on vaikeaa. Myös ulkopuolisille verkostourakointiyhtiöille etäisyydet alueelle ovat pitkät ja olosuhteet haastavat. Sähkönsaannin turvaamiseksi nykyisistä osaajista ei haluta luopua.

Verkkojen laajuudesta ja pitkistä maantieteellisistä etäisyyksistä johtuen ei nähty mahdolliseksi lähteä yhdistämään nykyisiä toimipaikkoja tai varasto-ja eikä yhdistämään verkonrakennuskalustoa. Jo nykyisellään matka-ajat toimipisteiltä vikapaikalle ovat merkittävä osa viankorjauksen kestoa. Etenkin Kilpisjärven alue on tässä suhteessa ongelmallinen.

Taulukossa 18 on esitetty arviot verkkoyhtiöiden yhdistämisellä saavutetta-vista vuotuisista säästöistä eri toiminnoissa.

Taulukko 18. Arvio Enontekiön Sähkön ja Muonion Sähköosuuskunnan

verkkoyhtiöiden yhdistämisellä saavutettavista säästöistä (€/vuosi).

Toiminto €/vuosi

Käytönjohtajan ja hallinnon henkilöstökulutut 45 000

Laskutus, kirjanpito, tilintarkastus 18 000

Käyttöpäivystys 4 000

Energiateollisuus ry:n jäsenmaksu 5 600

Yhteensä 72 600

Esitetty kokonaissäästö kuvaa yhteistyön tehostamisen maksimisäästöä, kun verkkoyhtiöt on yhdistetty. Jos verkkoyhtiöitä ei yhdistetä, voidaan sääs-töistä toteuttaa vain osa.

Yhteistyön mahdollisuudet

Verkkoyhtiöiden yhdistymisestä on keskusteltu alueella eri yhteyksissä se-kä USO:n ja Inergia Oy:n että myös ES:n ja Muonion Sähköosuuskunnan välillä. Ajatusta pidetään yleisesti hyvänä. Paikallisesti ymmärretään, että sähköyhtiöiden velvoitteet kasvavat jatkuvasti, jolloin pienessä yhtiössä esimerkiksi hallinnollisten tehtävien hoitamiseen kuluu yhä suurempi osuus koko työajasta. Myös viranomaisten velvoittama raportointi vie jo nykyisel-lään merkittävän osan pienten sähköyhtiöiden henkilöstön työajasta, mikä osaltaan haittaa operatiivisen toiminnan hoitamista ja laskee tehokkuutta. Samoin varamiesten ja osaavan henkilöstön hankinta on usein hankalaa.

Esteenä yhdistymisneuvottelujen etenemiselle on kuitenkin ollut Utsjoen ja Enontekiön verkkojen ikä ja kunto ja tiedossa olevat mittavat korvausinves-tointitarpeet. Ennen yhdistymistä Inergia odottaa päätöstä, miten Utsjoen verkon korvausinvestoinnit tullaan rahoittamaan. Samoin Muonion Sähkö-osuuskunta on todennut, että tiedossa olevat korvausinvestoinnit ja etenkin Kilpisjärven alueen tehontarpeen kasvu, sähkönsyötön turvaaminen ja ka-pasiteetin nosto sinne tulisi Muoniolle rasitteeksi ja asia on ratkaistava en-


nen yhdistymisneuvotteluiden jatkoa. Näiden avoimien kysymysten vuoksi verkkoyhtiöiden yhdistyminen ei siis tule tapahtumaan ainakaan ennen näi-den tilanteiden ratkaisua. Lisäksi Enontekiön kunnassa meneillään olevat kaavailut vesi- ja viemäriyksikön sekä talonmiespalveluiden yhdistäminen ES:ään tulevat haittaamaan keskusteluja Muonion suuntaan.

Yhtiöiden yhdistäminen ja siirtohinta

Nykyisten omistus- ja osuuskuntarakenteiden purkaminen voi muodostua ongelmalliseksi. Tämän tapaisissa suurissa päätöksissä tarvitaan ainakin Utsjoen Sähköosuuskunnassa kaksi kokousta, joista toisen pitää olla asiassa yksimielinen. Osuuskunta on jäsentensä omistama yhteisyritys ja se voi-daan muuttaa osakeyhtiöksi. Sulautuminen ja jakautuminen säännellään Osakeyhtiölakia (OYL) vastaavalla tavalla. Sulautumista vastustavalla jä-senellä on kuitenkin oikeus enintään suoritetun osuusmaksun suuruiseen palautukseen ja mahdollisesti myös osuuskunnan säännöissä määrättyyn osuuteen ylijäämästä ja muista varoista.

Mikäli ES ja Muonion Sähköosuuskunta ja USO ja Inergia yhdistyisivät, vaikuttaisi ES:n ja USO:n verkkojen korvausinvestoinnit myös yhdistynei-den yhtiöiden siirtohintaan nostavasti. Myös sähkömarkkinalaki edellyttää yhtenäistä hintaa koko jakelualueelle. Yhteisen siirtoyhtiön keskimääräistä siirtohintaa tarkasteltiin vastaavalla tavalla kuin yksittäisiä yrityksiä kappa-leessa 6.1. Yhteisyrityksen on oletettu tekevän voittoa yhtä paljon kuin eril-liset yhtiöt yhteensä.

Taulukoihin 19 ja 20 on esitetty laskelmissa käytetyt, yritysten tuloslaskel-miin perustuvat kustannuserät sekä yhtiöiden yhdistämisestä saavutettavat säästöt. Laskelmissa oletettiin Muonion Sähköosuuskunnan ja Inergian va-rautuneen omiin korvausinvestointeihinsa. Taulukoihin on laskettu tietojen perusteella keskimääräinen siirtohinnat myös Inergialle, Muonion Sähkö-osuuskunnalle ja yhdistyneille yrityksille.

Taulukko 19. USO:n ja Inergian muodostaman sähköyhtiön laskelmissa

käytetyt tiedot.



€

Ulkop. palvelut,

€

Henkilöstö-kulut,

€ Poistot,

€

Muut kulut,

€ Ylijäämä,

€

Keskimää-räinen


USO 19 500 55 000 135 000 130 000 145 000 105 000 0 2,9

Inergia 120 000 230 000 470 000 575 000 870 000 325 000 780 000 2,7

Säästöt - - -13 000 -65 000 - -6 000 - -

Yhteensä 139 500 285 000 592 000 640 000 1 015 000 424 000 780 000 2,7


Taulukko 20. ES:n ja Muonion sähköosuuskunnan muodostaman sähköyh-

tiön laskelmissa käytetyt tiedot.



€

Ulkop. palvelut,

€

Henkilöstö-kulut,

€ Poistot,

€

Muut kulut,

€ Ylijäämä,

€

Keskimää-räinen


ES 27 000 200 000 25 000 185 000 125 000 140 000 190 000 3,2

MSO 41 000 316 000 0 265 000 167 000 134 000 45 000 2,2

Säästöt - - -18 000 -49 000 - -6 000 - -

Yhteensä 68 000 516 000 7 000 401 000 292 000 263 000 235 000 2,5

Mikäli USO ja Inergia yhdistyisivät, jäisi USO:n verkostoinvestointien vai-kutus yhteisen siirtoyhtiön hintaan laskelmien mukaan hyvin pieniksi, koro-tus olisi suuruudeltaan noin 0,2 snt/kWh, jolloin yhtiön keskimääräinen siir-tohinta olisi 2,9 snt/kWh. Tämä johtuu pitkälti Inergian sähköverkkotoi-minnan huomattavasti suuremmasta laajuudesta USO:n toimintaan verrat-tuna. Laskelman perusteella Utsjoen alueen siirtohinta pystyttäisiin pitä-mään nykyisellä tasolla yhdistymisen avulla. Yhteisen siirtoyhtiön siirto-hinnan muodostuminen on esitetty kuvassa 22. USO:n investoinnit on ole-tettu tehtävän käyttäen 50 vuoden pitoaikaa ja oletettu omistajien tuloutus-vaatimusten pysyvän euromäärältään nykyisen kaltaisena.

Utsjoen Sähköosuuskunnan ja Inergian yhteinen siirtohintaPitoaika 50 vuotta

0,2 0,2 0,2 0,2

0,4 0,4 0,4 0,4

0,5 0,5 0,5 0,5

0,7 0,7 0,7 0,7

0,3 0,3 0,3 0,3

0,6 0,6 0,6

0,2 0,20,1

0,6

0,2

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

Siirtohinta ilman

investointeja

Investoinnit tasaisesti seur.

50 vuoden aikana


aikana tulevien



aikana tulevien


snt/kWh




Ylijäämä

Muut kulut

Poistot

Henkilöstökulut



2,7 snt/kWh

2,9 snt/kWh 2,9 snt/kWh 2,9 snt/kWh

Kuva 22. USO:n ja Inergian muodostaman yrityksen siirtohinta ja USO:n

verkostoinvestointien vaikutus siirtohintaan.

ES:n ja Muonion Sähköosuuskunnan tapauksessa ES:n korvausinvestoin-neilla olisi hieman suurempi vaikutus, sillä yhtiöiden toimintojen laajuuksi-en ero on pienempi kuin USO:lla ja Inergialla. Lisäksi ES:n korvausinves-toinneista suurempi osuus ajoittuu lähivuosille. Korvausinvestointien vaiku-


tus yhteisen siirtoyhtiön siirtohintaan olisi suuruusluokaltaan 0,5-0,6 snt/kWh, 16 vuoden investoinnit huomioon ottaen siirtohinta nousisi tasolle 3,1 snt/kWh. Muonion Sähköosuuskunnan alueella siirtohinta nousisi aikai-sempaan tasoon nähden noin 0,9 snt/kWh, kun taas ES:n alueella siirtohinta saataisiin pidettyä likipitäen entisellä tasollaan. Yhteisen siirtoyhtiön siirto-hinnan muodostuminen on esitetty tarkemmin kuvassa 21. Myös ES:n kor-vausinvestoinnit on oletettu tehtävän 50 vuoden pitoajalla eikä mahdollisia muutoksia omistajien tuloutusvaatimuksissa ole otettu huomioon.

Enontekiön Sähkön ja Muonion Sähköosuuskunnan yhteinen siirtohintaPitoaika 50 vuotta

0,8 0,8 0,8 0,8

0,6 0,6 0,6 0,6

0,4 0,4 0,4 0,4

0,4 0,4 0,4 0,4

0,3 0,3 0,3

0,5 0,5

0,1 0,1

0,3

0,5

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

Siirtohinta ilman

investointeja

Investoinnit tasaisesti seur.

50 vuoden aikana


aikana tulevien



aikana tulevien


snt/kWh




Ylijäämä

Muut kulut

Poistot

Henkilöstökulut



2,5 snt/kWh

3,0 snt/kWh3,1 snt/kWh 3,2 snt/kWh

Kuva 23. ES:n ja Muonion Sähköosuuskunnan muodostaman yrityksen siir-

tohinta ja ES:n verkostoinvestointien vaikutus siirtohintaan.

6.3 MUUT RAHOITUSVAIHTOEHDOT

Yrityksen rahoitusinstrumentit voidaan jakaa kuvan 20 osoittamalla tavalla vieraaseen pääomaan, omaan pääomaan, tulorahoitukseen ja avustuksiin. - Vieras pääoma muodostuu pitkäaikaisista (kestoltaan yli vuoden) ja

lyhytaikaisista (kestoltaan alle vuoden) lainoista ja vastuista. - Oma pääoma koostuu yritykseen sijoitetusta pääomasta ja tulorahoituk-

sesta kertyneestä, yritykseen jätetystä pääomasta. Myös omaisuuden ar-vonnousut lisäävät omaa pääomaa.

- Tulorahoitus muodostuu yrityksen päivittäisten liiketoimintojen tulojen ja menojen erotuksena.

- Avustus on liiketoiminnan rahoittamiseen saatua tukea, jota ei tarvitse maksaa takaisin. Yritys voi hakea ja saada liiketoimintansa rahoittami-seen avustuksia eri rahoituslähteistä (mm. EU, valtio).


Yrityksen

kokonaisrahoitus

AvustuksetTulorahoitusOma pääoma

Vieras pääoma

-pitkäaikainen

-lyhytaikainen

Kuva 24. Yrityksen rahoitusinstrumentit.

6.3.1 Mahdollisia rahoitusvaihtoehtoja

Pohjois-Lapin sähköverkkojen korvausinvestointitarpeiden rahoittamista tu-lorahoituksella on käsitelty tarkemmin tämän raportin luvussa 6.1. Tulevat korvausinvestoinnit ovat suuria ja omaa pääomaa verkkoyhtiöissä on vähän, joten todennäköisesti investointien rahoittaminen puhtaasti tulorahoitteisesti ei ole mahdollista. Tulorahoituksen lisäksi investointien rahoittamiseen tar-vitaan ainakin osittain pankin, vakuutusyhtiön tai Kuntarahoituksen myön-tämää lainaa.

Vakuutusyhtiöiden ja pankkien myöntämät lainat ovat ehdoiltaan hyvin samankaltaisia, mutta pankkilainojen laina-aika on usein pidempi. Kuntara-hoituksen lainat eivät myöskään poikkea oleellisesti pankkien ja vakuutus-yhtiöiden myöntämistä lainoista, mutta sen lainojen marginaali on alhaisin. Kunnan toimiessa lainan takaajana on lainan marginaali usein ollut 0 %. Kuntarahoitus myöntää rahoitusta vain kunnille tai kuntien omistamille yh-tiöille. Kaikki rahoitusvaihtoehdot soveltuvat sähköverkkoinvestointien ra-hoitukseen ja voivat olla hyvin kilpailukyisiä, joten kaikilta näiltä tahoilta kannattaa pyytää lainatarjoukset.

Muista rahoituslähteistä työssä selvitettiin valtion erityisrahoituslaitokset - Finnvera Oyj - Teollisen yhteistyön rahasto Oy, Finnfund - Suomen Vientiluotto Oy (SVL) - Suomen Teollisuussijoitus Oy - Sitra

Valtion erityisrahoituslaitokset myöntävät sekä tukia että lainarahoitusta. Mikään näistä rahoituslaitoksista ei kuitenkaan sovellu Lapin sähköverk-koinvestointien rahoittamiseen.

6.3.2 Avustukset

Oman rahoituksen lisäksi työssä selvitettiin verkostoinvestointeihin mah-dollisesti saatavia avustuksia. Selvitettyjä avustustahoja edellä mainittujen valtion erityisrahoituslaitosten lisäksi olivat - KTM:n energia- ja yritysosastot


- TE-keskuksen yritys- ja työvoimaosastot - EU:n rakennerahastot

Lähes poikkeuksetta kaikkien lähteiden tukisäännöt osoittautuivat tarkastel-tavaan tapaukseen soveltumattomiksi. Sähköverkkojen korvausinvestoinnit katsotaan investoinneiksi perusinfrastruktuuriin. Tällä hetkellä ei löydy jul-kisia kansallisia tai EU:n rahoituslähteitä, jotka myöntäisivät avustuksia suoranaisesti perusinfrastruktuurin korvausinvestointeihin. Osaan Lapin sähköverkkojen selvitettyjä investointitarpeita avustusta voi kuitenkin olla mahdollista saada Kauppa- ja teollisuusministeriön energiaosaston ja EU:n Pohjoiskalotin yhteistoiminnan kehittämiseen erikoistuneen ohjelman (In-terreg IV) kautta.

KTM:n energiaosasto on myöntänyt tukia investointeihin, jotka parantavat huoltovarmuutta. Tukea on mahdollista saada kolmena peräkkäisenä vuote-na maksimissaan yhteensä 200 000 euroa. Koska Enontekiön ja Utsjoen sähköverkkojen uusinnan yhteydessä on tarkoitus parantaa myös verkon toimitusvarmuutta, on todennäköistä saada tukea KTM:ltä huoltovarmuutta parantaviin investointeihin. Näitä investointeja voisivat mahdollisesti olla mm. Kilpisjärven varayhteyden rakentaminen, muiden varasyöttöyhteyksi-en parantaminen ja esimerkiksi kauko-ohjattavien erottimien lisääminen verkkoon.

Toinen mahdollinen rahoituslähde on EU:n Pohjoiskalotin yhteistoiminnan kehittämiseen erikoistunut ohjelma (Interreg IV), josta EU voisi tukea Ruotsin tai Norjan rajan ylittävän sähköverkon rakennushankkeen esiselvi-tys- ja suunnittelutyötä. Ohjelma on alkamassa vuoden 2007 lopussa. Tässä tarkastelussa tämä tuki koskisi Kilpisjärvelle Norjasta rakennettavan verk-koyhteyden esiselvitys- ja suunnittelutyön kustannuksia. Tuen saanti on toistaiseksi hyvin epävarma, sillä Euroopan Unionin komissio ei ole vielä hyväksynyt tulevaa ohjelmaa. Jos ohjelma toteutuu ja tukea on saatavissa suunnittelukustannuksiin, on EU tuissa periaatteena, että vähintään puolet rahoituksesta on tultava kansalliselta tai yksityiseltä taholta ja enintään puo-let on EU:lta tulevaa tukea.

Muiden avustusten saaminen Pohjois-Lapin sähköverkkojen korvausinves-tointien rakentamiseen vaatii nykyisistä tukiehdoista poikkeamista. Lähinnä kyseeseen voisi tulla valtion tuki. Verkkojen aiempi rakentaminen valtion tuella, Pohjois-Lapin poikkeukselliset olosuhteet, harva asutus ja sitä kautta joko pienet sähkönsiirtotulot suhteessa pitkiin verkostomääriin ja suuriin korvausinvestointeihin tai alueen asukkaille korkeat siirtohinnat ovat teki-jöitä, joilla korvausinvestointien tukemista valtion avustuksella voidaan pe-rustella.

Nykyisten tukisääntöjen mahdollistamilla avustuksilla on rahoitettavissa hyvin pieni osa USO:n ja ES:n verkkojen kokonaisinvestointitarpeista. Näi-den avustusten vaikutus yhtiöiden keskimääräisiin siirtohintoihin, ilman muita mahdollisesti erikseen harkittavia tukia, on hyvin pieni.


Arviota rahoituskulujen vaikutuksesta siirtohintaan ei myöskään katsottu olevan mielekästä tehdä. Lainan määrään, ajoitukseen ja korkotasoon liittyy muihin muuttujiin nähden kertaluokkaa suurempia epävarmuuksia, jolloin esitetyt arviot olisivat olleet erittäin epäluotettavia.

6.3.3 Elinkaarimalli korvausinvestointien rahoituksessa

Yhdeksi rahoitusvaihtoehdoksi suurissa ja pitkän käyttöiän omaavissa in-vestoinneissa on muilla aloilla noussut elinkaarimalli. Sähköverkkojen ra-kentamiseen mallia ei ole käytännössä toistaiseksi käytetty.

Elinkaarimalli mahdollistaa investointien ja kunnossapidon pitkän käyttöiän ajalta sekä tehostaa asiakaslähtöisyyttä. Elinkaarimallin sopimuskausi on tyypillisesti 15–40 vuotta. Laajimmillaan vastuu sisältää suunnittelun, ra-kentamisen, ylläpidon, päivittäisen käyttökelpoisuuden varmistamisen sekä rahoituksen. Toteuttajan rahoittaessa tilaaja maksaa vuotuista palvelumak-sua siitä lähtien, kun palvelu on käytössä.

Elinkaarimalli soveltuu hankkeisiin, joihin liittyy mittava kertainvestointi, korkeat käyttö- ja ylläpitokustannukset ja monen osapuolen etujen yhteen-sovittaminen tai vaihtoehtoisten palvelutasojen kilpailuttaminen. Elinkaa-rimallia kannattaa harkita tilanteissa, jolloin budjettirahoituksella ei pystyt-täisi investointia kovin nopeasti toteuttamaan. Elinkaarimallilla pystytään aikaistamaan projektia, vaikkakin omistus siirtyy rahoittajalle.

Elinkaarimalli tekee tilaajan taloudenpidosta suunnitelmallisempaa. Tilaaja maksaa sopimuksen mukaista palvelumaksua, ja projektiyhtiö vastaa siitä, että tilat pysyvät kunnossa ja palvelu pelaa. Jos yhtiö ei tuota sopimuksen mukaista palvelutasoa, alennetaan vastaavasti yhtiölle maksettavaa palve-lumaksua.

Rahoituslogiikan periaatteena on: - Investoinnit maksetaan saavutetuilla hyödyillä. Investointi on siis luon-

tevaa maksaa käytön alkaessa sen tuomilla hyödyillä eli palvelumaksu-tyyppisesti laskennallisen poistoajan kuluessa.

- Maksun sitominen palvelun laatuun ja oikea-aikaisuuteen. Maksumeka-nismi laaditaan hyvään palveluun kannustavaksi.

- Ylläpito sen sijaan on omaisuudesta huolehtimista. Siksi ylläpito tulee maksaa reaaliajassa.

- Investointipäätöstä tehtäessä on oltava tiedossa koko käyttöiän kustan-nukset.

Suomessa elinkaarimallia on sovellettu mm. Lahden moottoritien ja Espoon Keilaniemen liikehuoneistojen rakentamiseen sekä Espoon ja Mikkelin koulujen kunnostamiseen ja rakentamiseen.


Jos elinkaarimallia voisi soveltaa sähköverkkojen kunnostamisinvestointei-hin, voisi sähköyhtiön taloutta helpommin ennakoida ja projektissa säästet-täisiin todennäköisesti rahaa. Ongelmaksi muodostuu verkon siirtyminen rakentajan käsiin, joten verkkojen uusimista elinkaarimallilla tulee tutkia tarkemmin.


7 YHTEENVETO JA SUOSITUKSIA JATKOTOIMENPITEILLE

Utsjoen Sähköosuuskunnan (USO) ja Enontekiön Sähkö Oy:n (ES) verkon-haltijoiden vastuualueet sijaitsevat Suomen harvaanasutuimmilla alueilla Pohjois-Lapissa, jossa toimintaolosuhteet poikkeavat merkittävästi muuhun Suomeen nähden. Lisäksi verkostopituus kuluttajaa kohti on noin kolmin-kertainen Suomen keskiarvoon verrattuna.

Verkon keski-ikä USO:n alueella on noin 25 vuotta ja ES:n alueella noin 30 vuotta. ES:n verkossa on suurempia kuntoeroja eri johto-osuuksien välillä kuin USO:n verkossa. Valtaosin molempien verkkoalueiden pylväiden ja verkon yleinen kunto on kuitenkin varsin hyvä. Verkon pitoajan harkittu nostaminen 40 vuodesta 50 vuoteen hyväkuntoisilla osuuksilla on perustel-tua. Jo nyt osa ES:n verkosta on yli 40 vuotta vanhaa.

Verkkojen uudistaminen merkitsee verkkoyhtiöille toiminnan suuruuteen nähden suuria panostuksia verkostoon sähkön toimituksen varmistamiseksi. Uusittavan verkon jälleenhankinta-arvo USO:n alueella on 12,9 milj. euroa ja ES:n verkon alueella 17,2 milj. Nykyiseen toimintaan vaikuttaa eniten lähitulevaisuuden korvausinvestoinnit. Taulukossa 19 on esitetty 16 seuraa-van vuoden aikana 50 vuoden pitoajalla käyttöikänsä päähän tulevan ver-koston arvo.

Taulukko 21. USO:n ja ES:n verkojen jälleenhankinta-arvo ja tulevat kor-

vausinvestointitarpeet 16 vuoden aikana 50 vuoden pitoajoilla.

USO

milj. euroa ES

milj. euroa Verkon jälleenhankinta-arvo 12,9 17,2 Korvausinvestointien tarve seuraavan 16 vuoden aikana

0,4 6,6

USO:n ja ES:n verkkojen toimitusvarmuus on tällä hetkellä hyvällä tasolla, ainoastaan useat yhtäaikaiset viat saattavat aiheuttaa ongelmia. Mikäli toi-mitusvarmuutta halutaan edelleen nostaa, aiheuttaa tämä suuruusluokaltaan 0,1 snt/kWh korotustarpeen siirtohintoihin.

Kilpisjärven alueen sähkönkäytön kasvun takia sitä syöttävän verkon kapa-siteetti alkaa loppua eikä noin 110 km:n syöttöjohdolle ole varasyöttöyhte-yttä. Toimitusvarmuuden parantamiseksi ja ajoittaisten huipputehojen syöt-tämiseksi Kilpisjärvelle suositellaan uuden 20 kV:n yhteyden rakentamista läheltä rajaa Norjan puolelta. Yhteyden arvioidut kustannukset ovat noin 640 000 euroa. Kilpisjärven tehontarpeen edelleen kasvaessa tulee eteen myös 45 kV:n yhteyden rakentaminen Iittoon, minkä kustannukset ovat noin 3,1 milj. euroa.


Investointien rahoitus

Yhtiöiden omistajien politiikka on ollut pitää siirtohinnat mahdollisimman alhaisina. Tuloilla on rahoitettu yhtiöiden normaali toiminta, verkon kun-nossapito ja uusien liittymien rakentaminen. Yhtiöissä ei ole kuitenkaan valmistauduttu tulevien verkon korvausinvestointien rahoittamiseen kerää-mällä pääomaa etukäteen.

Tulevien korvausinvestointien rahoittaminen tulorahoitteisesti vaatii ny-kyisten siirtohintojen korottamista noin 50 % nykyisestä. Työssä selvitettiin myös erilaisten avustuslähteitä ja niiden myöntöperusteita. Selvityksen mu-kaan nykyisillä ehdoilla voidaan KTM:ltä saada avustuksia perusinfrastruk-tuuriin vain toimitusvarmuutta parantaviin investointeihin. Osa esitetyistä investointitarpeista täyttää huoltovarmuuden parantamisen kriteerit, joten tämän tuen saanti on näiltä osin mahdollista. Mahdollisesti käynnistyvästä EU:n Interreg IV -ohjelmasta voidaan myös myöntää Pohjoismaiden rajat ylittävien verkkoinvestointien suunnittelutyön kustannuksiin. Avustukset ovat aina harkinnanvaraisia ja kyseiset avustukset melko pieniä kokonai-sinvestointien suuruuteen verrattuna.

Tämän selvityksen perusteella siirtohintojen korotustarve on USO:n ver-kossa suuruusluokaltaan 1,3 snt/kWh ja Enontekiön verkossa 1,5 snt/kWh, jotta lähivuosien korvausinvestoinnit pystytään suorittamaan ja varaudutaan verkon korvausinvestointeihin keräämällä tasaisesti pääoma tulevaisuutta varten. Toimitusvarmuuden parantamiseen tähtäävät toimenpiteet lisäävät siirtohinnan nostotarvetta molemmissa verkkoyhtiöissä noin 0,1 snt/kWh. Mitä aikaisemmin siirtohintojen korotukset tehdään, sitä kauemmin ehdi-tään keräämään pääomaa ennen investointien aloittamista ja sitä pienem-millä hinnankorotuksilla selvitään. Investointien ajoituksella ja verkolle sal-litulla pitoajalla on merkittävä vaikutus siirtohinnan nostotarpeeseen.

Yhteistyön tehostaminen

Merkittävimmät säästöt yhteistoimissa olisi saavutettavissa yhdistämällä Utsjoen Sähköosuuskunnan ja Inergia Oy:n toiminnat ja Enontekiön Sähkö Oy:n ja Muonion Sähköosuuskunnan toiminnat yhteisiin verkkoyhtiöihin. Yhtiöjärjestelyjen avulla Utsjoen ja Inergian toiminnassa olisi saavutetta-vissa noin 80 000 euron vuosisäästö ja Enontekiön ja Muonion toiminnassa noin 70 000 euron säästö.

Verkkoyhtiöiden yhdistäminen tarkoittaa myös yhtiöiden siirtohintojen yh-denmukaistamista jakelualueilla. Käytännössä verkkojen yhdistäminen ei juuri muuta siirtohintoja Utsjoen ja Inergian verkoissa, jos toiminnan tulo-taso pidetään nykyisenä ja huomioidaan yhteistoiminnan myötä saavutetta-vat säästöt. Enontekiön ja Muonion tapauksessa nykyisellä tulostasolla yh-teistoiminnan mukanaan tuomat säästöt huomioiden Enontekiön alueen hin-ta laskisi noin 0,7 snt/kWh Muonion hinnan noustessa noin 0,3 snt/kWh. Utsjoen ja Enontekiön korvausinvestoinnit nostavat yhteisten siirtoyhtiöi-


den hintoja Utsjoen ja Inergian tapauksessa noin 0,2 snt/kWh ja Enontekiön ja Muonion tapauksessa noin 0,6 snt/kWh.

Verkkoyhtiöiden yhdistämisellä siirtohinnan muutokset Enontekiön ja Uts-joen alueella pystyttäisiin pitämään maltillisempina ja korvausinvestoinnit pystyttäisiin paremmin rahoittamaan tulorahoitteisesti. Etenkin Muonion Sähköosuuskunnan alueella siirtohintoja jouduttaisiin nostamaan huomatta-vasti yhdistymisen myötä. Ennen yhdistymishankkeiden eteenpäinviemistä Inergia ja Muonion Sähköosuuskunta odottavat kuitenkin päätöstä, miten korvausinvestoinnit tullaan rahoittamaan.

Taulukkoon 22 on koottu työssä esitetyt näkemykset eri vaihtoehtojen vai-kutuksista keskimääräisiin siirtohintoihin.

Taulukko 22. Näkemys yhtiöiden tulevasta keskimääräisestä siirtohinnan

tasosta eri vaihtoehdoissa.

USO

snt/kWh ES,

snt/kWh USO + Inergia

snt/kWh ES + Muonio snt/kWh

Keskimääräinen siirtohinta ilman korvausinvestointeja

2,9 3,2 2,7 2,5

Korvausinvestointien vaikutus siirtohintaan 50 vuoden pitoajalla

+1,3 +1,5 +0,2 +0,6

Toimitusvarmuuden nostamisen vaikutus siirtohintaan (vaihtoehto b)

+0,1 +0,1 - -

Siirtohinta toimenpiteiden jälkeen 4,3 4,8 2,9 3,1

Jatkotoimenpiteet

Alla on listattu tarkemmin selvitettäviä asioita, jotka edesauttavat korvaus-investointien toteutusta: - erikseen harkittavien avustusten selvittäminen ja mahdollinen myöntä-

minen investointeihin, - tavoiteverkon suunnittelu, jonka pohjalta investoinnit voidaan toteuttaa - korvausinvestointien tarkemman ajoituksen suunnittelu huomioiden eri

verkko-osuuksien todellinen kunto ja ajoituksen vaikutukset siirtohin-toihin ja rahoitustarpeisiin,

- ES:n Ruotsin varayhteyksien päivitys, - ES:n Norjan yhteyden lisäselvitys ja - yhteistyön syventäminen ja yhteisten verkkoyhtiöiden perustamisen

eteenpäin vieminen.

korvausinvestointitarpeet ja niiden rahoitus-...

Documents