2.1.1  Sähkönsiirron ja -jakelun hinnoittelun sääntely

Sähkömarkkinalain 24 §:n mukaan verkkopalvelujen myyntihintojen ja -ehtojen sekä niiden määräytymisperusteiden on oltava tasapuolisia ja syrjimättömiä kaikille verkon käyttäjille. Niistä saa poiketa vain erityisistä syistä. Kuluttajille suunnatut myyntiehdot on lisäksi esitettävä selkeällä ja ymmärrettävällä tavalla, eikä niihin saa sisältyä sopimusten ulkopuolisia esteitä kuluttajien oikeuksien toteutumiselle. Verkkopalvelujen hinnoittelun on oltava kokonaisuutena arvioiden kohtuullista. Verkkopalvelujen hinnoittelussa ei saa olla perusteettomia tai sähkökaupan kilpailua ilmeisesti rajoittavia ehtoja. Siinä on kuitenkin otettava huomioon sähköjärjestelmän toimintavarmuus ja tehokkuus sekä kustannukset ja hyödyt, jotka aiheutuvat voimalaitoksen liittämisestä verkkoon. 

Energiavirasto valvoo sähkömarkkinalain sekä sen nojalla annettujen säännösten noudattamista sähkö- ja maakaasumarkkinoiden valvonnasta annetun lain (590/2013, jäljempänä valvontalaki) mukaisesti. Energiaviraston toimivalta unionin lainsäädännön määrittelemänä kansallisena sääntelyviranomaisena sisältää sekä etukäteistä että jälkikäteistä toimivaltaa. Energiaviraston toimivalta on keskeisissä verkkovalvonta-asioissa etukäteistä. Energiavirasto vahvistaa yhtiökohtaisilla päätöksillä kaikille sähköverkonhaltijoille sekä järjestelmävastuuseen määrätylle kantaverkonhaltijalle noudatettavaksi keskeisimpien palveluiden ehdot ja palveluiden hinnoittelua koskevat menetelmät ennen niiden käyttöönottamista. Valvontalain 10 §:n mukaan sähkönsiirron ja –jakelun hinnoittelun sääntely tapahtuu etukäteisesti. Energiavirasto vahvistaa verkonhaltijoille ennalta muun muassa menetelmät verkonhaltijan verkkotoiminnan tuoton ja siirtopalvelusta perittävien maksujen määrittämiseksi.  

Siirto- ja jakelupalvelujen hinnoittelua koskeva vahvistuspäätös on voimassa kahden toisiaan seuraavan neljän vuoden pituisen valvontajakson ajan. Verkkohinnoittelun tulee olla valvontajaksolla kokonaisuudessaan kohtuullista. Yksittäisenä vuotena tästä voi olla poikkeamia. Valvontajakson päätyttyä Energiavirasto antaa päätöksen, jossa arvioidaan, onko hinnoittelu ollut säännösten ja menetelmien mukaista. Valvontajakson päätyttyä verkonhaltijan tulee Energiaviraston päätöksen perusteella palauttaa mahdollinen ylijäämä seuraavan valvontajakson aikana siirtopalvelujen hintoja alentamalla asiakkaille. Merkittävässä ylitystapauksessa verkonhaltija maksaa palautettavalle määrälle koron koko sen valvontajakson ajalta, jonka kuluessa tämä ylijäämä on kertynyt. Mikäli verkkotoiminnan tuotto alittaa hyväksyttävänä pidettävän tason, voi verkonhaltija vastaavasti kerätä alitusta vastaavan määrän korkeampina siirtopalvelumaksuina seuraavan valvontajakson kuluessa. Verkkohinnoittelun valvonta estää tältä osin kohtuuttoman hinnoittelun sähköverkoissa valvontajaksoihin perustuvalla tarkasteluvälillä.  

Energiavirasto vahvistaa valvontalain 10 §:ssä säädettyjen toimivaltuuksiensa nojalla ennen valvontajaksoa antamassaan päätöksessä verkkotoimintaan sitoutuneen pääoman arvostusperiaatteet, verkkotoimintaan sitoutuneelle pääomalle hyväksyttävän tuoton määrittämistavan, verkkotoiminnan tuloksen määrittämistavan sekä sen edellyttämän tuloslaskelman ja taseen oikaisun. Lisäksi päätöksellä vahvistetaan kannustimet verkkotoiminnan tehostamiseen, laatutason ylläpitämiseen ja innovaatioihin sekä niiden määrittämistapa ja menetelmä, jolla kannustimia sovelletaan hinnoittelussa. 

Energiavirasto on hyväksynyt nykyiset siirto- ja jakelupalvelujen hinnoittelua koskevat laskentamenetelmät kahdeksi valvontakaudeksi vuosille 2016—2023.  

Laskentamenetelmissä sähköverkkoon sitoutunut pääoma määritellään verkonhaltijan sähköverkkoon investoimien verkostokomponenttien määrien ja yksikköhintojen kautta. Yksikköhinnat määritellään tietyllä ajanhetkellä keskimääräiseen rakentamiskustannukseen perustuen. Yksikköhinta on siten valtakunnalliseen keskiarvoon perustuva jälleenhankintahinta kullekin verkostokomponentille. Energiavirasto päivittää yksikköhinnat ennen seuraavan vahvistuspäätöksen antamista. Tietyn komponentin yksikköhinta voi siis muuttua teknisen kehityksen myötä. Esimerkiksi maakaapeloinnin hinta tullee uusissa menetelmissä laskemaan merkittävästi nykyisestä, sillä maakaapelointimenetelmät ovat kehittyneet nopeasti maakaapeloinnin yleistymisen myötä. Verkonhaltijan kullekin verkostokomponentille muodostetaan pääoma-arvo vähentämällä yksikköhinnan mukaisesta verkostokomponentin arvosta sen ikään perustuvat tasapoistot, jotka lasketaan Energiaviraston verkostokomponenteille vahvistaman pitoajan mukaisesti. Sääntelypääomaksi muodostuu siten kunkin verkonhaltijan sähköverkkoon kuuluvien verkostokomponenttien yhteenlaskettu nykykäyttöarvo. Menetelmä perustuu tältä osin eduskunnan talousvaliokunnan jo vuoden 1995 sähkömarkkinalakia koskevaan kannanottoon (TaVM 56/1994 vp). Talousvaliokunta linjasi mietinnössään, ettei sääntelypääomaa tule muodostaa yrityskauppa-arvojen ja kirjanpitoarvojen pohjalta. Valiokunta piti ensiksikin tärkeänä, että sähkömarkkinalain mukainen hinnoittelun kohtuullisuusvalvonta perustuu yritysten käyttöomaisuuden todellisiin markkina-arvoihin eikä yrityskaupoilla mahdollisesti keinottelunomaisesti paisuteltuihin arvopaperiarvoihin. Valiokunta myös totesi, että verkkoyhtiöllä on oikeus kohtuulliseen korvaukseen siirtopalveluista ja, että kohtuulliseen korvaukseen sisältyy myös verkon kehittämisvelvoitteen täyttämiseen riittävä tulonmuodostus. Valiokunta edellytti, että sähkömarkkinaviranomainen verkkoyhtiöiden hinnoittelun kohtuullisuusvalvonnassa soveltaa laskentaperustetta, jolla käyttöomaisuuden historialliseen hankintahintaan perustuvan kohtuullisen pääoman tuoton rinnalla otetaan huomioon verkkojen ylläpito- ja kehittämisvelvoitteesta aiheutuva tulonmuodostumistarve. Koska kirjanpidossa käytetyt poistoajat ovat tavallisesti huomattavasti lyhyempiä kuin verkostokomponenttien pitoajat laskentamenetelmissä, ovat verkkojen nykykäyttöarvot yleensä niiden kirjanpitoarvoja korkeammat.  

Sitoutuneelle pääomalle määriteltävän sallitun tuoton laskenta perustuu Energiaviraston valvontamenetelmissä rahoitusteoriassa yleisesti käytössä olevaan pääoman painotettuun keskikustannusmalliin (Weighted Average Cost of Capital, WACC), jolla määritellään kohtuullinen tuottotaso. Mallissa pohjana on riskitön korkokanta, jona Energiavirasto käyttää Suomen Pankin kymmen vuoden obligaation korkoa keskiarvoistettuna kymmeneltä vuodelta tai yhden vuoden keskiarvoa, jos se ylittää 10 vuoden keskiarvon. Pääoman painotettua keskikustannusta laskettaessa käytetään oman ja vieraan pääoman suhteena verkonhaltijoille määritettyä optimaalista pääomarakennetta. Sallittu tuotto määritellään vuosittain. Sallitun tuoton taso noudattaa markkinakorkojen kehitystä: tuottotaso laskee viitekoron laskiessa ja nousee sen noustessa. Muutos tapahtuu viiveellä, koska vuosittaisen tuottotason määrittely perustuu aiempien vuosien viitekorkojen perusteella. 

Valvontalain 13 §:n 1 momentin mukaan Energiavirasto voi muuttaa omasta aloitteestaan siirto- ja jakelumaksujen laskentamenetelmiä koskevaa päätöstään sen voimassaoloaikana, jos muutos perustuu lainsäädännön muuttumiseen. 

2.1.2  Sähkönjakelun hinnankorotusten sääntely

Sähkömarkkinalain 93 §:n 1 momentin mukaan jakeluverkonhaltija saa muuttaa sähköverkkosopimuksen mukaisia hintoja ja muita sopimusehtoja vain 1) sopimuksessa yksilöidyllä perusteella edellyttäen, ettei sopimuksen sisältö olennaisesti muutu, 2) jos muutos perustuu lainsäädännön muuttumiseen tai viranomaisen päätökseen, jota jakeluverkonhaltija ei ole voinut ottaa huomioon sopimusta tehtäessä tai 3) jos muutokseen on erityistä syytä olosuhteiden olennaisen muuttumisen, vanhentuneiden sopimus- tai hinnoittelujärjestelyjen uudistamisen tai energian säästämiseksi tarpeellisten toimenpiteiden toteuttamisen johdosta. Jakeluverkonhaltijalla on lisäksi oikeus tehdä sopimusehtoihin vähäisiä muutoksia, joilla ei ole vaikutusta sopimuksen keskeiseen sisältöön. 

Kuluttajansuojalain (38/1978) 4 luvun 1 §:n mukaan laissa tarkoitetun sopimuksen ehtoa voidaan sovitella tai jättää se huomioon ottamatta, jos ehto on kuluttajan kannalta kohtuuton tai sen soveltaminen johtaisi kohtuuttomuuteen. Sopimuksen ehtona pidetään myös vastikkeen määrää koskevaa sitoumusta. Kohtuuttomuutta arvioitaessa otetaan huomioon sopimuksen koko sisältö, osapuolten asema, sopimusta tehtäessä vallinneet olot ja, jollei 2 §:stä muuta johdu, olojen muuttuminen sekä muut seikat. Kuluttajariitalautakunta on vuonna 2016 antamassaan ratkaisussa (Dnro 590/39/2016) katsonut, että myös hinnankorotus itsessään voi olla kuluttajansuojalain 4 luvun 1 §:ssä tarkoitetulla tavalla kohtuuton siirtopalvelun hinnan kohtuullisuudesta tai kohtuuttomuudesta riippumatta. Kuluttajansuojalain 4 luvun 1 §:n mukaista kohtuuttomuutta arvioidaan ensisijaisesti kuluttajan näkökulmasta ja toisaalta kohtuuttomuusarviointi on aina tehtävä tapauskohtaisesti.  

Vuonna 2017 lisättiin sähkömarkkinalakiin säännökset, joiden tarkoituksena on estää sähkönsiirron ja -jakelun kerralla tai lyhyen aikavälin sisällä tapahtuvien kohtuuttomien hinnankorotusten tekeminen. Säännökset perustuvat kuluttajasuojalain 4 luvun 1 §:n soveltamiskäytäntöön. Ne kuitenkin koskevat myös yritysasiakkaisiin kohdistuvia korotuksia, koska jakeluverkoissa on asiakkaina kuluttajien ohella myös yrityksiä, joiden suojan tarvetta ei voida erottaa kuluttajista. Lisäksi sääntely koskee sähkön siirtoverkkoja sekä suurjännitteisiä sähkönjakeluverkkoja. Suljetut jakeluverkot on rajattu sääntelyn ulkopuolelle. 

Sähkönsiirron ja -jakelun maksujen korottamisesta säädetään sähkömarkkinalain 26 a §:ssä. Pykälän mukaan verkonhaltija saa korottaa sähkönsiirron ja sähkönjakelun maksujaan enintään 15 prosenttia korotusta edeltäneiden 12 kuukauden aikana keräämiinsä sähkönsiirron ja sähkönjakelun maksuihin verrattuna. Jos verkonhaltija tekee korotuksesta alkavan 12 kuukauden ajanjakson aikana lisää sähkönsiirron ja sähkönjakelun maksujen korotuksia, eivät kyseisenä aikana kerätyt maksujen korotukset tällöinkään saa ylittää 15 prosenttia tarkastelujakson ensimmäistä korotusta edeltäneiden 12 kuukauden aikana kerättyjen maksujen määrästä. Korotuksen hyväksyttävä enimmäismäärä lasketaan asiakasryhmäkohtaisesti verkonhaltijan sähköverkon käyttäjiä edustavan kunkin asiakasryhmän 12 kuukauden pituisen tarkastelujakson keskimääräisen kokonaismaksun perusteella. Korotuksen hyväksyttävä enimmäismäärä lasketaan kussakin asiakasryhmässä siihen kuuluviin verkon käyttäjiin sovellettavan korkeimman verokannan mukaan määritetystä sähkönsiirron ja sähkönjakelun verollisesta hinnasta. Verot sisältävän maksun käyttäminen laskentaperusteena mahdollistaa tosiasiallisesti 15 prosenttia korkeamman korotuksen verkonhaltijalle siirtomaksusta tulevaan osuuteen. Korotuksen maksimimäärään vaikuttaa tällöin tarkasteltavana oleva asiakasryhmä ja siihen sovellettavat verokannat. Hallituksen esityksen 50/2017 vp mukaan verollisen hinnan käyttäminen laskentaperusteena perustuu siihen, että myös kuluttajansuojalain 4 luvun 1 §:n mukainen sopimusehdon kohtuuttomuuden arviointi tapahtuu oikeuskäytännön mukaan verollisten hintojen perusteella. Energiavirasto valvoo 26 a §:n mukaista hinnoittelua valvontalain 9 §:ssä säädetyn toimivallan perusteella. 

Myös 26 a §:n voimaan tulon jälkeen sähkön siirron ja jakelun maksujen korotuksiin sovelletaan edelleen myös asianomaisen sähkönjakelua koskevan sopimuksen ehtoja sekä sähkömarkkinalain 93 §:n ja muun lainsäädännön säännöksiä. Siten 26 a §:n mukaisesti sallituksi katsotun hinnankorotuksen kohtuullisuutta voidaan edelleen arvioida yksittäistapauksissa myös kuluttajansuojalain (38/1978) 4 luvun 1 §:n perusteella. 

2.1.3  Sähkönjakelun toimitusvarmuuden sääntely

Sähköverkkojen toimitusvarmuutta säännellään sähkömarkkinalaissa verkon kehittämisvelvollisuuden, sähkönjakelun laatuvaatimusten ja toisaalta sähkönjakelun sopimusehtoja koskevien säännösten kautta.  

Verkon kehittämisvelvollisuutta koskevan sähkömarkkinalain 19 §:n 1 momentin mukaan verkonhaltijan tulee riittävän hyvälaatuisen sähkön saannin turvaamiseksi verkkonsa käyttäjille ylläpitää, käyttää ja kehittää sähköverkkoaan sekä yhteyksiä toisiin verkkoihin sähköverkkojen toiminnalle säädettyjen vaatimusten ja verkon käyttäjien kohtuullisten tarpeiden mukaisesti. Pykälän 2 momentissa täsmennetään niitä periaatteita, joiden mukaisesti verkonhaltijan on suunniteltava, rakennettava ja ylläpidettävä sähköverkkoaan. Säännöksen mukaan sähköverkko on suunniteltava ja rakennettava ja sitä on ylläpidettävä siten, että 1) sähköverkko täyttää sähköverkon toiminnan laatuvaatimukset ja sähkönsiirron sekä -jakelun tekninen laatu on muutoinkin hyvä, 2) sähköverkko ja sähköverkkopalvelut toimivat luotettavasti ja varmasti silloin, kun niihin kohdistuu normaaleja odotettavissa olevia ilmastollisia, mekaanisia ja muita ulkoisia häiriöitä, 3) sähköverkko ja sähköverkkopalvelut toimivat mahdollisimman luotettavasti normaaliolojen häiriötilanteissa ja valmiuslaissa (1552/2011) tarkoitetuissa poikkeusoloissa, 4) sähköverkko toimii yhteensopivasti sähköjärjestelmän kanssa ja se voidaan tarvittaessa liittää yhteen toisen sähköverkon kanssa, 5) sähköverkkoon voidaan liittää vaatimukset täyttäviä käyttöpaikkoja ja voimalaitoksia, ja 6) verkonhaltija kykenee muutoinkin täyttämään sille kuuluvat tai sähkömarkkinalain nojalla asetetut velvollisuudet. 

Jakeluverkon toiminnan laatuvaatimuksista säädetään sähkömarkkinalain 51 §:ssä. Jakeluverkko on ensinnäkin suunniteltava ja rakennettava siten, että verkko täyttää järjestelmävastaavan kantaverkonhaltijan asettamat verkon käyttövarmuutta ja luotettavuutta koskevat vaatimukset. Lisäksi pykälässä säädetään jakeluverkonhaltijoita velvoittavista sähkönjakelun keskeytysten aikarajoista. Jakeluverkon vikaantuminen myrskyn tai lumikuorman seurauksena ei asemakaava-alueella saa aiheuttaa verkon käyttäjälle yli 6 tuntia kestävää sähkönjakelun keskeytystä ja muualla kuin asemakaava-alueella yli 36 tuntia kestävää keskeytystä. Jakeluverkonhaltija voi määrittää käyttöpaikkaan sovellettavan tavoitetason yleisestä tavoitetasosta poiketen paikallisten olosuhteiden mukaisesti, jos käyttöpaikka sijaitsee saaressa, johon ei ole kiinteää yhteyttä tai säännöllisesti liikennöitävää maantielauttayhteyttä tai jos käyttöpaikan vuotuinen sähkönkulutus on enintään 2 500 kilowattituntia ja yleisen tavoitetason täyttämisen edellyttämien investointien kustannukset olisivat käyttöpaikan osalta poikkeuksellisen suuret sen muista käyttöpaikoista etäisen sijainnin vuoksi. Verkon kehittämisvelvollisuus yhdessä jakeluverkon toiminnan laatuvaatimusten kanssa määrittävät jakeluverkkojen toiminnan tavoitetason, jonka toteutumista Energiavirasto valvoo.  

Jakeluverkon toimintavarmuutta koskevasta siirtymäajasta säädetään 119 §:n siirtymäsäännöksessä. Pykälän mukaan jakeluverkonhaltijan on täytettävä 51 §:n sähkönjakelun keskeytysten aikarajavaatimukset vastuualueellaan viimeistään 31 päivänä joulukuuta 2028. Vaatimusten on täytyttävä vuoden 2019 loppuun mennessä vähintään 50 prosentilla jakeluverkon kaikista käyttäjistä vapaa-ajan asunnot pois lukien ja vuoden 2023 loppuun mennessä vähintään 75 prosentilla jakeluverkon kaikista käyttäjistä vapaa-ajan asunnot pois lukien. Vapaa-ajan asunnot on rajattu välitavoitteiden ulkopuolelle, ja verkonhaltija voi tarkastella näillä alueilla toteutettavia toimenpiteitä tärkeysjärjestykseltään viimeisenä. Energiavirasto on voinut tietyissä tilanteissa myöntää jakeluverkonhaltijalle pidennyksiä täytäntöönpanoaikoihin. Esimerkiksi keskimääräistä enemmän maakaapeleita asentamaan joutuvat jakeluverkonhaltijat ovat voineet hakea täytäntöönpanoajan pidennystä aina vuoden 2036 loppuun saakka. Energiavirasto on myöntänyt täytäntöönpanoajan pidennyksen yhteensä 10 jakeluverkonhaltijalle. 

Jakeluverkonhaltijan on laadittava kehittämissuunnitelma, joka sisältää toimenpiteet, joiden toteuttaminen johtaa 51 ja 119 §:ssä säädettyjen vaatimusten täyttämiseen ja ylläpitämiseen jakeluverkossa. Kehittämissuunnitelman tulee sähkömarkkinalain 52 §:n mukaisesti sisältää kahden kalenterivuoden jaksoihin jaoteltuina yksityiskohtaiset toimenpiteet, jotka parantavat järjestelmällisesti ja pitkäjänteisesti jakeluverkon luotettavuutta ja varmuutta ja jotka toteuttamalla jakeluverkko täyttää edellä mainitut vaatimukset. Kehittämissuunnitelma on päivitettävä kahden vuoden välein ja se on toimitettava Energiavirastolle. Energiavirasto voi kuuden kuukauden kuluessa suunnitelman vastaanottamisesta vaatia jakeluverkonhaltijaa tekemään muutoksia kehittämissuunnitelmaan, jos on syytä epäillä, että kehittämissuunnitelmaan sisältyvät toimenpiteet eivät johda vaatimusten täyttämiseen tai jos suunnitelma ei täytä muita 52 §:ssä säädettyjä vaatimuksia. 

Sähkömarkkinalain 97 §:n mukaan sähkönjakelussa on virhe, jos sähkön laatu tai toimitustapa ei vastaa sitä, mitä voidaan katsoa sovitun, tai kun kuluttajan laskutus on virheellinen tai viivästynyt. Jollei toisin ole sovittu, sähkönjakelussa on virhe, jos sähkö ei laadultaan vastaa Suomessa noudatettavia standardeja taikka jos sähkönjakelu on yhtäjaksoisesti tai toistuvasti keskeytynyt eikä keskeytystä voida pitää keskeytyksen syy ja olosuhteet huomioon ottaen vähäisenä. Loppukäyttäjällä on oikeus virhettä vastaavaan hinnanalennukseen ja korvaukseen vahingosta, jonka hän kärsiin virheen vuoksi. 

2.1.4  Sähkönjakelun keskeytyksiä koskevat korvaukset

Sähkömarkkinalain 97—99 §:ssä säädetään sähkönjakelun, muun verkkopalvelun ja sähköntoimituksen virheestä sekä loppukäyttäjän oikeudesta hinnanalennukseen ja vahingonkorvaukseen virheen vuoksi. Loppukäyttäjän oikeudesta vakiokorvaukseen sähkönjakelun tai sähköntoimituksen yhtäjaksoisen keskeytymisen perusteella säädetään puolestaan sähkömarkkinalain 100 §:ssä. Lainkohdan mukaan loppukäyttäjä on oikeutettu vakiokorvaukseen, mikäli jakeluverkonhaltija tai vähittäismyyjä ei osoita, että keskeytyminen johtuu sen vaikutusmahdollisuuksien ulkopuolella olevasta esteestä, jota ei kohtuudella voida edellyttää otettavan huomioon ja jonka seurauksia se ei kaikkea huolellisuutta noudattaen olisi voinut välttää tai voittaa. Jos loppukäyttäjälle maksetaan verkkopalvelun keskeytymisen johdosta vakiokorvausta, hänellä ei ole oikeutta saada hinnanalennusta saman keskeytyksen johdosta. 

Vakiokorvauksen suuruus riippuu keskeytyksen pituudesta ja loppukäyttäjän vuotuisesta siirtopalvelumaksusta. Vakiokorvauksen määrä on vuotuisesta siirtopalvelumaksusta 1) 10 prosenttia, kun keskeytysaika on ollut vähintään 12 tuntia mutta vähemmän kuin 24 tuntia, 2) 25 prosenttia, kun keskeytysaika on ollut vähintään 24 tuntia mutta vähemmän kuin 72 tuntia, 3) 50 prosenttia, kun keskeytysaika on ollut vähintään 72 tuntia mutta vähemmän kuin 120 tuntia, 4) 100 prosenttia, kun keskeytysaika on ollut vähintään 120 tuntia mutta vähemmän kuin 192 tuntia, 5) 150 prosenttia, kun keskeytysaika on ollut vähintään 192 tuntia mutta vähemmän kuin 288 tuntia ja 6) 200 prosenttia, kun keskeytysaika on ollut vähintään 288 tuntia. Loppukäyttäjälle kalenterivuoden kuluessa maksettavien vakiokorvausten määrä on enintään 200 prosenttia vuotuisesta siirtopalvelumaksusta tai 2 000 euroa. 

2.1.5  Erilliset linjat

Sähkömarkkinalain 13 §:n mukaan jakeluverkonhaltijalla on yksinoikeus rakentaa jakeluverkkoa vastuualueellaan. Muut saavat rakentaa vastuualueelle jakeluverkkoa, jos 1) kysymyksessä on liittymisjohto tai varasyöttöyhteys, jolla sähkönkäyttöpaikka liitetään vastuualueen jakeluverkonhaltijan sähköverkkoon, 2) kysymyksessä on liittymisjohto tai varasyöttöyhteys, jolla yksi tai useampi voimalaitos liitetään vastuualueen jakeluverkonhaltijan tai muun verkonhaltijan sähköverkkoon, 3) kysymyksessä on kiinteistön tai sitä vastaavan kiinteistöryhmän sisäinen verkko tai 4) verkonhaltija antaa toiselle suostumuksen verkon rakentamiseen. 

2.2.1  Direktiivi sähkön sisämarkkinoita koskevista yhteisistä säännöistä ja direktiivin 2012/27/EU muuttamisesta

Euroopan parlamentin ja neuvoston direktiivissä (EU) 2019/944 sähkön sisämarkkinoita koskevista yhteisistä säännöistä ja direktiivin 2012/27/EU muuttamisesta (jäljempänä sähkömarkkinadirektiivi) vahvistetaan yhteiset säännöt sähkön tuotannolle, siirrolle, jakelulle, energian varastoinnille ja sähkön toimitukselle sekä kuluttajansuojaa koskevat säännöt, jotta voidaan luoda aidosti yhdennetyt, kilpailuun perustuvat, kuluttajakeskeiset, joustavat, oikeudenmukaiset ja avoimet sähkömarkkinat unionissa. Jäsenvaltioiden on saatettava direktiivin edellyttämät lait, asetukset ja hallinnolliset määräykset voimaan viimeistään 31 päivänä joulukuuta 2020.  

Kolmannen osapuolen pääsy sähköverkkoon  

Direktiivin 6 artiklassa säädetään kolmannen osapuolen pääsystä verkkoon. Artiklan mukaan jäsenvaltion on varmistettava, että luodaan edellytykset kolmansien osapuolten siirto- ja jakeluverkkoihin pääsylle. Artikla edellyttää luomaan julkaistuihin tariffeihin perustuvan järjestelmän, jota voidaan soveltaa kaikkiin asiakkaisiin. Jäsenvaltioiden on kolmansien osapuolten verkkoon pääsyn mahdollistamiseksi varmistettava, että siirto- ja jakelutariffit tai niiden laskentamenetelmät hyväksytään direktiivin 59 artiklan edellyttämällä tavoin avointen kriteerien mukaisesti ennen niiden voimaantuloa ja että tariffit ja, jos ainoastaan menetelmät hyväksytään, menetelmät julkaistaan ennen niiden voimaantuloa. Järjestelmää on sovellettava puolueettomasti ja syrjimättömästi. 

Erilliset linjat 

Direktiivin 7 artiklassa säädetään erillisistä linjoista. Jäsenvaltioiden on toteutettava tarvittavat toimenpiteet, jotta jäsenvaltion alueelle sijoittautuneilla tuottajilla ja sähköntoimittajilla on mahdollisuus toimittaa sähköä erillisen linjan välityksellä omiin tiloihinsa ja omille tytäryrityksilleen ja asiakkailleen ja jotta kaikilla asiakkailla jäsenvaltion alueella on mahdollisuus saada yksittäin tai yhdessä sähköntoimituksia tuottajilta ja sähkön toimittajilta erillisen linjan välityksellä. Jäsenvaltioiden on vahvistettava perusteet, joita sovelletaan erillisten linjojen rakentamista koskevien lupien myöntämiseen niiden alueella. Näiden perusteiden on oltava puolueettomia ja syrjimättömiä. Mahdollisuus toimittaa sähköä erillisen linjan välityksellä ei saa vaikuttaa mahdollisuuteen tehdä sähkösopimuksia kolmansien osapuolten verkkoon pääsyä koskevan sääntelyn mukaisesti. Jäsenvaltiot voivat ottaa käyttöön erillisen linjan rakentamiseen liittyvän lupamenettelyn, jossa luvan myöntämisen edellytyksenä on verkkoon pääsyn epääminen tai epäämiseen liittyvän riitojenratkaisumenettelyn aloittaminen. Jäsenvaltiot voivat evätä erillisen linjan rakentamisluvan, jos luvan myöntäminen haittaisi sähkömarkkinadirektiivin 9 artiklan mukaisia julkisen palvelun velvoitteita koskevien säännösten soveltamista. 

Jakeluverkonhaltijoiden tehtävät 

Direktiivin 31 artiklassa säädetään jakeluverkonhaltijoiden tehtävistä. Jakeluverkonhaltijan velvollisuutena on varmistaa verkon pitkän aikavälin vaatimukset vastata sähkön jakelua koskevaan kohtuulliseen kysyntään sekä käyttää, ylläpitää ja kehittää taloudellisten edellytysten mukaisesti turvallista, luotettavaa ja tehokasta verkkoa alueellaan ottaen ympäristö ja energiatehokkuuden edistäminen asianmukaisesti huomioon. Jakeluverkonhaltija ei saa harjoittaa syrjintää verkon käyttäjien tai käyttäjäryhmien välillä eikä suosia siihen omistussuhteessa olevia yrityksiä. Jakeluverkonhaltijan on toimitettava verkon käyttäjille tarpeelliset tiedot sen varmistamiseksi, että nämä pääsevät tehokkaasti verkkoon ja voivat sitä käyttää.  

Verkon kehittäminen 

Verkon kehittämisessä on otettava huomioon jouston edistäminen jakeluverkkotasolla ja luotava sille kannustimet direktiivin 31 artiklan vaatimusten mukaisesti. Verkon kehittämissuunnitelmassa on arvioitava seuraavan 5—10 vuoden ajalle suunnitellut investoinnit jakeluinfrastruktuuriin, joka tarvitaan uuden tuotantokapasiteetin ja uusien kuormien liittämiseksi.  

Kehittämissuunnitelmaan on sisällyttävä se, käyttääkö jakeluverkonhaltija kulutusjoustoa, energiatehokkuutta, energiavarastoja tai muita resursseja vaihtoehtona järjestelmän laajentamiselle. Jakeluverkon kehittämisen on perustuttava avoimeen suunnitelmaan ja verkonhaltijan on kuultava kaikkia asiaankuuluvia verkon käyttäjiä ja siirtoverkonhaltijoita verkon kehittämissuunnitelmasta. Jäsenvaltio voi olla soveltamatta velvoitetta integroituneisiin sähköalan yrityksiin, joilla on alle 100 000 verkkoon liitettyä asiakasta tai jotka toimittavat sähköä pieniin erillisiin verkkoihin. 

Sääntelyviranomaisen riippumattomuus 

Sähkömarkkinadirektiivin sääntelyviranomaisia koskevien säännösten tavoitteena on kansallisten energia-alan sääntelyviranomaisten toimivaltuuksien yhdenmukaistaminen sekä niiden riippumattomuuden lujittaminen. Direktiivin johdantokappaleen 80 mukaan kansallisten sääntelyviranomaisten olisi voitava tehdä päätöksiä kaikista sähkön sisämarkkinoiden moitteettoman toiminnan kannalta merkityksellisistä sääntelykysymyksistä, ja niiden tulisi olla täysin riippumattomia kaikista muista julkisista tai yksityisistä eduista.  

Direktiivin 57 artiklan mukaisesti jäsenvaltioiden on taattava sääntelyviranomaisen riippumattomuus ja varmistettava, että se käyttää toimivaltuuksiaan puolueettomasti ja avoimesti. Jäsenvaltioiden on erityisesti varmistettava, että sääntelyviranomainen voi tehdä itsenäisiä päätöksiä poliittisista elimistä riippumatta. 

Tariffien tai niiden laskentamenetelmien vahvistaminen 

Sähkömarkkinadirektiivin johdantokappaleen 81 mukaan sääntelyviranomaisten olisi voitava asettaa tai hyväksyä tariffit tai niiden laskentamenetelmät siirtoverkonhaltijan tai jakeluverkonhaltijoiden ehdotuksen pohjalta tai näiden verkonhaltijoiden ja verkon käyttäjien yhteisesti sopiman ehdotuksen pohjalta. Näitä tehtäviä suorittaessaan sääntelyviranomaisten olisi varmistettava, että siirto- ja jakelutariffit ovat syrjimättömiä ja vastaavat kustannuksia, ja otettava huomioon hajautetun sähköntuotannon ja kysynnänhallintatoimien ansiosta pitkällä aikavälillä vältetyt verkon rajakustannukset. Johdantokappaleen 82 mukaan sääntelyviranomaisten olisi asetettava tai hyväksyttävä siirto- ja jakeluverkkoja koskevat yksittäiset verkkotariffit tai menetelmä taikka sekä kyseiset verkkotariffit että menetelmä. Kaikissa tapauksessa olisi säilytettävä 57 artiklan 4 kohdan b alakohdan ii alakohdan mukainen sääntelyviranomaisten riippumattomuus verkkotariffien vahvistamisessa. Mainitun 57 artiklan säännöksen mukaan jäsenvaltioiden on taattava sääntelyviranomaisen riippumattomuus ja varmistettava, että se käyttää toimivaltuuksiaan puolueettomasti ja avoimesti. Tätä varten jäsenvaltioiden on varmistettava, että tässä direktiivissä ja siihen liittyvässä lainsäädännössä asetettuja viranomaistehtäviä suorittaessaan sääntelyviranomainen varmistaa, että sen henkilöstö ja hallinnosta vastaavat henkilöt eivät viranomaistehtäviä suorittaessaan pyydä eivätkä ota suoria ohjeita miltään hallitukselta tai muulta julkiselta tai yksityiseltä elimeltä. 

Direktiivin 59 artikla sisältää säännökset kansallisten sääntelyviranomaisten tehtävistä ja toimivaltuuksista siirto- ja jakeluverkonhaltijoiden valvonnassa. Artiklan 1 kohdan mukaan sääntelyviranomaisen tehtävänä on vahvistaa tai hyväksyä avointen kriteerien mukaisesti siirto- tai jakelutariffit tai niiden laskentamenetelmät tai molemmat. Artiklan 7 kohdan mukaan sääntelyviranomaisella on oltava velvollisuus vahvistaa tai hyväksyä ennen voimaantuloa ainakin menetelmät, jotka koskevat liittämistä ja pääsyä kansallisiin verkkoihin, mukaan luettuna siirto- ja jakelutariffit. Tariffien tai menetelmien on mahdollistettava tarvittavien investointien tekeminen verkkoihin niin, että kyseisillä investoinneilla voidaan varmistaa verkkojen toimivuus.  

Kansallisen sääntelyviranomaisen on voitava vaatia, että siirto- ja jakeluverkonhaltijat tarvittaessa muuttavat 60 artiklassa tarkoitettuja ehtoja ja edellytyksiä sen varmistamiseksi, että ne ovat oikeasuhteisia ja että niitä sovelletaan syrjimättömällä tavalla. Oikeasuhteisuutta ja syrjimättömyyttä verkkoon pääsystä, verkon käytöstä ja verkon vahvistamisesta perittävien maksujen osalta arvioitaessa on huomioitava sähkön sisämarkkinoista annetun Euroopan parlamentin ja neuvoston asetuksen (EU) 2019/943 (jäljempänä sähkökauppa-asetus) 18 artiklan vaatimukset. 

Jos siirto- ja jakelutariffien vahvistaminen viivästyy, kansallinen sääntelyviranomainen voi direktiivin 60 artiklan perusteella vahvistaa tai hyväksyä alustavat siirto- ja jakelutariffit tai niiden laskentamenetelmät ja päättää asiaankuuluvista korvaustoimenpiteistä, jos lopulliset tariffit tai niiden laskentamenetelmät eroavat alustavista tariffeista tai menetelmistä. 

Komission valvontatoimenpiteet kansallisen sääntelyviranomaisen toimivallan osalta 

Komissio valvoo sähkön sisämarkkinoita koskevien sääntöjen täytäntöönpanoa ja on nostanut rikkomuskanteita, jos kansallisella sääntelyviranomaisella ei ole direktiivin edellyttämää riippumatonta toimivaltaa vahvistaa ennalta siirto- tai jakelutariffeja tai niiden laskentamenetelmiä tai jos jäsenvaltio ei ole varmistanut oikeutta tehokkaaseen oikeussuojakeinoon verkkoon pääsystä perittävien maksujen vahvistamisesta annettujen kansallisen sääntelyviranomaisen päätösten osalta. 

Unionin tuomioistuin katsoi vuonna 2009 Belgian rikkoneen sähkön sisämarkkinoita koskevista yhteisistä säännöistä ja direktiivin 96/92/EY kumoamisesta annettua Euroopan parlamentin ja neuvoston direktiiviä 2003/54/EY, jäljempänä vuoden 2003 sähkömarkkinadirektiivi, kun jäsenvaltio oli säätänyt lainsäädännössään ”tariffien laskemisessa ratkaisevista tekijöistä”, joihin kansallinen sääntelyviranomainen oli sidottu. Tapauksessa esillä olleet tuottomarginaali ja poistot katsottiin tällaisiksi ratkaiseviksi laskentamenetelmän osiksi, joista sääntelyviranomaisen tulisi määrätä (C-474/08, komissio v. Belgia). Unionin tuomioistuin katsoi vuonna 2009 myös Ruotsin rikkoneen vuoden 2003 sähkömarkkinadirektiiviä, kun se ei ollut antanut sääntelyviranomaisen tehtäväksi vahvistaa tai hyväksyä ainakin niitä menetelmiä, joita käytetään liittämistä ja pääsyä kansallisiin verkkoihin koskevien edellytysten ja ehtojen, siirto- ja jakelutariffit mukaan lukien, laskennassa tai vahvistamisessa, ennen niiden voimaantuloa (C-274/08, komissio v. Ruotsi).  

Unionin tuomioistuin katsoi 3.12.2020 antamassaan ratkaisussa (C-767/19, komissio v. Belgia) Belgian rikkoneen sähkön sisämarkkinoita koskevista yhteisistä säännöistä ja direktiivin 2003/54/EY kumoamisesta annetun Euroopan parlamentin ja neuvoston direktiivin 2009/72/EY, jäljempänä vuoden 2009 sähkömarkkinadirektiivi, ja maakaasun sisämarkkinoita koskevista yhteisistä säännöistä ja direktiivin 2003/55/EY kumoamisesta annetun Euroopan parlamentin ja neuvoston direktiivin 2009/73/EY, jäljempänä maakaasumarkkinadirektiivi, mukaisia velvoitteitaan, koska se ei ollut pannut asianmukaisesti täytäntöön sähkömarkkinadirektiivin 37 artiklan 4 kohdan a ja b alakohtaa sekä 37 artiklan 6 kohdan a–c alakohtaa ja 9 kohtaa eikä maakaasumarkkinadirektiivin 2009/73 41 artiklan 4 kohdan a ja b alakohtaa sekä 41 artiklan 6 kohdan a–c alakohtaa ja 9 kohtaa. Mainittujen säännösten 4 kohdan mukaan jäsenvaltioiden on taattava sääntelyviranomaisen riippumattomuus ja varmistettava, että se käyttää toimivaltuuksiaan puolueettomasti ja avoimesti. Sääntelyviranomaisen riippumattomuuden suojelemiseksi jäsenvaltioiden on erityisesti varmistettava, että sääntelyviranomainen voi tehdä itsenäisiä päätöksiä poliittisista elimistä riippumatta. Säännösten 6 kohdan mukaan sääntelyviranomaisilla on oltava velvollisuus vahvistaa tai hyväksyä ennen niiden voimaantuloa ainakin menetelmät, joita käytetään seuraavien seikkojen laskennassa tai niitä koskevien ehtojen ja edellytysten vahvistamisessa: a) liittäminen ja pääsy kansallisiin verkkoihin, siirto- ja jakelutariffit tai niitä koskevat menetelmät mukaan luettuina; b) tasapainottamispalvelujen tarjonta; ja c) pääsy rajat ylittäviin infrastruktuureihin, mukaan lukien kapasiteetin jakoa ja ylikuormituksen hallintaa koskevat menettelyt. Unionin tuomioistuin totesi, että Belgian hallitukselle annettiin kansallisessa lainsäädännössä toimivalta antaa sähkön siirtoverkon hallinnointia ja siirtoverkkoon pääsyä koskeva tekninen asetus sekä maakaasun siirtoverkkoon pääsyä, maakaasun varastointilaitosta ja nesteytettyä maakaasulaitosta koskevat käytännesäännöt. Tuomioistuimen mukaan hallitus voi normiluonteiset teknisen asetuksen ja käytännesäännöt laatiessaan määrittää tietyt vaatimukset ja toimintasäännöt sekä useita yksityiskohtaisia sääntöjä, ehtoja ja tietoja, joiden pitäisi sähkö- ja maakaasumarkkinadirektiivien nojalla kuulua sääntelyviranomaisen toimivaltaan. Tuomioistuin totesi, että sääntelyviranomaisen pitäisi voida tehdä päätöksensä itsenäisesti ja pelkästään yleisen edun perusteella varmistaakseen direktiiveillä tavoiteltujen päämäärien noudattamisen ilman, että sen olisi noudatettava hallituksen antamia normeja. Unionin tuomioistuimen tuomio asiassa on merkittävä myös sen vuoksi, että vuoden 2009 sähkömarkkinadirektiivin säännökset on sisällytetty vastaavan sisältöisinä voimassa olevaan, vuonna 2019 annettuun sähkömarkkinadirektiiviin. 

Unionin tuomioistuin katsoi tapaukseen C-771/18, komissio v. Unkari 16.7.2020 antamassaan ratkaisussa, että Unkari ei ollut noudattanut vuoden 2009 sähkömarkkinadirektiivin ja maakaasumarkkinadirektiivin mukaisia velvoitteitaan, koska se ei ollut varmistanut oikeutta tehokkaaseen oikeussuojakeinoon verkkoon pääsystä perittävien maksujen vahvistamisesta annettuja kansallisen sääntelyviranomaisen asetuksia vastaan. Unkarin lainsäädännön mukaan kansallinen sääntelyviranomainen on vahvistanut verkkoon pääsystä perittävät maksut normiluonteisilla asetuksilla, joihin ei ole voinut hakea muutosta muutoin kuin Unkarin perustuslakilakituomioistuimelta, jonka toimivalta rajoittuu tiettyjen perustuslaillisten seikkojen noudattamisen valvontaan. 

Komissio on nostanut rikkomuskanteen myös Saksaa vastaan (C-718/18) sääntelyviranomaisten puutteellisen toimivallan vuoksi. Saksan tapauksessa lainsäädännössä toteutettu toimivaltuuksien jako muun muassa tariffien tai laskentamenetelmien vahvistamisessa loukkaa komission kanteen mukaan kansallisten sääntelyviranomaisten yksinomaisia toimivaltuuksia sellaisina kuin niistä on säädetty direktiivissä. 

Vuonna 2018 Ruotsissa tehtiin unionin tuomioistuimen oikeuskäytännön mukaan laskentamenetelmään kuuluvaksi katsotun tuottotason muutos hallituksen asetuksella (2018:1520). Komissio on tämän seurauksena lähettänyt Ruotsille kirjeen, jossa se on katsonut olevan syytä epäillä, että tuottotason asettaminen asetuksella rikkoo sähkömarkkinadirektiivin vaatimuksia sääntelyviranomaisen toimivallan osalta. Ruotsi on vastannut komission yhteydenottoon toteamalla, että se pitää unionin tuomioistuimessa Saksaa vastaan vireillä olevaa asiaa (C-718/18, komissio v. Saksa) ennakkotapauksena omalta osaltaan ja, että se tulee tarvittaessa muuttamaan kansallisen lainsäädäntönsä EU-tuomioistuimen tätä tapausta koskevan ratkaisun mukaiseksi. 

Kuvatuissa tapauksissa kyseiset jäsenvaltiot eivät ole riittävästi varmistaneet sääntelyviranomaisen riippumattomuutta tai eivät ole antaneet sääntelyviranomaisen tehtäväksi vahvistaa tai hyväksyä niitä menetelmiä, joita käytetään liittämistä ja pääsyä kansallisiin verkkoihin koskevien edellytysten ja ehtojen, siirto- ja jakelutariffit mukaan lukien, laskennassa tai vahvistamisessa, ennen niiden voimaantuloa. Tuottomarginaalin ja poistojen määrittely on nimenomaisesti katsottu sellaisiksi ratkaiseviksi osiksi laskentamenetelmää, josta sääntelyviranomaisen tulisi määrätä. Verkkoon pääsystä perittävien maksujen vahvistamisesta annettuja kansallisen säännösten on lisäksi Unkarin tapauksessa katsottu loukkaavan sähkömarkkinadirektiivissä säädettyä oikeutta tehokkaaseen oikeussuojakeinoon. 

2.2.2  Asetus sähkön sisämarkkinoista

Sähkön sisämarkkinoista annetun Euroopan parlamentin ja neuvoston asetuksen (EU) 2019/943 18 artiklassa säädetään verkkoon pääsystä, verkon käytöstä ja verkon vahvistamisesta perittävistä maksuista. Verkonhaltijoiden verkkoon pääsystä perimien maksujen on oltava kustannuksia vastaavia ja avoimia, niissä on otettava huomioon tarve turvata verkon käyttövarmuus ja joustavuus, niiden on vastattava todellisia kustannuksia, sikäli kuin nämä ovat verrattavissa tehokkaan ja rakenteeltaan vastaavan verkonhaltijan kustannuksiin, ja niitä on sovellettava syrjimättömästi. Maksut eivät saa sisältää asiaan liittymättömiä kustannuksia, joilla tuetaan niihin liittymättömiä toimintapoliittisia tavoitteita. 

Verkkomaksujen määrittämiseksi käytetyllä menetelmällä on neutraalisti tuettava koko järjestelmän tehokkuutta pitkällä aikavälillä asiakkaille ja tuottajille annettavien hintasignaalien kautta, ja sitä on erityisesti sovellettava tavalla, joka ei aiheuta myönteistä tai kielteistä syrjintää jakelutasolla ja siirtotasolla verkkoon liitetyn tuotannon välillä. Verkkomaksut eivät saa syrjiä myönteisesti tai kielteisesti energian varastointia tai aggregointia, eivätkä ne saa luoda pidäkkeitä omalle tuotannolle, omalle kulutukselle eivätkä kulutusjoustoon osallistumiselle. Maksut eivät saa olla sidoksissa etäisyyteen. 

Tariffeihin sovellettavien menetelmien on vastattava verkonhaltijoiden kiinteitä kustannuksia ja tarjottava niille asianmukaisia kannustimia sekä lyhyellä että pitkällä aikavälillä, jotta parannetaan tehokkuutta, mukaan lukien energiatehokkuus, edistetään markkinoiden yhdentymistä ja toimitusvarmuutta, tuetaan tehokkaita investointeja, tuetaan asiaan liittyvää tutkimustoimintaa ja helpotetaan kuluttajan edun mukaista innovointia esimerkiksi digitalisoinnin, joustopalvelujen ja yhteenliittämisen alalla. 

Tuottajiin tai loppuasiakkaisiin sovellettavien tariffien tason avulla on tarvittaessa annettava sijaintia koskevia signaaleja unionin tasolla ja otettava huomioon verkon häviöt ja aiheutunut siirtorajoitus sekä infrastruktuurin investointikustannukset. 

Jakelutariffien on vastattava kustannuksia, niissä on otettava huomioon verkon käyttäjien, myös aktiivisten asiakkaiden, jakeluverkon käyttö. Jakelutariffit voivat sisältää verkkoliitäntäkapasiteettiin liittyviä osatekijöitä, ja ne voidaan eriyttää verkon käyttäjien kulutus- tai tuotantoprofiilien mukaan. Jos jäsenvaltiot ovat toteuttaneet älykkäiden mittausjärjestelmien käyttöönoton, ajan mukaan eriytettyjä verkkotariffeja voidaan ottaa käyttöön siten, että niissä otetaan huomioon verkon käyttö loppukäyttäjien kannalta avoimella, kustannustehokkaalla ja ennakoitavissa olevalla tavalla. 

Jakelutariffeihin sovellettavien menetelmien on tarjottava jakeluverkonhaltijoille kannustimia verkkojensa mahdollisimman kustannustehokasta käyttöä ja kehittämistä varten. Tätä varten sääntelyviranomaisten on tunnustettava asiaan liittyvät kustannukset hyväksyttäviksi, sisällytettävä kyseiset kustannukset jakelutariffeihin, ja ne voivat ottaa käyttöön suorituskykytavoitteita, jotta jakeluverkonhaltijoille tarjotaan kannustimia parantaa verkkojensa tehokkuutta, myös edistämällä energiatehokkuutta, joustavuutta ja älykkäiden verkkojen ja älykkäiden mittausjärjestelmien kehittämistä. 

2.3.1  Kohtuullisen tuoton taso ja sähkönjakelun hintataso EU-maissa

Siirtohintojen sääntelymalli muodostaa kokonaisuuden. Eri maiden siirtomaksujen vertailu tulisi sen vuoksi tehdä maksujen kokonaistason perusteella ja mielellään ostovoimalla korjattuna. Pelkkä tuottoprosenttien vertailu keskenään voi johtaa harhaan, sillä siirtohinnan määräytymiseen vaikuttavat myös tuottopohjan (eli pääoman) määrittelytapa, poistojen määrittelytapa, muuttuvien kustannusten sääntelytapa sekä sääntelymallien kannustimet. Suomessa sähköverkkotoiminnan kohtuullisen tuoton taso on joka tapauksessa hyvin yhtenevä eurooppalaisten sääntelyviranomaisten käyttämiin tuottotasoihin nähden. 

Taulukko 1. Kohtuullisen tuottoasteen vertailu eurooppalaisittain (WACC nimellinen ennen veroja). Lähde: Energiavirasto 

Alla olevassa kuvassa on esitetty sähkön keskimääräiset verottomat siirtohinnat kotitalouksille eri EU:n jäsenmaissa vuonna 2018. Suomessa keskimääräinen siirtohinta on hyvin lähellä EU:n keskiarvoa. Huomionarvoista on, että sekä Norjassa, Ruotsissa että Saksassa siirtohinnat ovat keskimäärin korkeammat kuin Suomessa.  

Kuva 1. Sähkön veroton jakeluhinta kotitalouksille (kulutus 2500–5000 kWh/v, snt/kWh) vuonna 2019. Lähde: Eurostat  

2.3.2  Kohtuullisen tuoton valvonta Ruotsissa

Suomen ja Ruotsin siirtomaksujen sääntelymallit ovat saman tyyppisiä, sillä Ruotsi hyödynsi Suomen mallia siirtyessään vuoden 2009 sähkömarkkinadirektiivin edellyttämiin etukäteen vahvistettaviin tariffien laskentamenetelmiin. 

Ruotsissa laskentamenetelmien perusteet on määritelty sähkölaissa (1997:857). Ruotsin sääntelyjärjestelmä eroaa Suomesta kuitenkin siinä, että hallitukselle tai sen määräämälle viranomaiselle on laissa annettu valtuus antaa tarkempia määräyksiä pääomapohjan ja poistojen laskemisesta sekä pääoman tuotosta. Ruotsissa hallitus määrittelee tuottotason asetuksella. Tuottotason lasku vuonna 2020 alkavalle valvontajaksolle perustuu hallituksen antamaan asetukseen (2018:1520). Asetuksenantovaltuutta sovellettiin nyt ilmeisesti ensimmäistä kertaa. Vuosina 2016—2019 keskimääräinen kohtuullinen tuottotaso Ruotsissa oli 8,35 prosenttia. Vuosille 2020—2023 Ruotsi on vahvistanut uudeksi tuottotasoksi 3,92 prosenttia. Kuten edellä on todettu, komissio on lähettänyt Ruotsille kirjeen, jossa vaaditaan lainsäädännön muuttamista sääntelyviranomaisen itsenäisyyden varmistamiseksi. 

2.3.3  Sähkön toimitusvarmuuden sääntely Ruotsissa

Vuonna 2001 Ruotsissa arvioitiin olevan 57 000 kilometriä sääaltista, metsäisessä maastossa kulkevaa avojohtoa. Alun perin vapaaehtoisena verkonhaltijoiden toimena alkanutta sääalttiiden johtojen kaapelointia vauhdittivat 2000-luvun puolivälissä Ruotsissa riehuneet tuhoisat myrskyt. Ruotsin sähkölakiin lisättiin vuonna 2005 sähkönjakelun toimintavaatimus, jonka mukaan verkonhaltijan on huolehdittava siitä, ettei asiakkaalle aiheudu 24 tuntia pidempiä sähkökatkoja enää vuoden 2011 alun jälkeen. Vaatimus on saanut Ruotsissa aikaan merkittäviä investointeja sähköverkon kaapelointiin. Häiriöalttiiksi katsottu 57 000 kilometrin avojohtomäärä on nykyisin käytännössä kokonaan kaapeloitu. Ruotsin koko keskijänniteverkosta yli 60 prosenttia ja pienjänniteverkosta yli 80 prosenttia on kaapeloitu. Pienjänniteverkosta vain noin yksi prosentti on enää päällystämätöntä avojohtoa. Muilta osin pienjänniteverkko on maakaapelia ja päällystettyä ilmajohtoa. 

Vuoden 2005 tuhoisien myrskyjen jälkeen Ruotsissa otettiin käyttöön lakisääteinen verkkopalvelun keskeytymistä koskeva vakiokorvausjärjestelmä. Jakeluverkonhaltija on velvollinen maksamaan asiakkaalleen vakiokorvauksen vähintään 12 tuntia kestävästä sähkökatkosta. Vakiokorvaus nousee sähkökatkon keston kasvaessa. Korvauksen määrä on katkoa kohden enintään asiakkaan kolmen vuoden sähköverkkomaksun suuruinen.  

Asiakas ei ole oikeutettu vakiokorvaukseen, jos sähkönjakelu katkaistaan huolto- tai turvallisuussyystä ja katko ei kestä pidempään kuin kyseinen toimenpide vaatii. Vakiokorvausta ei myöskään makseta, jos sähkökatkon syynä on vähintään 220 kilovoltin verkossa sattunut vika. Vakiokorvausmenettelyä ei sovelleta, kun kyseessä on verkonhaltijan verkossa sattunut vika, jonka aiheuttajaa verkonhaltijan ei kohtuudella voida olettaa pystyneen ennakoimaan tai välttämään. 

Oikeus vakiokorvaukseen koskee myös muita asiakkaita kuin kuluttajia. Vähintään 12 tunnin mutta enintään 24 tunnin katkon vakiokorvaus on 12,5 prosenttia asiakkaan vuotuisesta verkkomaksusta. Jokaisesta yhden vuorokauden ylittävästä alkavasta 24 tunnin jaksosta korvaus nousee summalla, joka vastaa 25 prosenttia sähköverkkomaksusta. Vakiokorvaus on 48—72 tunnin katkosta siten 37,5 prosenttia vuotuisesta sähköverkkomaksusta, 72—96 tunnin katkon korvaus 62,5 prosenttia ja niin edelleen. 300 prosentin suuruinen maksimikorvaus maksetaan yli 12 vuorokautta kestävästä katkosta. Korvaukselle on lisäksi säädetty vähimmäismäärä, joka on laskettavissa sosiaalivakuutuslainsäädännön määrittelemän perushintatason perusteella. 

Sähkökatko määritellään päättyneeksi siitä hetkestä, jonka jälkeen sähkönjakelu on toiminut keskeytyksettä seuraavat kaksi tuntia. Jos sähkönjakelu keskeytyy uudelleen tämän kahden tunnin jälkeen, on kysymyksessä uusi sähkökatko. 

2.4.1  Yleiskuva sähkönjakelun hintakehityksestä

Suomessa sähkön kokonaishinta kotitalouksille on eurooppalaisittain verrattain edullinen (Kuva 2). Sähkönjakelun veroton hinta puolestaan on lähellä eurooppalaista keskitasoa (ks. edellä Kuva 1). 

Kuva 2. Sähkön kokonaishinta kotitalouksille (kulutus 2500–5000 kWh/v, snt/kWh) vuonna 2019, ensimmäinen vuosipuolisko. Lähde: Eurostat 

Sähkönjakelun hinnat kotitalouksille ovat nousseet selkeästi nousseet 2010-luvulla sekä nimellisesti että reaalisesti. Kuvassa 3 on esitetty sähkön hinnan kehittymistä pientaloasiakkaalle. Sähkön kokonaishinta sisältäen siirron, energian ja veron on noussut yhdeksän vuoden aikana noin 25 prosenttia ja siirtohinta 30 prosenttia. Verollinen siirtohinta on samaan aikaan noussut lähes 50 prosenttia eli verojen vaikutus asiakkaan loppulaskuun on ollut merkittävä. Toimitusvarmuuden parantamisen aiheuttama nousu näkyy vuoden 2013 sähkömarkkinalain voimaantulon jälkeen vuodesta 2014 alkaen. Myös Energiaviraston valvontamenetelmiin tekemien muutosten vaikutus näkyy vuoden 2016 alussa. Sen jälkeen on nähtävissä suoritettujen lainsäädännön korjausliikkeiden sekä kohtuullisen tuottoasteen laskun tasoittava vaikutus vuodesta 2017 eteenpäin. Energiaviraston ja selvitysmies Partasen mukaan jakeluverkonhaltijoiden investointien määrät tasoittuvat vuoden 2020 alusta lähtien, mikä vaikuttaa siirtohintojen nousupaineita tasoittavasti vuoden 2020 alusta lähtien. 

Kuva 3. Kotitalouksien (pientalo 5000 kWh/v) jakeluhintojen kehitys vuosina 2010–2019. Lähde: Energiavirasto.  

Energiavirasto on vahvistanut siirto- ja jakelupalvelun hintojen laskentamenetelmät vuoden 2023 loppuun saakka. Vuosittain laskentaparametreista päivitetään sallittua tuottoa. Vuonna 2020 alkavalle valvontakaudelle vieraan pääoman riskipreemiota lasketaan, mikä vaikuttaa sallittuun tuottoasteeseen 0,05 prosenttiyksikköä laskevasti. Myös verkkoyhtiöiden tehokkuusvaatimusta kiristetään edelliseen kauteen verrattuna. 

Alla olevassa kuvassa on esitetty sallitut tuottoasteet vuosina 2005—2023. Kuvasta näkyy selvästi vuonna 2016 tehty menetelmämuutos, jossa riskittömän korkokannan laskennassa siirryttiin käyttämään kymmenen vuoden keskiarvoa. Ennustetusta matalasta korkotasosta johtuen tuottotaso tulee laskemaan selvästi 2020 alkavalla valvontajaksolla. Energiaviraston arvion mukaan tuottoaste olisi keskimäärin 5,2 prosenttia seuraavalla valvontajaksolla eli noin prosenttiyksikön korkeampi kuin Ruotsissa. Mikäli riskitön korkokanta säilyy lähellä nollaa tai on negatiivinen, asettuu tuottoaste nykyisellä menetelmällä vuoden 2023 jälkeen hieman yli neljään prosenttiin. 

Kuva 4. Kohtuullinen tuottoaste Suomessa vuosina 2005–2023. Vuosien 2020–2023 luvut ovat ennusteita. Lähde: Energiavirasto. 

2.4.2  Korotuskattosäännöksen toimivuus

Energiavirasto valvoo, että verkonhaltijoiden verkkohinnoittelu ei ylitä vahvistettua kohtuullista tasoa valvontajakson kuluessa. Sähkömarkkinalain mukainen verkkohinnoittelun valvonta estää kohtuuttoman hinnoittelun sähköverkoissa valvontajaksoihin perustuvalla tarkasteluvälillä, mutta ennen vuoden 2017 sähkömarkkinalain muutoksia verkkosääntelyn ja -valvonnan kautta ei voitu puuttua verkon käyttäjien kannalta kohtuuttomiin yksittäisiin hinnankorotuksiin. 

Kuluttaja-asiakkaisiin kohdistuneita yksittäisiä sähkön ja maakaasun jakelun hinnankorotuksia on soviteltu kuluttajansuojalain 4 luvun 1 §:n säännöksen perusteella. Kuluttaja-asiamies käynnisti talvella 2016 tehtyjen hinnankorotusilmoitusten johdosta neuvottelut yhden sähkön ja yhden maakaasun jakeluyrityksen kanssa. Nämä neuvottelut johtivat siihen, että kyseiset yritykset muuttivat hinnoitteluaan kuluttaja-asiamiehen hyväksymällä tavalla. Mainitut yritykset suostuivat rajaamaan neuvottelujen kohteena olleet hinnankorotuksensa noin 15 prosentin tasolle kuluttaja-asiakkaiden keskimääräisistä vuotuisista jakelumaksuista laskettuna. Myös kuluttajariitalautakunta on antanut kuluttajansuojalain 4 luvun 1 §:n säännökseen perustuvia ratkaisusuosituksia, joissa on pidetty noin 15 prosentin tasoa hyväksyttävänä rajana jakelumaksujen kertakorotukselle. 

Vuoden 2017 syyskuussa voimaan tulleen sähkömarkkinalain muutoksen (laki 590/2017) myötä sähkönsiirron ja -jakelun maksujen korotukset rajoitettiin 12 kuukauden pituisen tarkastelujakson aikana enintään 15 prosenttiin siirron tai jakelun verollisesta kokonaishinnasta. Korotuksen hyväksyttävää määrää arvioidaan tällöin pääsääntöisesti tyyppikäyttäjä- tai verkonkäyttäjäryhmittäin.  

Alla olevassa kuvassa on esitetty keskimääräiset jakeluverkonhaltijoiden jakeluhintojen muutokset kalenterivuoden sisällä. Hinnanmuutokset on laskettu verkonhaltijakohtaisten keskihintojen muutoksesta vuodesta 2010 alkaen. Muutokset perustuvat verkonhaltijoiden kaikkien ilmoitettujen tyyppikäyttäjäkohtaisten keskihintojen muutoksiin. Tarkastelupisteinä on käytetty kunkin vuoden tammikuun arvoja ja mukana ovat hinnanlaskut, muuttumattomat hinnat sekä korotukset. Kuvasta nähdään, että vuoden 2012 jälkeen jakeluverkonhaltijat ovat korottaneet jakeluhintoja keskimäärin noin 2—5 prosenttia vuosittain. Tavallista suuremmat hinnankorotukset vuonna 2011 selittyvät merkittäviltä osin tuolloin toteutetulla huomattavalla sähköveron korotuksella. Vuonna 2017 voimaan tulleen korotuskattosäännöksen vaikutukset näkyvät vuodesta 2018 alkaen. Korotuskaton myötä yksittäisten jakeluverkonhaltijoiden suurimmat korotukset ovat rajautuneet alle 14 prosenttiin. Korotuskattosäännöksen voidaan täten katsoa toimineen tarkoitetulla tavalla. 

Kuva 5. Keskimääräiset jakeluverkonhaltijoiden jakeluhintojen muutokset vuosina 2010-2019. Lähde: Energiavirasto 

2.4.3  Sähkönjakelun toimitusvarmuusvaatimusten kustannusvaikutukset

Sähkömarkkinalaissa vuonna 2013 asetetut toimitusvarmuusvaatimukset ovat ennakoidusti aiheuttaneet sähköyhtiöille aikaisempaa enemmän investointitarpeita. Lisäksi suuri osa sähköverkkoa on rakennettu 1960—1980 lukujen aikana, jolloin suuria määriä verkostoa on tulossa käyttöikänsä päähän ja pitää uusia. Hallituksen esityksessä HE 20/2013 vp. arvioitiin, että toimitusvarmuusvaatimukset edellyttäisivät yhteensä noin 3,5 miljardin euron lisäinvestoinnit 15 vuodessa ja, että investoinnit tulevat nostamaan jakeluhintoja keskimäärin noin 1,2 senttiä/kilowattitunti. Hallituksen esityksessä myös korostettiin, että verkon kehittämistarpeet ovat eri verkonhaltijoilla hyvin erilaiset, jolloin toteutuvat hinnankorotukset joillakin verkonhaltijoilla voivat olla edellä esitettyjä suurempia ja joillakin verkonhaltijoilla taas edellä esitettyjä pienempiä. Eduskunnan talousvaliokunta totesi mietinnössään TaVM 17/2013 vp muun muassa, että toimitusvarmuuden merkittävä parantaminen edellyttää myös osin huomattavia investointeja. Valiokunta piti sääntelyn tavoitteita kannatettavina ja katsoi, että tutkimustulokset tukivat ehdotetun sääntelyn tarvetta.  

Professori Jarmo Partanen arvioi työ- ja elinkeinoministeriön toimeksiannosta sähkönjakelun hintojen korotuksia ja niiden syitä (Partanen: Sähkönsiirtohinnat ja toimitusvarmuus, työ- ja elinkeinoministeriön julkaisuja 43/2018). Selvityksen mukaan sähkönjakeluverkkoihin investoidaan vuosina 2014—2028 yhteensä noin 9,5 miljardia euroa, josta noin 6,5 miljardia euroa on normaalia ikääntyneiden komponenttien uusimista ja noin 3 miljardia euroa toimitusvarmuusvaatimuksista aiheutuvia lisätarpeita.  

Professori Partanen arvioi selvityksessään, että verkkoyhtiöiden valvontamallin sallima liikevaihtojen muutos vuosien 2016—2028 aikana tullee olemaan 10—40 prosenttia verkkoyhtiöiden alueellisista olosuhteista riippuen. Edellä olevaan liittyy merkittävä epävarmuus johtuen yleisen taloudellisen kehityksen ennustamisen vaikeudesta. 

Vuonna 2017 tehdyn lakimuutoksen perusteella siirtymäaikaan on ollut mahdollista hakea keskimääräistä suurempien investointitarpeiden vuoksi jatkoaikaa vuoden 2032 tai 2036 loppuun. Energiavirasto on myöntänyt säännösmuutoksen jälkeen jatkoajan 10 jakeluverkonhaltijalle. Selvityksessä professori Partanen katsoi, että siirtymäajan jatkaminen on perusteltua erityisen harvaan asutuilla alueilla, joissa on suuri epävarmuus sähkön käytön kehittymisestä ja jopa loppumisesta. Partasen mukaan siirtymäajan jatkaminen on hyvä menetelmä riskien hallintaan alentaen tarvetta ennenaikaisten tai ylimitoitettujen verkkoinvestointien tekemiseen. Samalla pidennetty siirtymäaika alentaa investointitarpeita 2020-luvulla. 

Partasen vuonna 2018 tekemä arvio toimitusvarmuusvaatimusten aiheuttamista investointitarpeista alittaa vuonna 2013 hallituksen esityksessä esitetyn investointiarvion noin 0,5 miljardilla eurolla. Lisäksi Energiavirasto on arvioinut valvontatietoihinsa perustuen toimitusvarmuusvaatimusten täyttämisestä aiheutuvien lisäinvestointien määräksi 2,2 miljardia euroa vuoden 2028 loppuun mennessä. Voidaan arvioida, että toimitusvarmuusvaatimusten kustannusvaikutukset ovat suuruusluokaltaan toteutuneet ennakoidusti. Eduskuntakäsittelyn yhteydessä ja myöhemmin tehdyillä muutoksilla uudistuksen kustannuksia on voitu jopa hieman laskea. 

2.4.4  Sähkönjakelun toimitusvarmuuden kehitys

Sähkömarkkinalaissa vuonna 2013 asetettujen vaatimusten mukaisesti jakeluverkko on suunniteltava ja rakennettava ja sitä on ylläpidettävä siten, että asemakaava-alueilla ei esiinny yli 6 tunnin yhtäjaksoisia keskeytyksiä ja muilla alueilla ei esiinny yli 36 tunnin yhtäjaksoisia keskeytyksiä. Siirtymäaika vaatimusten saavuttamiseksi määritettiin vuoden 2028 loppuun. Välietapeiksi määritettiin 31.12.2019, jolloin 50 prosenttia asiakkaista tulisi olla määritellyn toimitusvarmuuden piirissä, ja 31.12.2023, jolloin 75 prosenttia asiakkaista tulisi olla määritellyn toimitusvarmuuden piirissä. Jakeluverkonhaltijat voivat hakea keskimääräistä suuremman investointitarpeen perusteella jatkoaikaa vuoden 2032 loppuun ja erittäin painavista syistä vuoden 2036 loppuun saakka. Energiavirasto on myöntänyt vuoden 2036 loppuun ulottuvan jatkoajan kahdeksalle jakeluverkonhaltijalle. Lisäksi kaksi jakeluverkonhaltijaa on saanut jatkoajan vuoden 2032 loppuun saakka. 

Sähkömarkkinalain 52 § perusteella jakeluverkonhaltijat laativat kahden vuoden välein kehittämissuunnitelman, jossa ne kuvaavat toimet toimitusvarmuusvelvoitteiden saavuttamiseksi.  

Jakeluverkonhaltijoiden jättämien kehittämissuunnitelmien perusteella vuoden 2018 alun tilanteessa toimitusvarmuusvaatimukset ovat täyttyneet 74 prosentilla kaikista käyttöpaikoista. Asemakaava-alueilla olevista käyttöpaikoista 87 prosenttia on täyttänyt tuolloin toimitusvarmuusvaatimuksen. Asemakaava-alueen ulkopuolella toimitusvarmuusvaatimukset puolestaan ovat täyttyneet 38 prosentilla käyttöpaikoista. Toimitusvarmuusvaatimukset eivät ole täyttyneet vielä 920 000 käyttöpaikalla vuoden 2018 alussa. 

Seuraavan kerran verkkoyhtiöt toimittavat kehittämissuunnitelman Energiavirastolle kesäkuun 2020 loppuun mennessä, jolloin Energiavirasto pääsee arvioimaan toimitusvarmuusvaatimusten ensimmäisen etapin täyttymistä. Energiaviraston alustavien tietojen perusteella vuoden 2019 välitavoite saattaa 50 prosenttia asiakkaista toimitusvarmuustavoitteen piiriin olisi pääosin täyttymässä. Tämä tieto kuitenkin varmistuu vasta vuoden 2020 loppupuolella, kun Energiavirasto on saanut arvioitua uudet kehittämissuunnitelmat. 

Professori Jarmo Partanen on selvittänyt työ- ja elinkeinoministeriön toimeksiannosta sähkönjakelun toimitusvarmuusvaatimuksiin liittyviä kysymyksiä kahdessa eri selvityksessä vuosina 2018 ja 2019 (Sähkönsiirtohinnat ja toimitusvarmuus 2018 ja Toimitusvarmuusvaatimusten täytäntöönpanoajan pidennyksen vaikutusanalyysi 2019). Selvitysten perusteella monet jakeluverkonhaltijat ovat lähteneet parantamaan toimitusvarmuutta jakamalla verkkoalueensa karkeasti kolmeen eri vyöhykkeeseen: taajama-alueet, taajaman läheisyydessä olevat alueet ja harvaan asutut alueet. Toimitusvarmuusinvestointeja on kohdennettu samassa järjestyksessä, jolloin ensimmäisessä vaiheessa on pyritty saattamaan taajamat toimitusvarman sähköverkon piiriin. Selvitysten perusteella vuoden 2019 raja on saavutettavissa yleensä suhteellisesti matalilla toimitusvarman verkon määrillä (20—30 prosenttia), kun investoinnit kohdennetaan ja on kohdennettu pääosin taajamiin. Vuoden 2023 välitavoite (75 prosenttia asiakkaista toimitusvarman sähkön piirissä) on professori Partasen näkemyksen mukaan suhteellisesti paljon haasteellisempi saavuttaa, sillä käytännössä vähintään 50 prosenttia jakeluverkonhaltijan verkosta tulee olla toimitusvarmaa verkkoa. Viimeisen 25 prosentin asiakasjoukon mukaan saanti toimitusvarmuuden piiriin on kaikkein haasteellisinta ja edellyttää verkon toimitusvarmuuden lisäksi tehokkaasti toimivaa vikojen korjausorganisaatiota, koska toimitusvarmuusvaatimusten täyttäminen pelkästään toimitusvarmalla verkolla on taloudellisesti raskas suhteessa saavutettuihin hyötyihin. 

Verkostoinvestointien myötä sähköverkon toimitusvarmuus on parantunut huomattavasti. Alla olevassa kuvassa on esitetty Energiaviraston valvontatietoihin perustuen asiakkaille maksettujen vakiokorvausten määrät jaoteltuna sähkökatkon keston perustella. Vuosi 2011 erottuu selvänä joukosta Tapani- ja Hannu-myrskyjen takia, jolloin jopa 570 000 asiakasta oli ilman sähköä.  

Kuva 6. Asiakkaille maksetut vakiokorvaukset jaoteltuna sähkökatkon pituuden mukaan vuosina 2010–2018. Lähde: Partanen 2019 

Tammikuussa 2019 Suomeen iski Aapeli-myrsky, jossa tuulen nopeudet olivat samalla tasolla kuin Tapani- ja Hannu-myrskyissä, puuskissa jopa paikoin suuremmat. Aapeli-myrskyn takia noin 100 000 asiakasta koki sähkökatkoja. Sähkökatkojen määrät olisivat useiden asiantuntija-arvioiden perusteella olleet Hannu- ja Tapani-myrskyjä vastaavalla tasolla, mikäli jo tehtyjä sähköverkon toimitusvarmuuden parantavia investointeja ja johtoalueiden levennyksiä ei olisi tehty.  

2.4.5  Erilliset linjat

Kiinnostus itse tuotettuun sähköenergiaan on viime vuosina kasvanut hajautetun sähköntuotannon teknologian hinnan laskiessa. Loppukäyttäjien kiinnostuksen takana on monia syitä: toisille se on keino vaikuttaa oman sähkölaskunsa suuruuteen, toisille keino laskea sähkönkulutuksensa hiilijalanjälkeä. Monesti pientuotannolle otollisimmat paikat eivät löydy loppukäyttäjän tai kiinteistön haltijan omalta kiinteistöltä. Tällöin naapureiden kesken voi syntyä ajatus rakentaa kiinteistörajan ylittävää sähköverkkoa, jonka avulla hyödynnettäisiin yhdessä rakennettua pientuotantoa. Vastaavasti suuremman tuotantolaitteiston hankinta yhdessä muiden kanssa tuo mukanaan pienemmät yksikkökustannukset ja tulee näin edullisemmaksi tuotantoon osallistuville. 

Sähkömarkkinalain 13 §:n mukaan jakeluverkonhaltijalla on yksinoikeus rakentaa jakeluverkkoa vastuualueellaan. Säännöksellä on keskeinen merkitys jakeluverkon etäisyysriippumattoman hinnoittelun mahdollistamisessa sekä sen varmistamisessa, että jakeluverkonhaltija pystyy täyttämään verkonhaltijan kehittämisvelvollisuuden ja turvaamaan sähköverkkopalvelujen saatavuuden syrjäisillä alueilla. Pykälän 2 momentissa säädetään poikkeuksista jakeluverkonhaltijan yksinoikeuteen rakentaa jakeluverkkoa vastuualueellaan. Poikkeuksen piirissä on sähkönkäyttöpaikan ja yhden tai useamman voimalaitoksen sähköverkkoon liittävän liittymisjohdon ja varasyöttöyhteyden sekä kiinteistön tai sitä vastaavan kiinteistöryhmän sisäisen verkon rakentaminen. Muissa tapauksissa verkon rakentamiseen on saatava jakeluverkonhaltijan suostumus. Voimalaitoksen tai sähköntuotantolaitteiston liittäminen kiinteistön tai sitä vastaavan kiinteistöryhmän sähköverkkoon kiinteistörajan ylittävällä sähköjohdolla edellyttää siten vastuualueen jakeluverkonhaltijan suostumusta. Jakeluverkonhaltijat ovat pääsääntöisesti suhtautuneet tällaisten suostumusten antamiseen pidättyvästi. Myös suostumusten antamisen edellytykset ja menettelytavat vaihtelevat alueellisesti. Voimassa oleva sääntely on jossain määrin rajoittanut hajautetun pienimuotoisen sähköntuotannon lisärakentamista ja tuotantolaitteistojen yksikkökokoa. Hajautetun pienimuotoisen sähköntuotannon rakentamisesta kiinnostuneiden loppukäyttäjien keskuudessa tilanne on koettu epätyydyttäväksi.  

Suomessa ei ole toistaiseksi toimeenpantu sähkömarkkinadirektiivin erillisiä linjoja koskevaa sääntelyä. 

3.2.1  Päävaihtoehdot sähkönsiirron ja -jakelun hintojen nousun hillitsemiseen

Sähkönsiirron ja -jakelun hintojen nousun hillitsemiseen voidaan ajatella lainsäädäntöteitse vaikutettavan periaatteessa kahdella tavalla: muuttamalla lainsäädäntöä siten, että se vaikuttaa kohtuullisena pidettävän hinnoittelun määrittelytapaan ja muuttamalla sähköverkkojen sääntelyä siten, että siirto- ja jakelupalvelun tuottamisen kustannustaso pienenee.  

Lainsäädäntötoimenpiteistä riippumatta Energiavirasto voi voimassa olevan lainsäädännön ja toimivaltuuksiensa puitteissa kehittää sähkönsiirron ja –jakelun hinnoittelun laskentamenetelmiä hintojen nousun hillitsemiseksi. Sähköverkkohinnoittelun kansallinen sääntely rakentuu periaatteelle, jonka mukaan Energiavirastolla on velvollisuus kehittää siirtomaksujen laskentamenetelmiä niissä havaittujen puutteiden korjaamiseksi. Valvontalakia koskevan hallituksen esityksen 20/2013 vp. mukaan ennen uuden valvontajakson alkamista Energiaviraston tulisi valmistella uusi vahvistuspäätösluonnos, jossa päätöksen sisältämiä menetelmiä on tarpeen mukaan kehitetty valvonnasta saatujen kokemusten perusteella. Lisäksi valvontalain 13 §:n 1 momentin mukaan Energiavirasto voi muuttaa siirto- ja jakelumaksujen laskentamenetelmiä koskevaa päätöstään omasta aloitteestaan myös valvontajakson ollessa kesken, jos muutos perustuu lainsäädännön muuttumiseen. 

3.2.2  Sähkönsiirron ja -jakelun kohtuullisen hinnoittelun määrittelytavan muuttaminen

Sähkönsiirron ja -jakelun hinnoittelusta on säädetty sähkömarkkinalaissa varsin yleisellä tasolla. Sähkömarkkinalain 24 §:n mukaan verkkopalvelujen hinnoittelun on oltava kokonaisuutena arvioiden kohtuullista. Yleisluonteisesta lainsäännöksestä huolimatta siirron ja jakelun kohtuullisen hinnoittelun keskeiset kriteerit on määritelty sähkömarkkinalain 24 §:n yksityiskohtaisissa perusteluissa (HE 20/2013 vp). Yksityiskohtaisissa perusteluissa määritellyt kriteerit puolestaan perustuvat taloustieteen teoriaan luonnollisten monopolien sääntelystä, rahoitusteoriaan sekä talousvaliokunnan ja perustuslakivaliokunnan kannanottoihin erityisesti vuoden 1995 sähkömarkkinalain eduskuntakäsittelyn yhteydessä (TaVM 56/1994 vp ja TaVM 17/2013 vp sekä PeVL 19/1994 vp). 

Hallituksen esityksen yksityiskohtaisten perusteluiden mukaan monopoliasemassa olevalta verkkotoiminnalta edellytetään hinnoittelun kohtuullisuutta. Hinnoittelun kohtuullisuutta arvioidaan kokonaisuutena, jolloin varmistetaan sekä verkkotoiminnan hintojen kustannusvastaavuus että liiketoiminnasta saatavan tuoton kohtuullisuus. Perusperiaatteena on, että hinnoittelun tulee vastata toiminnan kustannuksia. Hinnoittelun kustannusvastaavuutta arvioidaan siten kunkin verkonhaltijan kustannusten perusteella. Verkkotoiminnan hinnoitteluun ei kohdistu markkinoilta tulevaa painetta, jolloin verkonhaltijalla ei ole luonnollista kannustinta tehostaa toimintaansa. Mahdollinen kustannustehottomuus voidaan pyrkiä kompensoimaan korkeammilla hinnoilla, joten monopolihinnoittelun arvioinnissa on arvioitava, mikä on yrityksen kustannustaso verrattuna kustannuksiin, joihin yrityksellä olisi tosiasiallinen mahdollisuus. Hinnoittelun kohtuullisuuteen sisältyy sääntelyn kautta asetettu taloudellisesti tehokkaaseen toimintaan kannustava elementti, jonka avulla voidaan varmistaa, että verkonhaltijan toiminnan kustannustehokkuus toteutuu. 

Hinnoittelun kohtuullisuuden valvonta perustuu yritysten sähköverkko-omaisuuden todelliseen käyttöarvoon, joka kuvaa yrityskohtaista markkina-arvoa, eikä esimerkiksi yritysjärjestelyiden perusteella määritettyihin kaupallisiin markkina-arvoihin, jotka voivat sisältää sähköverkkotoimintaan kuulumattomia arvostus- tai järjestelyeriä. 

Toisaalta verkonhaltijalle tulee turvata kohtuullinen korvaus verkkopalveluista omaisuuden kohtuullisen käyttömahdollisuuden säilymiseksi. Verkkopalveluiden hinnoittelun tulee turvata verkonhaltijalle kuuluvien tehtävien edellyttämä kohtuullinen tulorahoitus ja vakavaraisuus. Tulot saavat siten kattaa verkon ylläpidon, käytön ja rakentamisen kohtuulliset kustannukset sekä antaa sijoitetulle pääomalle kohtuulliseksi katsottavan tuoton. Kohtuullisen tuoton tulee puolestaan heijastaa sitä taloudellisen riskin tasoa, joka sähköverkon omistajan verkkotoimintaan sijoittamaan pääomaan kohdistuu toiminnan harjoittamisesta sekä ottaa huomioon alhaiset vieraan pääoman rahoituskulut ja laitteistojen pitkä käyttöikä. 

Hinnoittelun kohtuullisuuden arvioinnissa tulee ottaa huomioon myös verkon kehittämisvelvollisuudesta aiheutuvat investoinnit ja niiden rahoittaminen. Verkonhaltija saattaa tehtäviensä täyttämiseksi joutua investoimaan niin suuriin hankkeisiin, että sen tavanomaisen toiminnan rahoittamiseen riittävä tulorahoitus ei riitä rahoittamaan kysymyksessä olevia hankkeita. Tällöin verkonhaltijan tulee turvautua pääomarahoitukseen. 

Eduskunnan talousvaliokunta on lisäksi mietinnössään TaVM 17/2013 vp todennut, että verkonhaltijan tulonmuodostuksen tulisi olla riittävä myös verkon kehittämisen rahoittamiseen. Koska investointihankkeet ovat pitkäaikaisia ja yksittäiset hankkeet kustannuksiltaan suuria, saattaa tulorahoituksen riittävyyttä olla aiheellista arvioida pidemmällä aikavälillä. 

Sähköverkkohinnoittelun kohtuullisuuden määrittelyn keskeiset periaatteet onkin linjattu lainsäätämisvaiheessa eduskunnassa. 

Myös unionin lainsäädäntö sääntelee verkkohinnoittelua ja sen sääntelyä. Vuoden 2020 alussa voimaantulleen sähkömarkkina-asetuksen 18 artiklan sisältämät aineellisoikeudelliset säännökset verkkoon pääsystä, verkon käytöstä ja verkon vahvistamisesta perittävistä maksuista on huomioitava sähköverkkohinnoittelun kohtuullisuuden määrittelyssä.  

Sähkömarkkinadirektiivissä puolestaan säädetään sähköverkkoverkkomaksujen ja niiden laskentamenetelmien vahvistamiseen liittyvästä menettelystä. Direktiivin 59 artiklan mukaan kansallisen sääntelyviranomaisen tehtävänä on vahvistaa tai hyväksyä avointen kriteerien mukaisesti siirto- tai jakelutariffit tai niiden laskentamenetelmät tai molemmat. Sääntelyviranomaisella on oltava velvollisuus vahvistaa tai hyväksyä riittävän ajoissa ennen niiden voimaantuloa ainakin menetelmät, joita käytetään seuraavien seikkojen laskennassa tai niitä koskevien ehtojen ja edellytysten vahvistamisessa: liittäminen ja pääsy kansallisiin verkkoihin, siirto- ja jakelutariffit tai niitä koskevat menetelmät mukaan luettuina. Näiden tariffien tai menetelmien on mahdollistettava tarvittavien investointien tekeminen verkkoihin niin, että kyseisillä investoinneilla voidaan varmistaa verkkojen toimivuus. Direktiivin 57 artiklassa säädetään sääntelyviranomaisen riippumattomuudesta. Sääntelyviranomaisen riippumattomuuden suojelemiseksi jäsenvaltioiden on muun muassa erityisesti varmistettava, että sääntelyviranomainen voi tehdä itsenäisiä päätöksiä poliittisista elimistä riippumatta. 

Komissio on nostanut jäsenvaltioita vastaan useita rikkomuskanteita, jos kansallisella sääntelyviranomaisella ei ole riittävästi toimivaltaa vahvistaa ennalta siirto- tai jakelutariffeja tai niiden laskentamenetelmiä. Unionin tuomioistuin on vuonna 2009 katsonut Belgian rikkoneen vuoden 2003 sähkömarkkinadirektiiviä, kun jäsenvaltio oli säätänyt lainsäädännössään ”tariffien laskemisessa ratkaisevista tekijöistä”, joihin sääntelyviranomainen oli sidottu. Tapauksessa erityisesti esillä olleet tuottomarginaali ja poistot katsottiin tällaisiksi ratkaiseviksi laskentamenetelmän osiksi, joista sääntelyviranomaisen tulisi määrätä (C-474/08, komissio v. Belgia). Unionin tuomioistuin katsoi vuonna 2009 Ruotsin rikkoneen vuoden 2003 sähkömarkkinadirektiiviä, kun se ei ollut antanut sääntelyviranomaisen tehtäväksi vahvistaa tai hyväksyä ainakin niitä menetelmiä, joita käytetään liittämistä ja pääsyä kansallisiin verkkoihin koskevien edellytysten ja ehtojen, siirto- ja jakelutariffit mukaan lukien, laskennassa tai vahvistamisessa, ennen niiden voimaantuloa (C-274/08, komissio v. Ruotsi).  

Unionin tuomioistuin katsoi 3.12.2020 antamassaan ratkaisussa (C-767/19, komissio v. Belgia) Belgian rikkoneen vuoden 2009 sähkömarkkinadirektiivin ja maakaasumarkkinadirektiivin mukaisia velvoitteitaan, koska se ei ollut pannut asianmukaisesti täytäntöön sähkömarkkinadirektiivin 37 artiklan 4 kohdan a ja b alakohtaa sekä 37 artiklan 6 kohdan a–c alakohtaa ja 9 kohtaa eikä maakaasumarkkinadirektiivin 2009/73 41 artiklan 4 kohdan a ja b alakohtaa sekä 41 artiklan 6 kohdan a–c alakohtaa ja 9 kohtaa. Mainittujen säännösten 4 kohdan mukaan jäsenvaltioiden on taattava sääntelyviranomaisen riippumattomuus ja varmistettava, että se käyttää toimivaltuuksiaan puolueettomasti ja avoimesti. Sääntelyviranomaisen riippumattomuuden suojelemiseksi jäsenvaltioiden on erityisesti varmistettava, että sääntelyviranomainen voi tehdä itsenäisiä päätöksiä poliittisista elimistä riippumatta. Säännösten 6 kohdan mukaan sääntelyviranomaisilla on oltava velvollisuus vahvistaa tai hyväksyä ennen niiden voimaantuloa ainakin menetelmät, joita käytetään seuraavien seikkojen laskennassa tai niitä koskevien ehtojen ja edellytysten vahvistamisessa: a) liittäminen ja pääsy kansallisiin verkkoihin, siirto- ja jakelutariffit tai niitä koskevat menetelmät mukaan luettuina; b) tasapainottamispalvelujen tarjonta; ja c) pääsy rajat ylittäviin infrastruktuureihin, mukaan lukien kapasiteetin jakoa ja ylikuormituksen hallintaa koskevat menettelyt. Unionin tuomioistuin totesi, että Belgian hallitukselle annettiin kansallisessa lainsäädännössä toimivalta antaa sähkön siirtoverkon hallinnointia ja siirtoverkkoon pääsyä koskeva tekninen asetus sekä maakaasun siirtoverkkoon pääsyä, maakaasun varastointilaitosta ja nesteytettyä maakaasulaitosta koskevat käytännesäännöt. Tuomioistuimen mukaan hallitus voi normiluonteiset teknisen asetuksen ja käytännesäännöt laatiessaan määrittää tietyt vaatimukset ja toimintasäännöt sekä useita yksityiskohtaisia sääntöjä, ehtoja ja tietoja, joiden pitäisi sähkö- ja maakaasumarkkinadirektiivien nojalla kuulua sääntelyviranomaisen toimivaltaan. Tuomioistuin totesi, että sääntelyviranomaisen pitäisi voida tehdä päätöksensä itsenäisesti ja pelkästään yleisen edun perusteella varmistaakseen direktiiveillä tavoiteltujen päämäärien noudattamisen ilman, että sen olisi noudatettava hallituksen antamia normeja. Unionin tuomioistuimen tuomio asiassa on merkittävä myös sen vuoksi, että vuoden 2009 sähkömarkkinadirektiivin säännökset on sisällytetty vastaavan sisältöisinä voimassa olevaan, vuonna 2019 annettuun sähkömarkkinadirektiiviin. 

Unionin tuomioistuin katsoi tapaukseen C-771/18, komissio v. Unkari 16.7.2020 antamassaan ratkaisussa, että Unkari ei ollut noudattanut vuoden 2009 sähkömarkkinadirektiivin ja maakaasumarkkinadirektiivin mukaisia velvoitteitaan, koska se ei ollut varmistanut oikeutta tehokkaaseen oikeussuojakeinoon verkkoon pääsystä perittävien maksujen vahvistamisesta annettuja kansallisen sääntelyviranomaisen asetuksia vastaan. Unkarin lainsäädännön mukaan kansallinen sääntelyviranomainen on vahvistanut verkkoon pääsystä perittävät maksut normiluonteisilla asetuksilla, joihin ei ole voinut hakea muutosta muutoin kuin Unkarin perustuslakilakituomioistuimelta, jonka toimivalta rajoittuu tiettyjen perustuslaillisten seikkojen noudattamisen valvontaan. 

Parhaillaan on vireillä liian yksityiskohtaista kansallista lainsäädäntöä ja sääntelyviranomaisen toimivaltaa koskeva rikkomuskanne Saksaa vastaan (C-718/18, komissio v. Saksa). 

Vuonna 2018 Ruotsissa tehtiin siirtomaksujen laskentamenetelmää koskeva tuottotason muutos valtioneuvoston asetuksella (2018:1520). Komissio on tämän seurauksena lähettänyt Ruotsille kirjeen, jossa se on katsonut olevan syytä epäillä, että tuottotason asettaminen asetuksella rikkoo sähkömarkkinadirektiivin vaatimuksia sääntelyviranomaisen toimivallan osalta.  

Sähkömarkkinadirektiivin sääntelyviranomaisen toimivaltaa koskevien säännösten johdosta olisi ongelmallista säännellä siirto- ja jakelutariffeja tai niiden laskentamenetelmiä yksityiskohtaisesti jäsenvaltion lainsäädäntöelinten antamilla normeilla. Unionin tuomioistuin on ratkaisussaan C-474/08, komissio v. Belgia katsonut tariffien laskentamenetelmien ratkaiseviksi tekijöiksi tuottomarginaalin ja poistojen määrittämistavan. Energiaviraston määräämään laskentamenetelmään kohdistetun julkisen kritiikin yhteydessä esimerkkeinä esille nostetut sääntelypääoman määrittelytapa sekä pääoman painotettua keskikustannusta (WACC) laskettaessa käytettävä oman ja vieraan pääoman suhteen määrittelytapa ovat myös sellaisia laskentamenetelmien ratkaisevia tekijöitä, joista päättäminen kuuluu sähkömarkkinadirektiivin mukaan sääntelyviranomaisen toimivaltaan. Sääntelypääoman määrittelytapa on laskentamenetelmien keskeisimpiä osia ja suoraan liitännäinen poistojen määrittelytavan kanssa. Vastaavasti pääoman painotetun keskikustannuksen määrittely on keskeinen osa tuottomarginaalin määrittelytapaa. Tällaisiin laskentamenetelmien tekijöihin kohdistuvan kansallisen lainsäädännön käyttöönottaminen johtaisi todennäköisesti komission nostamaan rikkomuskanteeseen Suomea vastaan. 

Kansallisen sääntelyviranomaisen riippumattomuuteen sähkön siirto- ja jakelutariffien laskentamenetelmistä päätettäessä on ottanut kantaa Suomessa myös korkein hallinto-oikeus ratkaisussaan KHO:2014:81. Tapauksessa markkinaoikeus oli ottanut verkonhaltijan valituksen johdosta ratkaistavakseen sähkön siirtohintojen laskentamenetelmien vahvistamista koskevan asian, jonka Energiamarkkinavirasto oli jättänyt tutkimatta. Asiassa oli korkeimmassa hallinto-oikeudessa ratkaistavana, oliko markkinaoikeus menetellyt hallintolainkäytön järjestelmän mukaisesti ottaessaan välittömästi tutkittavakseen verkonhaltijan hakemuksen päätöksessään esittämillään perusteluilla palauttamatta asiaa Energiamarkkinavirastolle. Korkein hallinto-oikeus katsoi, että markkinaoikeus oli ylittänyt toimivaltansa ottaessaan aineellisesti tutkittavaksi verkonhaltijan hakemuksen, jota virasto ei ollut sisällöllisesti tutkinut eikä ratkaissut. Korkein hallinto-oikeus perusteli päätöstään toteamalla muun muassa, että kun siirtomaksujen laskentamenetelmiä koskevan vahvistuspäätöksen muuttamista koskevan hakemuksen ratkaiseminen edellytti riippumattomana sääntelyviranomaisena toimivan viraston harkintavallan käyttämistä, markkinaoikeuden ei olisi tullut ottaa asiaa ensi asteena välittömästi aineellisesti ratkaistavakseen. Korkein hallinto-oikeus sovelsi päätöksessään kansallisen lainsäädännön ohella myös vuoden 2009 sähkömarkkinadirektiivin 35 artiklan (nykyinen 57 artikla) 4 kohtaa ja sen a alakohtaa, 37 artiklan (nykyinen 59 artikla) 1 kohdan a alakohtaa ja 49 artiklan (nykyinen 71 artikla) 1 kohtaa. 

Sähkön siirron ja jakelun tuottotason sääntelyä rajaa myös perustuslain 15 §:n omaisuuden suojan sääntely. Perustuslakivaliokunta on ottanut kantaa siirron ja jakelun hinnoittelun sääntelyyn muun muassa lausunnossaan PeVL 19/1994 vp, joka koski vuoden 1995 sähkömarkkinalakia. Perustuslakivaliokunta on katsonut, että omaisuuden käyttörajoituksen ei tule loukata omistajan oikeutta omaisuutensa normaaliin, kohtuulliseen ja järkevään käyttöön. Käyttöoikeuden luovutusvelvollisuus ei saa estää omistajaa ja toiminnanharjoittajaa käyttämästä omaisuuttaan haluamallaan kohtuullista hyötyä tuottavalla tavalla. Omaisuuden kohtuullisen käyttömahdollisuuden säilymiseksi verkonhaltijalle tulee turvata kohtuullinen korvaus siirtopalveluista (esimerkiksi PeVL 2/1986 vp ja 19/1994 vp). Perustuslakivaliokunta on myös kiinnittänyt lausunnossaan huomiota siihen, että tulisi harkita säännöksen sanamuodon muuttamista siten, että verkkopalvelujen hinnoittelua koskevaa säännöstä ei tulkittaisi ensi sijassa asiakkaan näkökulmasta (PeVL 19/1994 vp). Perustuslakivaliokunta on arvioinut hintasääntelyä koskevia säännöstöjä myös lausunnoissaan PeVL 49/2005 vp, PeVL 32/2009 vp ja PeVL 28/2012 vp. 

Perustuslain 15 §:n omaisuuden suojaan liittyvät reunaehdot on huomioitava sähköverkkohinnoittelun sääntelyssä. Perustuslakivaliokunta on katsonut, että omaisuuden käyttörajoituksen ei tule loukata omistajan oikeutta omaisuutensa normaaliin, kohtuulliseen ja järkevään käyttöön. Käyttöoikeuden luovutusvelvollisuus ei saa estää omistajaa ja toiminnanharjoittajaa käyttämästä omaisuuttaan haluamallaan kohtuullista hyötyä tuottavalla tavalla. Sähkömarkkinalain nykyinen 24 § ja sen soveltamiskäytäntö perustuvat taloustieteen teoriaan luonnollisten monopolien hinnoittelun sääntelystä. Vastaavasti kohtuullisen tuoton tason määrittely perustuu rahoitusteoriassa ja pääomamarkkinoilla vakiintuneeseen pääoman painotetun keskikustannuksen (WACC) malliin. Perustuslakivaliokunnan lausuntokäytäntö huomioon ottaen voidaan arvioida, että saattaisi olla perustuslain 15 §:n omaisuuden suojan kannalta ongelmallista, jos sähkön siirron ja jakelun kohtuullista hinnoittelua ja kohtuullisen tuoton tasoa siirryttäisiin lainsäädännössä arvioimaan taloustieteen ja rahoitusteorian vakiintuneista opeista poikkeavalla tavalla tai yksinomaan asiakkaan näkökulmasta käsin.  

Siirryttäessä sähkönsiirron ja -jakelun hintojen etukäteissääntelyyn 2000-luvun alkupuoliskolla asetettiin uuden sääntelyjärjestelmän tavoitteeksi mukautuminen talouden yleiseen kehitykseen kuten korkotason nousuihin ja laskuihin sekä olosuhteiden ja lainsäädännön muutoksiin. Edelleen pidettiin tärkeänä, että sääntelyjärjestelmää kehitetään siinä havaittujen puutteiden ja mahdollisten väärien ohjausvaikutusten oikaisemiseksi. Yksityiskohtainen sääntely lainsäädännön kautta tekisi sääntelyjärjestelmästä jäykemmän ja heikentäisi sääntelyn sopeuttamista talouden yleisessä kehityksessä tapahtuviin muutoksiin. Yksityiskohtainen sääntely saattaisi aiheuttaa verkonhaltijoiden talouteen vaikuttavia ongelmia, mikäli poliittinen päätöksenteko ei pystyisi seuraamaan esimerkiksi rahoitusmarkkinoilla tai muissa olosuhteissa tapahtuvia muutoksia. Esimerkiksi jos matalan korkotason aikana matalaksi säädetty tuottotaso ei seuraisi riittävästi rahoitusmarkkinoilla tapahtuvaa koron nousua, voisi verkonhaltijoita, joiden kulurakenteesta tyypillisesti noin 80 prosenttia perustuu pääomakustannuksiin ja investointien poistoihin, joutua rahoitusvaikeuksiin. Seurauksena voisi olla myös investointitarpeiden laiminlyöntiä ja verkkojen kunnon heikkenemistä. 

Edellä kuvatuista syistä johtuen ei ole perustelua muuttaa nykyistä sähkönsiirron ja -jakelun hinnoittelun kohtuullisuuden ja kohtuullisen tuoton määrittelytapaa lainsäädännön kautta. Kohtuullisen hinnoittelun nykyistä yksityiskohtaisempi määrittely lainsäädännössä johtaisi todennäköisesti komission nostamaan rikkomuskanteeseen Suomea vastaan unionin tuomioistuimessa. 

On myös huomattava, että sähkömarkkina-asetuksen 18 artiklassa sekä sähkömarkkinalain 24 §:ssä ja sen perusteluissa on määritelty siirto- ja jakelumaksujen laskentamenetelmien yleiset perusteet. Perusteluissa määritellyt kriteerit perustuvat taloustieteen teoriaan luonnollisten monopolien sääntelystä ja rahoitusteoriaan sekä talousvaliokunnan ja perustuslakivaliokunnan kannanottoihin vuoden 1995 sähkömarkkinalain eduskuntakäsittelyn yhteydessä ja talousvaliokunnan kannanottoon vuoden 2013 sähkömarkkinalain käsittelyssä. Edellä kuvatut laskentamenetelmien yleiset perusteet ovat linjassa EU:n sähkömarkkinalainsäädännön kanssa. Tämän vuoksi kansallista lainsäädäntöämme ei ole tarpeen täydentää myöskään siirto- ja jakelumaksujen laskentamenetelmien yleisten perusteiden osalta. 

Sähköverkkohinnoittelun kansallinen sääntely rakentuu periaatteelle, jonka mukaan Energiavirastolla on velvollisuus kehittää siirtomaksujen laskentamenetelmiä niissä havaittujen epäkohtien korjaamiseksi. Laskentamenetelmien kehittäminen tapahtuu avoimesti ja sidosryhmiä laajasti kuullen. Valvontalakia koskevan hallituksen esityksen 20/2013 vp. mukaan ennen uuden valvontajakson alkamista Energiamarkkinaviraston tulisi valmistella uusi vahvistuspäätösluonnos, jossa päätöksen sisältämiä menetelmiä on tarpeen mukaan kehitetty valvonnasta saatujen kokemusten perusteella. Tämä luonnos viraston tulisi saattaa riittävän julkisen keskustelun kohteeksi ennen seuraavaa valvontajaksoa koskevien uusien vahvistuspäätösten antamista. 

Valvontalain 13 §:n 1 momentin mukaan Energiavirasto voi muuttaa siirto- ja jakelumaksujen laskentamenetelmiä koskevaa päätöstään omasta aloitteestaan myös valvontajakson ollessa kesken, jos muutos perustuu lainsäädännön muuttumiseen. Hallituksen esitykseen sisältyy säädösehdotuksia, jotka muuttaisivat merkittävästi erityisesti jakeluverkonhaltijoiden sääntely-ympäristöä. Tällaisia ominaispiirteitä sisältyisi erityisesti jakeluverkon toimintavarmuutta koskevien vaatimusten täytäntöönpanoajan jatkamista (sähkömarkkinalakiehdotuksen 119 §), verkon kehittämisvelvollisuutta ja jakeluverkon kehittämissuunnitelmia (sähkömarkkinalakiehdotuksen 19 ja 52 §) koskeviin muutosehdotuksiin.  

Energiavirasto on esityksen jatkovalmistelun yhteydessä työ- ja elinkeinoministeriölle laatimassaan taustaselvityksessä todennut, että viraston on hallituksen esityksessä jakeluverkonhaltijoiden sääntelyyn ehdotettujen muutosten johdosta muutettava voimassa olevia jakeluverkonhaltijoiden tariffien laskentamenetelmiä koskevia vahvistuspäätöksiään jo kuluvan valvontajakson osalta. Energiavirasto on arvioinut, että hallituksen esityksen ja sähköverkkojen toimintaympäristön muutosten perusteella se voi tässä yhteydessä kehittää laskentamenetelmiä seuraavasti: 1) Tuottopohjassa käytettyjen yksikköhintojen päivittäminen. Tämän tarkoituksena on ottaa huomioon vuodesta 2016 lähtien tapahtunut olennainen investointikustannusten lasku sekä mahdollistaa investointien kustannustehokkuuden arviointi; 2) Kohtuullisen tuottoasteen (WACC-prosentti) tason määrittäminen. Tämän tarkoituksena on ottaa huomioon toimitusvarmuusvaatimusten toteuttamisen aikataulun pidentyminen, sekä se, että riskittömän koron tulisi riittävän nopeasti heijastaa markkinakorkojen muuttumista, sekä viraston valvonnasta ja sen tuloksista viime vuosina saamat kokemukset; 3) Toimitusvarmuuskannustimen tarve. Tämän tarkoituksena on arvioida, onko toimitusvarmuuskannustimelle tarvetta toimitusvarmuustavoitteiden aikataulun pidentyessä. 

Laskentamenetelmien sisältöön suoraan kohdistuva lainsäädäntö ei siten ole edellytyksenä laskentamenetelmien uudelleentarkastelulle. Energiavirastolla on velvollisuus kehittää siirtomaksujen laskentamenetelmiä niissä havaittujen puutteiden korjaamiseksi. Näin ollen ei ole tarvetta täydentää kansallista lainsäädäntöämme myöskään tässä suhteessa. 

3.2.3  Siirto- ja jakelupalvelun tuottamisen kustannus- ja vaatimustasoon vaikuttaminen

Sähkönsiirron ja -jakelun hintojen nousun hillitsemiseen voidaan lainsäädäntöteitse vaikuttaa siirto- ja jakelupalvelun tuottamisen kustannus- ja vaatimustasoa pienentämällä.  

Sähkönjakelun toimitusvarmuusvaatimusten lieventäminen tai vaatimusten poistaminen 

Sähkönjakelun toimitusvarmuuden tason nostaminen ja siitä aiheutuvat investoinnit ovat olleet viime vuosina keskeinen sähkönjakelun hintojen nousun syy. Sähkömarkkinalain 119 §:n mukaan jakeluverkonhaltijoiden tulee täyttää sähkönjakelun toimitusvarmuusvaatimukset portaittain vuoden 2028 loppuun mennessä. Lisäksi Energiavirasto on myöntänyt poikkeuslupien muodossa 10 jakeluverkonhaltijalle täytäntöönpanoajan pidennystä enimmillään vuoden 2036 loppuun mennessä. Vuoden 2019 lopussa toimitusvarmuusvaatimusten on tullut täyttyä vähintään 50 prosentilla kunkin jakeluverkon asiakkaista vapaa-ajanasunnot pois lukien.  

Verkonhaltijoiden jättämien kehittämissuunnitelmien perusteella vuoden 2018 alun tilanteessa toimitusvarmuusvaatimukset ovat täyttyneet 74 prosentilla kaikista käyttöpaikoista. Asemakaava-alueilla olevista käyttöpaikoista 87 prosenttia on ollut tuolloin laatuvaatimusten piirissä. Asemakaava-alueen ulkopuolella laatuvaatimukset puolestaan ovat täyttyneet 38 prosentilla käyttöpaikoista. Toiminnan laatuvaatimukset eivät ole täyttyneet vielä 920 000 käyttöpaikalla vuoden 2018 alussa. 

Työ- ja elinkeinoministeriön selvityksen perusteella verkkoinvestointien vuotuinen tarve, joka on nykyisin noin 800 miljoonaa euroa vuodessa, laskisi 2020-luvulla ja vastaavasti nousisi 2030-luvulla, jos jakeluverkkojen toimitusvarmuusvaatimusten toimeenpanoaikataulua jatkettaisiin vuodesta 2028 eteenpäin. Kokonaisinvestointien määrä jäisi pidemmällä aikataululla hieman alemmaksi lyhyempään aikatauluun verrattuna. Tämä loiventaisi sähkönjakelun hintojen nousupaineita 2020-luvulla ja toisi kustannussäästöjä verkonhaltijoille. Tämä vaikutus välittyisi verkkovalvonnan seurauksena myös asiakkaiden maksettaviksi tuleviin jakelumaksuihin. 

Jakeluverkoille säädetyt toimitusvarmuusvaatimukset eivät ole nostaneet merkittävässä määrin pääosin kaupunki- ja taajamaympäristössä toimivien jakeluverkonhaltijoiden jakelumaksuja. Vastaavanlaista painetta kustannustason nousun pienentämiseen ei tämän vuoksi ole näissä jakeluverkoissa. Toimitusvarmuusvaatimusten täytäntöönpanoajan jatkamiselle ei näiden jakeluverkkojen osalta ole tämän vuoksi perusteita. 

Työ- ja elinkeinoministeriön teettämässä vaikutusarvioselvityksessä on arvioitu, että toimitusvarmuusvaatimusten täytäntöönpanoajan lykkäämisen vaikutukset olisivat jakeluhintojen ja toimitusvarmuuden suhteen neutraaleja sellaisten jakeluverkonhaltijoiden asiakkaille, joiden keskijänniteverkon kaapelointiaste olisi vuoden 2018 alussa noin 60 prosenttia. Tämä raja-arvo muodostaisi siten luonnollisen kriteerin jättää toimitusvarmuusvaatimukset raja-arvon ylittävien jakeluverkonhaltijoiden osalta ennalleen.  

Sähkönjakelun hintojen nousun hillitsemistä voitaisiin toteuttaa myös luopumalla vuonna 2013 säädetystä sähkönjakelun toimitusvarmuuden vaatimustason yksilöidystä sääntelystä.  

Toimitusvarmuustavoitteiden asettamisen tavoitteena oli vastata yhä sähköriippuvaisemmaksi kehittyvän yhteiskunnan edellyttämiin kasvaviin toimitusvarmuustarpeisiin, ehkäistä korjausvelan syntymistä sähkönjakeluverkkoihin sekä varautua ilmastonmuutoksen aiheuttamien sään ääri-ilmiöiden lisääntymiseen. 

Toimitusvarmuusvaatimusten säätämisen taustalla olivat vuosina 2001—2011 tapahtuneet toistuvat sähkönjakelun suurhäiriöt eri puolilla Suomea. Pahimmillaan joulukuun 2011 myrskyjen seurauksena aiheutui sähkökatkoja yhteensä 570 000 sähkönkäyttäjälle eli noin 17 prosentille kaikista keski- ja pienjänniteverkkoihin liittyneistä sähkönkäyttäjistä. Enimmillään ilman sähköä oli yhtäaikaisesti 300 000 sähkönkäyttäjää eli noin 9 prosenttia kaikista sähkönkäyttäjistä. Pitkäaikaisimmat raportoidut sähkökatkot kestivät 15 vuorokautta.  

Hallituksen esityksen 20/2013 vp ehdotukset sähkönjakelun toimitusvarmuusvaatimuksista perustuivat poikkeuksellisen laajaan valmisteluun, joka toteutui useassa eri vaiheessa vuosien 2001—2013 aikana. Valmisteluun osallistuivat asiaan liittyvät viranomaiset, keskeisimmät jakeluverkkoalaan perehtyneet akateemiset tutkijat, toimiala sekä sähkönkäyttäjiä edustavat järjestöt ja muut sidosryhmät. 

Eduskunnan talousvaliokunta piti hallituksen esitystä koskevassa mietinnössään TaVM 17/2013 vp sääntelyn tavoitteita kannatettavina. Valiokunta totesi muun muassa, että esityksen keskeisenä tavoitteena on estää pitkät sähkön toimitushäiriöt ja saattaa näin maamme eri osat tasavertaiseen asemaan sähkön toimitusvarmuuden kannalta. Toimitusvarmuus paranisi erityisesti maaseututaajamissa ja haja-asutusalueella. Pitkistä sähkön jakelukatkoksista koituu valiokunnan mukaan yhä sähköriippuvaisemmassa yhteiskunnassa huomattavia taloudellisia kustannuksia sekä sähkönkäyttäjille että yhteiskunnalle laajemminkin. Toisaalta toimitusvarmuuden merkittävä parantaminen edellyttää myös osin huomattavia investointeja. Edelleen valiokunta totesi, että toimitusvarmuuden parantamiseen liittyvät esitykset perustuivat siihen olettamaan, että koetut sään ääri-ilmiöt tulevat jatkumaan ja mahdollisesti jopa lisääntymään. Valiokunta kävi läpi merkittävän määrän alaan liittyvää tutkimusaineistoa ja totesi päätelmänään, että tutkimustulokset tukivat ehdotetun sääntelyn tarvetta. 

Lainsäädännön antamisvaiheessa esitetyt kustannusarviot ja taloudelliset vaikutukset ovat osoittautuneet paikkansa pitäviksi, jopa hieman yläkanttiin arvioiduiksi. 

Sähkökatko-ongelmien syyt ovat hyvin tiedossa. Suomen sähkönjakelun akilleenkantapää on vanhentuneeseen, maaseudun sähköistämiskaudella syntyneeseen verkkorakenteeseen perustuva metsäisten haja-asutusalueiden ilmajohtoverkko. Vuonna 2012 keskijänniteverkkoa kulki ilmajohtoina metsissä yli 100 000 kilometriä ja koko maan keskijänniteverkon kaapelointiaste oli 13 prosenttia. Taajamia oli myös edelleen vain yhden sähkönsyötön varassa. Sähköverkkoihin oli muodostunut 300 miljoonan euron korvausinvestointivelka. 

Toimitusvarmuusvaatimusten voidaan arvioida täyttyvän tällä hetkellä selvästi yli 75 prosentilla sähkönkäyttöpaikoista. Vaatimusten täyttymisen kokonaisuudessaan voidaan arvioida olevan lähellä asemakaava-alueilla. Seuraavaksi toimenpiteiden painopiste on siirtymässä erityisesti haja-asutusalueiden keskijänniteverkkoihin, joissa sähkönjakelun keskeiset ongelmat ovat. Toimitusvarmuusvaatimuksista luopuminen aiheuttaisi riskin, että verkkojen kehittämistoiminta näillä alueilla vähenisi olennaisesti. Ainakin osa jakeluverkonhaltijoista jatkaisi keskijännitejohtojen rakentamista vanhentuneen rakenteen mukaisesti ilmajohtoina metsiin. Riski siitä, että osa jakeluverkonhaltijoista alkaisi uudelleen laiminlyödä ikääntyneiden verkkojensa uusintainvestointeja, kasvaisi. Riskinä olisi, että sähkönjakelun varmuuden parantamiselle asetettu keskeinen tavoite haja-asutusalueen jakeluverkkojen toimitusvarmuuden tason nostamisesta vaarantuisi.  

Toimitusvarmuustavoitteista luopuminen johtaisi siten alueellisen tasa-arvon kehityksen taantumiseen sähkönjakelussa. Osalle haja-asutusalueen asiakkaista sähkömarkkinalakiin sisältyvä palvelulupaus toimitusvarmasta sähköverkosta jäisi toteutumatta. Etäisyysriippumattoman jakeluhinnoittelun vuoksi nämäkin asiakkaat joutuisivat maksamaan samoja jakelumaksuja kuin ne jakeluverkonhaltijan asiakkaat, joiden osalta toimitusvarmuusvaatimukset täyttyvät. Toisaalta osa jakeluverkonhaltijoista jatkaisi toimitusvarmuuden parantamiseen tähtääviä investointejaan. Asiakkaat olisivat jakeluverkonhaltijoiden valinnoista riippuen maan eri osissa hyvin erilaisessa asemassa toisiinsa nähden sähkönjakelun varmuuden suhteen. 

Pääministeri Sanna Marinin hallitusohjelman mukaan hallitus ottaa päätöksenteossaan huomioon elintärkeän infrastruktuurin toimivuuden sekä väestön toimeentulon ja toimintakyvyn. Hallitusohjelman mukaan myös huolehditaan elämisen ja yrittämisen edellytyksistä koko Suomessa monimuotoisesti alueiden ja kaupunkien tarpeet huomioon ottaen ja turvataan harvaan asutuilla alueilla ja saaristossa ihmisten oikeudet peruspalveluihin alueiden yhteistyötä tukemalla, uusilla toimintatavoilla ja riittävillä resursseilla (palveluiden saatavuus, yhteiskunnan turva, liikkumisen edellytykset). 

Edellä kuvatuista syistä johtuen ei ole tarkoituksenmukaista sähkönjakelun hintojen nousun hillitsemiseksi luopua vuonna 2013 säädetystä sähkönjakelun toimitusvarmuuden vaatimustason yksilöidystä sääntelystä. Täytäntöönpanoajan lykkäystä koskevien poikkeuslupien käsittelyssä tehtyjen havaintojen perusteella toimitusvarmuusvaatimusten täytäntöönpanoajan lykkäämisellä voitaisiin saavuttaa kustannussäästöjä ja loiventaa jakeluhintojen nousupaineita. Kokonaisinvestointien määrä jäisi pidemmällä täytäntöönpanoaikataululla hieman alemmaksi lyhyempään aikatauluun verrattuna. Tämä loiventaisi sähkön jakelun hintojen nousupaineita 2020-luvulla ja toisi kustannussäästöjä verkonhaltijoille. Tämä vaikutus välittyisi verkkovalvonnan seurauksena myös asiakkaiden maksettaviksi tuleviin jakelumaksuihin. 

Jakeluverkonhaltijoiden toimitusvarmuusvaatimusten täytäntöönpanoajan jatkamista koskeva ehdotus sisältää merkittävän muutoksen jakeluverkonhaltijoiden sääntely-ympäristöön. Energiavirasto on esityksen jatkovalmistelun yhteydessä työ- ja elinkeinoministeriölle laatimassaan taustaselvityksessä todennut, että viraston on jakeluverkonhaltijoiden sääntelyyn ehdotettujen muutosten johdosta muutettava voimassa olevia jakeluverkonhaltijoiden tariffien laskentamenetelmiä koskevia vahvistuspäätöksiään jo kuluvan valvontajakson osalta. 

Verkkojen uusimisen ja kehittämisen kustannustehokkuuden lisääminen 

Viime vuosien julkisessa keskustelussa on usein esitetty, että jakeluverkonhaltijat verkkoja uusiessaan ja rakentaessaan investoivat tarpeettomasti maakaapeleihin eivätkä käytä vaihtoehtoisia halvempia tapoja varmistaa toimitusvarmuusvaatimusten toteutuminen.  

Sähkönsiirron ja -jakelun hinnoittelun kohtuullisuuden vaatimus sähkömarkkinalain 24 §:ssä sisältää jo nykyisellään periaatteen siitä, että verkkohinnoittelu ei ole kohtuullista, jos verkonhaltija toimii monopoliasemaansa hyväksikäyttäen kustannustehottomasti. Energiaviraston verkkohinnoittelun valvontamallissa onkin jo nykyisellään kustannustehokkuutta edistäviä kannustimia.  

Jakeluverkonhaltijoiden investointikustannuksia voidaan pienentää ja sähkönjakelun hintojen nousua voidaan hillitä tarkentamalla verkonhaltijoiden investointien kustannustehokkuuden vaatimusta sekä valvomalla sen toteutumista aikaisempaa tehokkaammin. Tämä voitaisiin toteuttaa sisällyttämällä verkon kehittämisvelvollisuutta koskevaan sääntelyyn vaatimus, jonka mukaan sähköverkko on suunniteltava ja rakennettava ja sitä on ylläpidettävä siten, että verkonhaltija tuottaisi siirto- ja jakelupalvelun verkkonsa käyttäjille kustannustehokkaalla tavalla. Investointien kustannustehokkuuden vaatimusta voitaisiin tarkentaa jakeluverkon kehittämissuunnitelmaa koskevassa sääntelyssä. Kehittämissuunnitelmassa voitaisiin myös edellyttää jakeluverkonhaltijaa hyödyntämään maakaapeloinnin vaihtoehtona mahdollisuuksien mukaan myös muita elinkaarikustannuksiltaan halvemmiksi tulevia tapoja toteuttaa jakeluverkon kehittämishankkeita. Jakeluverkon kehittämissuunnitelman kautta Energiavirasto voisi valvoa jakeluverkkojen uusimisen ja kehittämisen kustannustehokkuutta nykyistä tehokkaammin. 

Verkonhaltijoiden investointien kustannustehokkuutta ja jakeluverkonhaltijoiden verkon kehittämissuunnitelmia koskevat ehdotukset sisältävät merkittävän muutoksen jakeluverkonhaltijoiden sääntely-ympäristöön. Energiavirasto on esityksen jatkovalmistelun yhteydessä työ- ja elinkeinoministeriölle laatimassaan taustaselvityksessä todennut, että viraston on jakeluverkonhaltijoiden sääntelyyn ehdotettujen muutosten johdosta muutettava voimassa olevia jakeluverkonhaltijoiden tariffien laskentamenetelmiä koskevia vahvistuspäätöksiään jo kuluvan valvontajakson osalta. 

3.2.4  Sähkön siirto- ja jakelumaksujen korotuskaton rajan ja kohtuullisen tuoton alijäämän tasoitusjakson tarkastelu

Sähkönsiirto- ja jakelumaksujen vuotuiseksi korotuskatoksi säädettiin vuonna 2017 15 prosenttia. Korotuskaton ylärajaksi valittiin kuluttajansuojalainsäädännön ja asuinhuoneistojen vuokrausta koskevan lainsäädännön soveltamiskäytännössä vakiintuneeksi muodostunut 15 prosentin raja. Korotuksen hyväksyttävä enimmäismäärä lasketaan asiakasryhmäkohtaisesti verkonhaltijan sähköverkon käyttäjiä edustavan kunkin asiakasryhmän 12 kuukauden pituisen tarkastelujakson keskimääräisen kokonaismaksun perusteella. Korotuksen hyväksyttävä enimmäismäärä lasketaan kussakin asiakasryhmässä siihen kuuluviin verkon käyttäjiin sovellettavan korkeimman verokannan mukaan määritetystä sähkönsiirron ja sähkönjakelun verollisesta hinnasta. Hallituksen esityksen 50/2017 vp mukaan verollisen hinnan käyttäminen laskentaperusteena perustuu siihen, että myös kuluttajansuojalain 4 luvun 1 §:n mukainen sopimusehdon kohtuuttomuuden arviointi tapahtuu oikeuskäytännön mukaan verollisten hintojen perusteella. 

Energiaviraston valvontatietojen perusteella voidaan todeta, että asetettu raja on toiminut tarkoitetulla tavalla. Vuosina 2018—2019 korkeimmat hinnankorotukset ovat olleet 13,9 prosenttia. Keskimääräinen hinnankorotus on ollut vuonna 2018 2,4 prosenttia ja 2019 2,0 prosenttia. Säännösmuutosta edeltäneinä vuosina 2010-luvulla suurimmat korotukset ovat vaihdelleet noin 20 prosentista jopa lähes 55 prosenttiin. Kuitenkin korotusten keskiarvot vuosina 2012—2017 ovat olleet varsin maltillisia vaihdellen 1,6 ja 5,4 prosentin välillä. Korotuskattosäännös ei myöskään näytä aiheuttaneen verkonhaltijoiden tehtävien täyttämiselle tai niiden taloudelliselle asemalle erityisiä ongelmia. Asiaa korotuskattoa koskevalle säännökselle asetettujen tavoitteiden ja lainsäädännön yhtenäisyyden näkökulmasta tarkastellen voidaan arvioida, että ylärajan muuttamiselle matalammaksi tai korkeammaksi ei näyttäisi olevan tarvetta. 

Julkisessa keskustelussa on kuitenkin varsin vahvastikin vaadittu korotuskaton ylärajan laskemista matalammalle tasolle. 

Sähkön siirto- ja jakeluhintojen sääntely perustuu menettelyyn, jossa Energiavirasto vahvistaa kullekin verkonhaltijalle tariffien laskentamenetelmät ennen hinnoittelunvalvontajakson alkua. Laskentamenetelmät määrittelevät kullekin verkonhaltijalle nelivuotisen valvontajakson ajaksi liikevaihdon yhteenlasketun maksimimäärän eli ns. tuloraamin, jota verkonhaltija ei saa ylittää valvontajakson aikana. Ylitys ja vähintään 5 prosentin ylitykselle määrättävä korko hyvitetään asiakkaille seuraavan valvontajakson kuluessa pienentämällä vastaavalla määrällä tuloraamia. Siirto- ja jakeluhintojen tason kohtuullisuuden valvonta tapahtuu nimenomaan etukäteisen tariffien laskentamenetelmien sääntelyn kautta. Hintojen korotuskattosääntelyn tehtävänä puolestaan on täydentää tätä sääntelyä ehkäisemällä yksittäisiä kohtuuttomia hinnankorotuksia, jotka kohdistuisivat paitsi verkonhaltijan koko asiakaskuntaan myös yksittäisiin asiakasryhmiin kuten esimerkiksi sähkölämmitysasiakkaisiin. 

Harkittaessa korotuskaton laskemista on otettava huomioon, että sähkön siirto- ja jakelumaksujen korotuskatto ei lähtökohtaisesti vaikuta sähkönsiirron ja -jakelun hintatasoon valvontajakson mittaisella tarkasteluvälillä ja sääntelyjärjestelmän mukaisilla tasoitusjaksoilla tarkasteltuna. Hinnankorotusten taustalla on aina oltava kustannusperuste ja verkonhaltijan on otettava hintojen korotusta koskevassa päätöksessään huomioon Energiaviraston vahvistamien tariffien laskentamenetelmien sallima liikevaihdon maksimimäärä. Pienikin hinnankorotus saattaa aiheuttaa sallitun maksimiliikevaihdon ylittymisen, mikäli verkonhaltijan hinnoittelu on ennestään lähellä laskentamenetelmien mukaista maksimimäärää. 

Vaikka korotuskaton ylärajan laskemisella ei ole vaikutusta verkonhaltijan hyväksyttävänä pidettävän liikevaihdon maksimimäärään, ylärajan laskemisella olisi kuitenkin vaikutuksia verkonhaltijoiden käyttäytymiseen. Korotuskaton ylärajan merkittävän laskemisen arvioidaan kannustavan verkonhaltijoita hinnoittelemaan varmuuden vuoksi lähelle tuloraamin ylärajaa varmistaakseen, että saa sallitun tuoton maksimitason myös tulevaisuudessa. Matala korotuskaton raja voisi myös tarkoittaa sitä, että verkonhaltijoiden olisi ikään kuin varmuuden vuoksi korotettava hintoja vuosittain ylärajan salliman tason verran, jotta verkonhaltijoiden mahdollisuudet hyödyntää alijäämiään säilyisivät myös jatkossa. Tämä voi jopa edistää siirto- ja jakeluhintojen nousua. 

Korotuskaton ylärajan laskeminen vaikeuttaisi myös vanhentuneiden tariffirakenteiden uudistamista. Tariffirakenteiden uudistamisessa maksut pienevät osalla asiakkaista ja vastaavasti kasvavat toisilla asiakkailla. Koska korotuskatto lasketaan asiakasryhmien keskimääräisten hintojen nousun perusteella, edellyttäisi matalampi korotuskatto verkonhaltijoilta tariffirakenteiden muutosten tarkempaa suunnittelua ja pitempiä siirtymäkausia muutosten toteuttamiselle. Muutos vaikuttaisi tässä tapauksessa erityisesti kantaverkonhaltijaan ja suurjännitteisten jakeluverkkojen haltijoihin, joiden suorina asiakkaina ei ole kuluttajansuojalain suojan piirissä olevia asiakkaita. Jakeluverkonhaltijoiden osalta tämä vaikutus näkyisi vasta, jos korotuskaton yläraja olisi erittäin matala, esimerkiksi lähellä viittä prosenttia. 

Mikäli korotuskaton ylärajaa laskettaisiin selvästi nykyistä matalammalle tasolle, edellyttäisi se verkonhaltijoilta myös aikaisempaa tarkempaa toiminnan rahoituksen suunnittelua. Korotuskattosääntely voi myös ohjata verkonhaltijoita korottamaan asiakasmaksujaan vuosittain harvemmin tehtävien isompien korotusten asemesta. 

Energia- ja ilmastopolitiikan täytäntöönpano edellyttää tulevina vuosina merkittäviä kantaverkkoinvestointeja. Kantaverkkoyhtiö Fingrid Oyj on esittänyt arvionaan, että matala korotuskaton raja estäisi sitä investoimasta riittävästi kantaverkon ja ulkomaan yhteyksien siirtokapasiteetin vahvistuksiin, joita tarvitaan lisääntyvän tuulivoiman ja energiamurroksen aiheuttaman kasvavan sähkönkäytön vuoksi. Fingrid on katsonut, että liian matalaksi asetetun korotuskaton rajasta aiheutuu riski Suomen kantaverkon muodostumisesta esteeksi energia- ja ilmastopolitiikan tavoitteiden täyttämiselle. Yhtiön mukaan kantaverkkoon olisi investoitava merkittävästi ja etupainotteisesti, jotta yhtiön asiakkaiden investoinnit uusiutuvan sähkön tuotantoon ja kulutukseen olisivat mahdollisia. Fingridin mukaan rahoituskoron nousu yhdellä prosenttiyksiköllä toisi noin kymmenen prosentin nostopaineen yhtiön verottomiin siirtomaksuihin. Edelleen yhtiön mukaan uudet tasasähköyhteydet Ruotsiin tai merituulivoiman verkkoon liittämisestä aiheutuvat investoinnit voivat olla yksittäisinä investointeina suuruusluokaltaan 500 miljoonaa euroa. Myös tällainen investointi toisi noin kymmenen prosentin nostopaineen yhtiön verottomiin siirtomaksuihin. Näiden mahdollisten investointien lisäksi Fingrid investoi 2020-luvulla kantaverkkoon vuosittain noin 200 miljoonaa euroa. 

Korotuskaton ylärajan laskemiselle on lisäksi sähkömarkkinadirektiivistä ja perustuslain omaisuuden suojasta johtuvia reunaehtoja. Kuten edellä on kuvattu, unionin tuomioistuimen oikeuskäytäntö ja komission valvontatoiminta huomioon ottaen korotuskaton ylärajaa ei tulisi asettaa niin matalaksi, että se saattaisi leikata Energiaviraston toimivaltansa puitteissa vahvistamien tariffien laskentamenetelmien mukaista kohtuullista tuottoa tai ei mahdollistaisi verkonhaltijoita tekemästä verkkojen toimivuuden varmistamiseksi tarvittavia investointeja verkkoihin. Riskinä olisi, että komissio käynnistäisi rikkomusmenettelyn Suomea vastaan.  

Perustuslakivaliokunnan edellä kuvattu lausuntokäytäntö huomioon ottaen korotuskaton ylärajan merkittävä laskeminen saattaisi olla ongelmallinen myös perustuslain omaisuuden suojan näkökulmasta. Korotuskaton laskeminen näyttäisi tosiasiallisesti johtavan kohtuullisen tuoton leikkaantumiseen osalla verkonhaltijoista, vaikka verkonhaltija hyödyntäisikin lainsäädännön joustomekanismit, sillä Energiaviraston verkkovalvontatietojen perusteella vuosina 2016-2019 tapahtunut verkkojen kehittäminen näyttää mahdollisia yksittäisiä poikkeuksia lukuun ottamatta täyttävän lainsäädännössä asetetut vaatimukset. Perustuslakivaliokunnan lausuntokäytäntö näyttäisi myös edellyttävän, että ennen matalamman korotuskaton säätämistä syntynyt verkonhaltijan alijäämä tulisi rajata matalamman korotuskaton ulkopuolelle. Koska nykysääntelyssä valvontajakson alijäämä on sääntelyjärjestelmän mukaan mahdollista kattaa seuraavan valvontajakson aikana, saattaisi matalampi raja ilman siirtymäaikaa leikata takautuvasti verkonhaltijan edellisen jakson kohtuullista tuottoa. 

Nykyistä matalamman korotuskaton rajan määrittäminen on hankalaa, koska verkonhaltijoiden taloudelliset tilanteet ja rahoitustarpeet vaihtelevat voimakkaasti. Lisäksi usea verkonhaltija on omaehtoisesti noudattanut varovaista tariffilinjaa, jonka seuraukseni Energiavirasto on vahvistanut niille suuria alijäämiä aiemmilta valvontajaksoilta. Korotuskaton ylärajan leikkaamisen vaikutuksia voidaan yrittää arvioida vuonna 2019 päättyneen valvontajakson alijäämien perusteella. Verkonhaltijoilla on kuitenkin tulevina vuosina aikaa sopeuttaa toimintaansa ylärajan laskuun, toisin kuin päättyneen valvontajakson osalta. Tulevien korotusten leikkaamiseen arvioidaan tämän vuoksi olevan liikkumavaraa, mutta sen täsmällinen arviointi on vaikeaa. 

Alla olevassa kuvassa 7 on esitetty verkonhaltijoiden liikevaihdon korotustarve, jotta ne voisivat kerätä perustuslakivaliokunnan lausunnon mukaisesti Energiaviraston vahvistamien tariffien laskentamenetelmien mukaisen sallitun tuoton myös edellisen kauden alijäämän osalta. Liikevaihto on laskettu kuvassa ilman veroja, koska Energiavirastolla ei ole tietoja jakeluverkonhaltijoiden asiakasryhmilleen siirtämien energiamäärien jakaumasta. Verojen vaikutusta korotuskaton ylärajan arvoihin ei tämän vuoksi ole voitu ottaa laskelmassa huomioon. Koska korotuskatto lasketaan kunkin asiakasryhmän verollisista siirto- ja jakelumaksuista, ovat jakeluverkonhaltijoiden hinnankorotusmahdollisuudet tosiasiassa korkeammat kuvassa käytettyihin vertailuarvoihin verrattuna. Esimerkiksi asiakasryhmissä, joissa on kuluttaja-asiakkaita, 15 prosentin korotuskatto merkitsee noin 24 prosentin korotusmahdollisuutta jakeluverkonhaltijan osuuteen jakelulaskusta ja asiakasryhmissä, joissa on teollisuusasiakkaita, noin 22 prosentin korotusmahdollisuutta jakeluverkonhaltijan osuuteen jakelulaskusta. Kuvassa on oletettu, että yhtiöt keräisivät vuonna 2019 päättyneeltä valvontajaksolta syntyneen alijäämänsä Energiaviraston myöntämän poikkeusluvan turvin kahden seuraavan valvontajakson aikana vuosina 2020—2027. Kuvan perusteella nähdään, että jo nykyinen 15 prosentin korotusraja eli noin 22—24 prosentin jakeluhinnan nosto leikkaa noin 10 verkonhaltijalta mahdollisuuden kerätä vuonna 2019 päättyneellä valvontajaksolla kertyneen alijäämänsä kahden seuraavan jakson aikana. Mitä alemmas rajaa lasketaan, sitä useampaan verkonhaltijaan raja tulee vaikuttamaan.  

Kuva 7. Verkonhaltijoiden vuosittainen liikevaihdon muutostarve prosentteina tilanteessa, jossa ne keräisivät aiemmin kerääntyneen alijäämän asiakkailtaan kahden seuraavan jakson aikana (2020–2027). Lähde: Energiavirasto 

Edellä kuvatun tilanteen perusteella voidaan arvioida, että mahdollinen korotuskaton ylärajan laskeminen olisi pidettävä suhteellisen maltillisena. Lisäksi vuoden 2019 lopussa päättyneen valvontajakson aikana ennen muutoksen voimaantuloa syntyneen alijäämän tasoittamiseen tulisi varata siirtymäaika. 

Suomen verkkosääntelymallin ominaispiirre on, että verkonhaltijan ei edellytetä olevan valvontajakson päättyessä kohtuullisen tuoton suhteen tasapainossa. Mahdollinen kohtuullisen tuoton ylijäämä tai alijäämä voidaan tasoittaa seuraavan valvontajakson kuluessa hinnoittelun kautta. Nykysääntelyn mukaan valvontajakson aikana syntynyt alijäämä on pääsääntöisesti katettava seuraavan nelivuotisen valvontajakson aikana, jotta se ei vanhenisi. Tämän menettelyn tavoitteena on ehkäistä verkonhaltijoita keräämästä yhtiöön suuria alijäämiä, jotka myöhemmin voitaisiin realisoida yrityskaupan yhteydessä. Tämän jälkeen uusi omistaja saattaisi korottaa voimakkaasti siirron tai jakelun hintoja. Professori Partasen työ- ja elinkeinoministeriölle tekemässä selvityksessä (Partanen: Sähkönsiirtohinnat ja toimitusvarmuus, työ- ja elinkeinoministeriön julkaisuja 43/2018) on ehdotettu verkonhaltijan alijäämän tasoitusjakson jatkamista neljästä vuodesta kahdeksaan vuoteen.  

Alijäämien tasoitusjakson pidennyksen positiivisena vaikutuksena olisi, että pidennys loiventaisi siirto- ja jakeluhintojen korotuspaineita, kun verkonhaltijoilla, joille on kertynyt merkittäviä alijäämiä, olisi mahdollisuus ajoittaa hinnankorotuksia pitemmälle ajanjaksolle. Alijäämien tasoitusjakson pidennys mahdollistaisi myös ehdotettua hieman suuremman siirto- ja jakelumaksujen korotuskaton rajan alentamisen. 

Alijäämien tasoitusjakson pidennyksellä olisi kuitenkin verkonhaltijoiden asiakkaiden ja sähköverkkojen sääntelyn näkökulmasta merkittäviä negatiivisia vaikutuksia. Alijäämien pitkä tasoitusjakso antaisi verkon omistajille mahdollisuuden kerätä verkkoyhtiöön suuren määrän taseen ulkopuolista varallisuutta, jonka omistaja voisi realisoida yrityskaupassa. Tästä varallisuudesta kauppahintaa maksaneella uudella omistajalla puolestaan olisi tämän seurauksena tarve ja mahdollisuus nostaa hintoja voimakkaasti kaupan toteuduttua. On myös katsottu, että asiakkaille muodostuisi alijäämien muodossa piilovelkaa verkonhaltijalle, joka voisi realisoitua myöhemmin ja jolla voisi olla jopa jonkin verran vaikutusta kiinteistökauppoihin. Verkonhaltijan asiakas ei voi tietää tällaisen piilovelan määrää. Myös verkkohinnoittelun valvonnan ohjausvaikutukset heikkenisivät, jos verkonhaltijoilla olisi reservissä alijäämiä, joilla voisi kompensoida esimerkiksi tehokkuuskannustinten vaikutusta tai mahdollista kohtuullisen tuoton alentamista.  

Esitysluonnoksen lausuntokierroksella sähkönkäyttäjät ja heitä edustavat järjestöt ovatkin kritisoineet voimakkaasti alituottojen tasoitusjakson pidentämistä. Myös Energiavirasto on kiinnittänyt huomiota tasoitusjakson pidentämiseen liittyviin negatiivisiin vaikutuksiin. 

Alijäämien tasoitusjakson pidentämiseen liittyvien, hyötyjä suurempien negatiivisten vaikutusten johdosta yleistä alituottojen tasoitusjakson pidennystä ei pidetä perusteltuna. Siirto- ja jakeluhintojen korotuskaton laskemisen johdosta on kuitenkin tarpeen mahdollistaa poikkeuslupamenettelyllä vuoden 2019 lopussa päättyneen valvontajakson aikana sähköverkonhaltijalle syntyneen alituoton tasoitusjakson pidennys, jotta ehdotuksella ei puututtaisi takautuvasti alijäämään, jonka tasoitusjakso on kesken sähkömarkkinalain 26 a §:ään esitetyn muutoksen voimaantullessa. 

3.2.5  Erilliset linjat

Paikallisiin energiayhteisöihin kohdistuvaa verkkosääntelyä voitaisiin keventää panemalla täytäntöön sähkömarkkinadirektiivin erillisiä linjoja koskeva erityissääntely. Erillisiä linjoja koskevan sääntelyn omaksuminen laajimmillaan voi kuitenkin aiheuttaa niin sanotun vapaa matkustaja –ongelman ja kansantalouden tappioita. 

Sähköverkkojen rakentaminen ja sähkön siirtäminen kiinteistöjen tai kiinteistöryhmien rajojen yli on sähkömarkkinalaissa määritelty luvanvaraiseksi sähköverkkotoiminnaksi. Jakeluverkonhaltijalla on yksinoikeus rakentaa jakeluverkkoa vastuualueellaan. Näillä periaatteilla on keskeinen merkitys jakeluverkon etäisyysriippumattoman siirtohinnan mahdollistamisessa sekä sen varmistamisessa, että jakeluverkonhaltija pystyy täyttämään verkonhaltijan kehittämisvelvollisuuden ja turvaamaan sähköverkkopalvelujen saatavuuden syrjäisillä alueilla. Näistä periaatteista luopuminen voisi olemassa olevassa sähköverkossa johtaa tilanteeseen, jossa energiayhteisöjä syntyisi enenevissä määrin tiheästi asutuille alueille. Mahdollisesta keskijännite- tai suurjänniteverkkoon liittymisestä sekä verkosta irtautumisesta aiheutuvat kustannukset jäisivät pienjänniteverkkoon liittyneiden ja verkon reunoille sijoittuneiden asiakkaiden kannettaviksi. Mainituista periaatteista luopuminen sallisi useiden rinnakkaisten johtojen rakentamisen, mitä ei voida pitää kansantalouden näkökulmasta kestävänä. Sähköjärjestelmän ja sähkönsiirron kokonaiskustannukset nousisivat. Koska erillisiin linjoihin ei sovellettaisi velvoitteita kehittää verkkoa, laajamittaisena tällä olisi haitallisia vaikutuksia sähköverkkojen toimitusvarmuuteen. 

Kahden verkkoon liitetyn käyttöpaikan toisiinsa liittäminen voi aiheuttaa ongelmia sekä sähköturvallisuuden että sähkösopimusten täytäntöönpanon näkökulmasta. Näissä tilanteissa ei pystytä luotettavasti mittaamaan näiden kahden käyttöpaikan sähkön käyttöä (verkosta otto/anto). Kytkentä voi johtaa tilanteeseen, jossa toisen käyttöpaikan sähkö kulkee toisen käyttöpaikan mittarin kautta. Edellä mainittu kytkentä voi lisäksi johtaa siihen, että sähkön katkaiseminen toisen käyttöpaikan pääkytkimestä ei tee tätä kohdetta jännitteettömäksi, jolloin käyttöpaikan sähköturvallisuus vaarantuu.  

Pääministeri Sanna Marinin hallitusohjelman mukaan älykkäiden sähköverkkojen ja kysyntäjouston potentiaali on hyödynnettävä täysimääräisesti. Sääntelyä kehitetään siten, että helpotetaan energian pientuotannon hyödyntämistä kaikille osapuolille, mukaan lukien taloyhtiöt, pientalot ja maatilat. Hallitusohjelman mukaan hallitus ottaa päätöksenteossaan huomioon myös elintärkeän infrastruktuurin toimivuuden sekä väestön toimeentulon ja toimintakyvyn. Hallitusohjelman mukaan myös huolehditaan elämisen ja yrittämisen edellytyksistä koko Suomessa monimuotoisesti alueiden ja kaupunkien tarpeet huomioon ottaen ja turvataan harvaan asutuilla alueilla ja saaristossa ihmisten oikeudet peruspalveluihin. 

Erillistä linjaa hyödyntävien loppukäyttäjien ja paikallisten energiayhteisöjen negatiiviset vaikutukset etäisyysriippumattomaan sähkönjakelun hinnoitteluun, harvaan asuttujen alueiden jakeluhintojen tasoon ja verkkopalvelujen saatavuuteen, jakeluverkkojen toimitusvarmuuteen sekä sähköturvallisuuteen ovat kuitenkin vähäisiä ja hallittavissa, kun oikeus rakentaa erillisiä linjoja rajataan pienimuotoisen sähköntuotannon liittämiseen sähkönkäyttöpaikkaan tai kiinteistön tai sitä vastaavan kiinteistöryhmän verkkoon. Samalla kuitenkin pitkälti saavutettaisiin ne lisähyödyt, jotka syntyisivät hajautetun pienimuotoisen sähköntuotannon joustavammasta sijoittumisesta ja sen mahdollistamasta yksikkökoon suurenemisesta. 

3.3.1  Yleistä

Esityksen keskeisillä ehdotuksilla pyritään hillitsemään sähkönjakelun hintojen nousua jakeluverkonhaltijoiden kustannustasoa alentavilla toimenpiteillä. Lisäksi ehdotetaan sääntelymuutoksia, jotka loiventavat kustannustason nousua jaksottamalla kustannuksia pidemmälle ajanjaksolle. Valvontalain 13 §:n mukaan Energiavirasto voi muuttaa omasta aloitteestaan siirto- ja jakelumaksujen laskentamenetelmiä koskevia päätöksiään niiden voimassaoloaikana, jos muutos perustuu sähköverkkojen sääntelyyn vaikuttavan lainsäädännön muuttumiseen. Energiavirasto on esityksen jatkovalmistelun yhteydessä työ- ja elinkeinoministeriölle laatimassaan taustaselvityksessä todennut, että viraston on lakiehdotusten voimaantulon jälkeen muutettava sähköverkkojen sääntelyyn tehtyjen lainmuutosten johdosta voimassa olevia jakeluverkonhaltijoiden tariffien laskentamenetelmiä koskevia vahvistuspäätöksiään. 

3.3.2  Verkon uusimisen ja rakentamisen kustannustehokkuuden lisääminen

Verkon kehittämisvelvollisuutta koskevaan sähkömarkkinalain 19 §:ään esitetään täydentävää säännöstä, jonka mukaan verkonhaltijan olisi suunniteltava, rakennettava ja ylläpidettävä sähköverkkoaan siten, että verkonhaltija tuottaisi siirto- ja jakelupalvelun verkkonsa käyttäjille kustannustehokkaalla tavalla. Verkonhaltijan tulisi verkkonsa kehittämistoiminnalla pyrkiä kustannustehokkaiden verkkoratkaisujen ja toimenpiteiden käyttämiseen. Pelkkä investointien tai toimenpiteiden hankintojen kilpailuttaminen ei yksinään riittäisi täyttämään säännöksessä asetettua kustannustehokkuuden vaatimusta.  

Sähkömarkkinalain 52 §:n mukaan jakeluverkonhaltijan tehtävänä on laatia joka toinen vuosi jakeluverkon kehittämissuunnitelma, joka ohjaisi jakeluverkonhaltijan verkon kehittämistoimintaa ja siihen liittyvien lakisääteisten velvoitteiden täyttämistä. Jakeluverkkojen kehittämistä ja toimitusvarmuuden tason parantamista valvotaan jakeluverkon kehittämissuunnitelman avulla. Jakeluverkon kehittämissuunnitelmaa koskevaa säännöstä esitetään täydennettäväksi siten, että suunnitelman avulla voitaisiin jatkossa valvoa, että verkonhaltija suunnittelisi, rakentaisi ja ylläpitäisi sähköverkkoaan siten, että sähköverkkopalvelujen tarjonta verkon käyttäjille olisi kustannustehokasta. Esityksessä ehdotettaisiin lisäksi, että jakeluverkon kehittämissuunnitelman tulisi jatkossa sisältää myös suunnitelman kulutusjouston, sähkövarastojen, verkonhaltijan energiatehokkuustoimenpiteiden ja muiden resurssien mahdollisesta käyttämisestä vaihtoehtona jakeluverkon siirtokapasiteetin laajentamiselle. Ehdotuksen mukaan jakeluverkonhaltijoita velvoitettaisiin kuulemaan asiakkaita kehittämissuunnitelman laadinnan yhteydessä ja julkaisemaan kehittämissuunnitelmansa. Ehdotuksella pyritään siihen, että jakeluverkonhaltijat huomioisivat nykyistä kattavammin kaikki käytössä olevat mahdolliset toimenpiteet toimitusvarmuuden tason nostamiseksi ja perustelisivat valitut ratkaisut asiakkailleen. Maakaapeloinnin ohella tulisi huomioida myös muut verkon kehittämisen ja toimitusvarmuuden parantamisen vaihtoehdot.  

Energiavirasto valvoisi jatkossa myös sähköverkkojen kehittämistoiminnan kustannustehokkuuden toteutumista. Virastolle esitetään sähkömarkkinalain 52 §:ssä uutta toimivaltaa määrätä jakeluverkonhaltijaa muuttamaan jakeluverkon kehittämissuunnitelmaansa, mikäli kehittämissuunnitelmaan sisältyvät toimenpiteet eivät ole kokonaisuutena arvioiden kustannustehokkaita vaatimukset täyttäviin vaihtoehtoisiin toimenpiteisiin verrattuna. Lisäksi virasto valvoisi verkkopalvelujen tarjonnan kustannustehokkuutta nykyisten toimivaltuuksien puitteissa kuten esimerkiksi verkkohinnoittelun valvonnan kautta. 

3.3.3  Sähkönjakelun toimitusvarmuusvaatimusten täytäntöönpanoajan jatkaminen

Sähkönjakelun toimitusvarmuusvaatimusten täytäntöönpanoaikaa esitetään jatkettavaksi kahdeksalla vuodella vuoden 2036 loppuun saakka sellaisille pääasiassa haja-asutusalueella toimiville jakeluverkonhaltijoille, jotka joutuvat tekemään isoja verkkorakenteen muutoksia verkoissaan toimitusvarmuusvaatimukset täyttääkseen. Muutos laskisi näiden verkonhaltijoiden investointikustannuksia, koska verkonhaltijat voisivat välttää ennenaikaisia verkon osien uusimisia. Investointitarve pienenisi myös maaseudun sähkönkulutuksen luonnollisen vähenemisen johdosta. Lisäksi ehdotus loiventaisi kustannustason nousua jaksottamalla investointeja pitemmälle ajanjaksolle. 

Sähkömarkkinalain 119 §:n siirtymäsäännöksessä säädetään siirtymäajasta, jonka kuluessa jakeluverkonhaltijan olisi täytettävä jakeluverkon toimintavarmuudelle säädetyt vaatimukset, sekä näiden vaatimusten täytäntöönpanosta. Pykälän 2 ja 3 momenteissa säädetty poikkeusmenettely, jonka mukaan jakeluverkonhaltijat ovat tietyin perustein voineet saada lisäaikaa toimintavarmuustavoitteiden täytäntöönpanoon, korvattaisiin uudella 2 momentin säännöksellä. Esitetyn 2 momentin mukaan jakeluverkon toimitusvarmuusvarmuustavoitteiden täytäntöönpanoaikaa jatkettaisiin niiden jakeluverkonhaltijoiden osalta, joiden keskijänniteverkon maakaapelointiaste on ollut vuoden 2018 lopussa enintään 60 prosenttia. Poikkeuslupamenettelystä luovuttaisiin. Pykälän 1 momentin säännös jäisi edelleen voimaan, mutta sitä sovellettaisiin jatkossa niihin jakeluverkonhaltijoihin, joiden vastuualueen keskijänniteverkon maakaapelointiaste on ylittänyt vuoden 2018 lopussa 60 prosenttia.  

Sähkömarkkinalain 100 §:ssä on säännökset sähkönjakelun ja -toimituksen keskeytymisen johdosta maksettavista vakiokorvauksista. Vakiokorvauksilla pyritään toisaalta kannustamaan verkkoyhtiöitä huolehtimaan asiakkaiden toimitusvarmuudesta ja toisaalta korvaamaan asiakkaille niiden sähkökatkojen aikana kokemia haittoja. Vakiokorvauksiin oikeuttavia aikarajoja esitetään laskettavaksi kompensaationa sille, että toimintavarmuusvaatimusten täytäntöönpanoaikaa esitetään lykättäväksi enimmillään kahdeksalla vuodella. Esityksen mukaan jatkossa loppukäyttäjä saisi vakiokorvauksena 50 prosentin alennuksen vuotuiseen siirtopalvelumaksuun 48—72 tuntia kestäneestä keskeytyksestä nykyisen 72—120 tunnin keskeytyksen asemesta. Keskeytyksistä maksettavien vakiokorvausten parantaminen kompensoisi sitä, että toimintavarmuusvaatimusten täyttäminen viivästyisi osalla verkon käyttäjiä.  

3.3.4  Sähkönsiirron ja -jakelun maksujen korotuskaton laskeminen ja kohtuullisen tuoton alijäämän tasoitusjakson pidentäminen

Sähkömarkkinalain 26 a §:n sähkönsiirron ja -jakelun maksujen korotuksen enimmäismäärää esitetään laskettavaksi. Muutos pyritään rajaamaan siten, ettei säännös leikkaisi lain 24 §:ssä säädettyä verkkopalvelujen hinnoittelun kohtuullista tuottoa eikä estäisi verkonhaltijoita täyttämästä lakisääteisiä tehtäviään kuten sähköverkkonsa kehittämistä. Sähkönsiirron ja -jakelun maksujen tai niiden laskentaperusteiden vahvistaminen kuuluu sähkömarkkinadirektiivin mukaan kansallisen sääntelyviranomaisen toimivaltaan. Sähkömarkkinadirektiivin mukaan tariffien ja niiden laskentamenetelmien on mahdollistettava verkkojen toimivuuden varmistamiseksi tarvittavien investointien tekeminen verkkoihin. Korotuksen enimmäismäärän sääntelyssä on huomioitava myös perustuslain 15 §:n omaisuuden suojaa koskeva sääntely ja sitä koskeva perustuslakivaliokunnan lausuntokäytäntö. Nämä reunaehdot on pyritty huomioimaan ehdotuksessa. 

Sähkömarkkinalain 26 a §:ään sisältyvää maksujen korotuksen enimmäismäärää esitetään laskettavaksi 15 prosentista 8 prosenttiin. Säännöstä sovellettaisiin siirto- ja jakeluverkonhaltijoihin. Uusi matalampi korotuskatto on tarkoitettu tulemaan voimaan nopeasti muutoslain vahvistamisen jälkeen.  

Sähkö- ja maakaasumarkkinoiden valvonnasta annetun lain 14 §:n 3 momentin mukaan Energiavirasto voisi painavasta syystä pidentää siirto- ja jakelumaksujen valvontajakson kuluessa sähkö- tai maakaasuverkonhaltijalle muodostuneen ylijäämän tai alijäämän tasoitusjaksoa enintään neljällä vuodella. Alijäämän tasoitusjakson sääntelyyn esitetään täsmennyksiä ja määräaikaista alijäämän tasoitusjakson pidennysmahdollisuutta. Sähkömarkkinalain 26 a §:n muutokseen liittyvän siirtymäsäännöksen mukaan Energiaviraston olisi myönnettävä sähköverkonhaltijalle alijäämän tasoitusjakson pidennys alijäämän koko määrälle, jos verkonhaltija olisi hakenut pidennystä alijäämälle, joka on syntynyt 31 päivänä joulukuuta 2019 päättyneellä siirto- ja jakelumaksujen valvontajaksolla. Mainitulla valvontajaksolla syntyneelle alijäämälle myönnettäisiin siten sähköverkonhaltijalle poikkeuksellisesti enintään kahdeksan vuoden pituinen tasoitusjakson pidennys. Lisäksi Energiavirasto voisi verkonhaltijan hakemuksesta jatkaa siirtymäsäännöksen nojalla myönnettyä alijäämän tasoitusjakson pidennystä enintään neljällä lisävuodella, jos alijäämä olisi syntynyt 31 päivänä joulukuuta 2019 päättyneellä valvontajaksolla. Pidennyksen edellytyksenä olisi, että verkonhaltija ei myönnetystä neljän vuoden pidennyksestä huolimatta ole voinut kattaa alijäämää kokonaisuudessaan sähkömarkkinalain 26 a §:ssä säädetyn siirto- ja jakelumaksujen korotusten rajoittamisen vuoksi. Siirtymäsäännöksen seurauksena sähkömarkkinalain 26 a §:ään ehdotettu säännös ei siten vaikuttaisi takautuvasti vuoden 2019 lopussa päättyneellä valvontajaksolla syntyneiden alijäämien tasoitukseen. Näin muotoiltuna lakiehdotus arvioidaan voitavan tältä osin käsitellä tavallisessa lainsäätämisjärjestyksessä. Alijäämän tasoitusjakson pidennys loiventaisi sähkönsiirron ja –jakelun hintojen korotuspaineita, kun sähköverkonhaltijoilla, joille on kertynyt vuonna 2019 päättyneen valvontajakson kuluessa merkittäviä alijäämiä, olisi mahdollisuus ajoittaa hinnankorotuksia pitemmälle ajanjaksolle. 

3.3.5  Erilliset linjat

Sähkömarkkinalain 13 §:ään ehdotetaan säännöstä, jolla mahdollistettaisiin pienimuotoisen sähköntuotannon eli voimalaitoksen tai usean voimalaitoksen muodostaman kokonaisuuden, jonka teho on enintään kaksi megavolttiampeeria, liittäminen erillisellä linjalla kiinteistörajan yli sähkönkäyttöpaikkaan tai kiinteistön tai sitä vastaavan kiinteistöryhmän verkkoon suoraa sähköntoimitusta varten. Jakeluverkonhaltijan antamasta suostumuksesta erillisen linjan rakentamiseen luovuttaisiin. 

4.1.1  Vaikutukset sähköalan yrityksiin

Yleistä 

Suomessa on vuoden 2019 lopussa ollut 77 jakeluverkonhaltijaa. Jakeluverkonhaltijoiden liikevaihto on ollut noin 2,1 miljardia euroa vuonna 2019.  

Kokonaisuudessaan ehdotus tulee mahdollistamaan verkkoinvestointien määrän alentamisen ja tätä kautta verkostoon sitoutuneen pääoman pienenemisen vuoden 2036 loppuun saakka kestävän sähkönjakelun toimitusvarmuusvaatimusten täytäntöönpanoajan aikana. Myös verkostoinvestoinneille vaihtoehtoisten toimintamallien tavoitteena on kustannustason ja sitoutuneen pääoman laskeminen. Jakeluverkonhaltijoiden hallinnollisen työn määrä kasvaisi maltillisesti kehittämissuunnitelmien muutosten aiheuttaman lisätyön myötä. Vakiokorvausten aikarajojen laskeminen kasvattaisi jonkin verran jakeluverkonhaltijoiden asiakkailleen sähkökatkoista maksamien vakiokorvausten määrää. 

Työ- ja elinkeinoministeriön arvion mukaan Energiaviraston ilmoittamilla jakelutariffien laskentamenetelmien muutoksilla olisi merkittävä vaikutus jakeluverkonhaltijoiden tuloihin ja niiden omistajilleen tulouttamiin tuottoihin. 

Sähkönjakelun toimitusvarmuusvaatimukset 

Professori Jarmo Partanen on selvittänyt työ- ja elinkeinoministeriön toimeksiannosta sähkönjakelun toimitusvarmuusvaatimusten täytäntöönpanoajan pidentämisen vaikutuksia jakeluhintoihin (Partanen: Toimitusvarmuusvaatimusten täytäntöönpanoajan pidennyksen vaikutusanalyysi, 12/2019). Selvityksessä investointimuutosten vaikutuksia havainnollistettiin esimerkkilaskelmien kautta verkkoyhtiöiden keskeisiin taloudellisiin tunnuslukuihin. Lähtötietoina laskelmissa käytettiin laajan esimerkkialueen verkon kehittämissuunnitelmia, joissa on määritetty elinkaarikustannuksiltaan edullisimmat investointiohjelmat vaihtoehtoisille toimeenpanoaikatauluille. Selvityksessä korostettiin, että esimerkkeihin liittyviä numeerisia arvoja ei voi sellaisenaan skaalata valtakunnallisesti, koska vaikutukset ovat verkkoyhtiökohtaisia ja poikkeavat merkittävästi verkkoyhtiöittäin.  

Toimitusvarmuusvaatimusten täytäntöönpanoajan jatkamista koskevaa säännöstä sovellettaisiin yhteensä 58 jakeluverkonhaltijaan. Energiavirasto on myöntänyt voimassa olevan lain poikkeuslupamenettelyyn perustuvan jatkoajan kymmenelle jakeluverkonhaltijalle. Ehdotettu muutos ei toisi muutosta täytäntöönpanoaikaan niille säännöksen soveltamisalaan kuuluvalle kahdeksalle jakeluverkonhaltijalle, joille ennestään on myönnetty maksimipituinen poikkeus täytäntöönpanoaikaan. Muutoksen vaikutuspiirissä olisi siten yhteensä 50 jakeluverkonhaltijaa, joilla on yhteensä noin 1,8 miljoonaa asiakasta. 

Selvityksen perusteella toimitusvarmuusvaatimusten toimeenpanoaikataulun jatkamisen seurauksena verkkoinvestointien vuotuinen tarve, joka nykyisin on noin 800 miljoonaa euroa vuodessa, laskee 2020-luvulla ja vastaavasti nousee 2030-luvulla verrattuna nykyaikatauluun. Kokonaisinvestointien määrä jää pidemmällä aikataululla hieman alemmaksi lyhyempään aikatauluun verrattuna. 

Selvityksen perusteella investointitasojen aleneminen vaikuttaa jonkin verran verkkojen jälleenhankinta-arvoihin ja lähes täysmääräisesti verkkojen nykykäyttöarvon kehittymiseen sekä tariffien laskentamenetelmien mukaan määritettävän kohtuullisen tuoton määrään. Pidemmässä toteutusaikataulussa nykykäyttöarvon kasvu on hitaampaa vuoteen 2028 saakka. Esimerkkilaskelmissa, jotka liittyvät jo vuoteen 2036 ulottuvan jatkoajan saaneeseen verkkoyhtiöön, nykykäyttöarvon ja kohtuullisen tuoton ero on 20—25 prosenttia vuonna 2028. Vuoden 2028 jälkeen kehityssuunta vaihtuu ja vuonna 2036 nykykäyttöarvojen ja kohtuullisen tuoton erot ovat kaventuneet huomattavasti, mutta jäävät kuitenkin alemmalle tasolle kuin lyhyemmällä toteutusaikataululla. Esimerkkilaskelmassa ero nykykäyttöarvoissa vuonna 2036 on 5—7 prosenttia.  

Kuva 8. Kohtuullisen tuoton kehittyminen vaihtoehtoisissa sähkönjakelun toimitusvarmuusvaatimusten toimeenpanoaikatauluissa (täytäntöönpanoaika päättyy 2028 ja 2036) eräässä esimerkkitapauksessa. Lähde: Partanen 2019 

Pidennetty investointijakso vähentää selvityksen perusteella merkittävästi ennenaikaisten, ennen verkkokomponenttien teknistaloudellisen pitoajan täyttymistä toteutettavien, investointien määrää. Tämän seurauksena merkittävä osa Energiaviraston vahvistamien tariffien laskentamenetelmien niin sanotun toimitusvarmuuskannustimen kautta tulevasta nykykäyttöarvon korvauksesta, joka nykyhetkellä on noin 30 miljoonaa euroa vuodessa, poistuisi. Vastaavasti toimitusvarmuuskannustimeen sisältyvä niin sanottu johtokatujen vierimetsien hoitoon liittyvä kustannus (9 miljoonaa euroa vuodessa) kasvaisi hieman.  

Pidempi toteutusaikataulu tarjoaa paremmat mahdollisuudet kehittyvien, mutta vielä kokeiluvaiheessa olevien, älyverkkotekniikoiden hyödyntämisille 2020-luvun loppupuolella ja 2030-luvulla yhteistyössä verkkoyhtiöiden ja palveluntuottajien kesken. Sähkönkäyttäjien ja palveluntuottajien energiavarastojen, paikallisen sähköntuotannon ja kulutusjoustojen hyödyntäminen voi tarjota kustannustehokkaita ratkaisuja etenkin alueilla, joissa verkkopituus asiakasta kohden on suuri.  

Siirtymäajan jatkaminen alentaa selvityksen perusteella myös verkkoinvestointitarvetta mahdollisesti tarpeettomiin johtoihin alueilla, joissa väestökadon odotetaan edelleen jatkuvan. 

Alla olevassa taulukossa on esitetty selvityksen laadullinen arvio pidemmän toteutusaikataulun vaikutuksista valvontamallin eri parametreihin.  

Taulukko 2. Toimitusvarmuusvaatimusten toimeenpanoajan jatkamisen vuoteen 2036 vaikutuksia verrattuna tilanteeseen, jossa toimeenpanon takaraja on vuodessa 2028 (Lähde: Partanen 2019) 

Sähkönsiirron ja -jakelun maksujen korottaminen 

Sähkön siirto- ja jakelumaksujen korottamista koskeva rajoitus ei lähtökohtaisesti vaikuttaisi sähkönsiirron ja -jakelun hintatasoon valvontajakson mittaisella tarkasteluvälillä ja sääntelyjärjestelmän mukaisilla tasoitusjaksoilla tarkasteltuna. Ehdotettu korotuskaton laskeminen 15 prosentista 8 prosenttiin rajoittaisi kuitenkin nykyistä enemmän verkonhaltijoiden mahdollisuuksia tehdä suuria kertakorotuksia hinnoitteluunsa sekä tehdä suuria kertamuutoksia eri asiakasryhmien väliseen hinnoitteluun. Muutos vaikuttaisi tässä tapauksessa erityisesti siirtoverkonhaltijaan ja suurjännitteisten jakeluverkkojen haltijoihin, joiden suorina asiakkaina ei ole kuluttajansuojalain suojan piirissä olevia asiakkaita. Verkonhaltijat myös joutuisivat suunnittelemaan talouttaan nykyistä pitkäjänteisemmin toimintansa muutostilanteissa.  

Kantaverkkoyhtiö Fingrid Oyj on esittänyt arvionaan, että matala korotuskaton raja estäisi sitä investoimasta riittävästi kantaverkon ja ulkomaan yhteyksien siirtokapasiteetin vahvistuksiin, joita tarvitaan lisääntyvän tuulivoiman ja energiamurroksen aiheuttaman kasvavan sähkönkäytön vuoksi. Fingridin mukaan rahoituskoron nousu yhdellä prosenttiyksiköllä toisi noin kymmenen prosentin nostopaineen yhtiön verottomiin siirtomaksuihin. Edelleen yhtiön mukaan uudet tasasähköyhteydet Ruotsiin tai merituulivoiman verkkoon liittämisestä aiheutuvat investoinnit voivat olla yksittäisinä investointeina suuruusluokaltaan 500 miljoonaa euroa. Myös tällainen investointi toisi noin kymmenen prosentin nostopaineen yhtiön verottomiin siirtomaksuihin. Näiden mahdollisten investointien lisäksi Fingrid investoi 2020-luvulla kantaverkkoon vuosittain noin 200 miljoonaa euroa. 

Siirto- ja jakelumaksujen korotuskaton laskemista koskevaan säännökseen liittyisi sähkömarkkinalain 26 a §:n muutokseen liittyvä siirtymäsäännös, joka ehkäisisi verkonhaltijan kohtuullisen tuoton takautuvan leikkautumisen ja loiventaisi siirto- ja jakeluhintojen nousua vuosina 2020-2027. 

Verkon kehittämisvelvollisuuden valvonta 

Jakeluverkonhaltijat joutuvat jo nykyisen lainsäädännön puitteissa tekemään jakeluverkon kehittämissuunnitelman, jossa kuvataan toimenpiteet toimitusvarmuusvaatimusten saavuttamiseksi. Lisäämällä kehittämisvelvollisuuteen ja kehittämissuunnitelmiin vaatimus kustannustehokkuudesta ja tekemällä suunnitelmista julkisia, tulisi jakeluverkonhaltijoille velvoite perustella valitsemansa verkkoratkaisut nykyistä paremmin asiakkailleen ja etsiä vaihtoehtoisia keinoja investoinneilleen. Kustannustehokkuuden korostaminen kehittämissuunnitelmissa tulee lisäämään jakeluverkonhaltijoiden hallinnollista työmäärää suunnitelman laadinnassa ja asiakkaiden kuulemisessa suunnitelman laadinnan aikana. Toisaalta suunnitelma voi tuoda verkkoyhtiölle mahdollisuuksia suunnata investointejaan asiakkaiden tarpeita paremmin vastaavaksi. Eri investointivaihtoehtojen ja investointien kustannustehokkuuden systemaattinen tarkastelu voi myös vähentää investointitarpeita verkkoihin etenkin, kun vaihtoehtoiset toimintamallit kehittyvät.  

Ennen Energiaviraston antamaa normia kehittämissuunnitelman tarkemmasta sisällöstä hallinnollisen työmäärän lisääntymisestä on vaikea antaa täsmällistä arviota. Energiateollisuus ry:n esittämän arvion perusteella uusiin suunnitelmiin liittyvä selvitystyö vaatii kultakin jakeluverkonhaltijoilta 2—4 henkilötyökuukautta ja sen jälkeen ensimmäinen uudella tavalla laadittava kehityssuunnitelma 1—4 lisähenkilötyökuukautta voimassa olevan lain mukaisen suunnitelman laadintaan verrattuna. Seuraavien suunnitelmien arvioidaan vaativat kultakin jakeluverkonhaltijalta noin 1—2 lisähenkilötyökuukautta. Koko Suomen osalta selvitystyö edellyttäisi siten arviolta 13—26 henkilötyövuotta, ensimmäisen kehityssuunnitelman laatiminen 7—26 lisähenkilötyövuotta ja myöhempien kehityssuunnitelmien laatiminen 6—13 lisähenkilötyövuotta. Ensimmäinen suunnitelma toisi jakeluverkonhaltijoille lisäkustannuksia yhteensä noin 1,6—4 miljoonaa euroa ja seuraavat suunnitelmat 0,5—1 miljoonaa euroa lisäkustannuksia.  

Ehdotusten vaikutukset siirto- ja jakelutariffien laskentamenetelmiin 

Valvontalain 13 §:n 1 momentin mukaan Energiavirasto voi omasta aloitteestaan muuttaa siirto- ja jakelumaksujen laskentamenetelmiä koskevaa päätöstään muun muassa, jos muutos perustuu lainsäädännön muuttumiseen. Hallituksen esitykseen sisältyy säädösehdotuksia, jotka muuttaisivat merkittävästi erityisesti jakeluverkonhaltijoiden sääntely-ympäristöä. Tällaisia ominaispiirteitä sisältyisi erityisesti jakeluverkon toimintavarmuutta koskevien vaatimusten täytäntöönpanoajan jatkamista (sähkömarkkinalakiehdotuksen 119 §), verkon kehittämisvelvollisuutta ja jakeluverkon kehittämissuunnitelmia (sähkömarkkinalakiehdotuksen 19 ja 52 §) koskeviin muutosehdotuksiin. Energiavirasto on esityksen jatkovalmistelun yhteydessä todennut työ- ja elinkeinoministeriölle, että viraston on jakeluverkonhaltijoiden sääntelyyn ehdotettujen muutosten johdosta muutettava voimassa olevia jakeluverkonhaltijoiden tariffien laskentamenetelmiä koskevia vahvistuspäätöksiään jo kuluvan valvontajakson osalta. Viraston ilmoituksen mukaan muutokset voitaisiin saattaa voimaan vuoden 2022 alusta, mikäli hallituksen esityksen käsittely etenee ripeästi. 

Työ- ja elinkeinoministeriö on arvioinut Energiaviraston ministeriölle 3.11.2020 toimittaman selvityksen sekä professori Jarmo Partasen ministeriölle tekemän kahden selvityksen (Partanen 2018 ja 2019) perusteella Energiaviraston jakelutariffien laskentamenetelmiin suunnittelemien muutosten vaikutusten suuruusluokkaa vuonna 2022. Vaikutusarvio perustuu ensinnäkin Partasen selvityksen perusteella tehtyyn oletukseen, että jakeluverkkokomponenttien yksikköhinnat laskisivat keskimäärin 15 prosenttia vuoteen 2020 verrattuna. Toiseksi on oletettu, että Energiavirasto palaisi käyttämään ennen vuotta 2016 käytössä ollutta ajantasaista tuottotason määrittelytapaa. Tuottotaso olisi nykymenetelmiä sovellettaessa 5,73 prosenttia vuonna 2020 ja 5,0 prosenttia vuonna 2022. Jos Energiavirasto palaisi käyttämään ennen vuotta 2016 käytössä ollutta ajantasaista korkokantaa, laskisi tuottotaso noin 4 prosenttiin vuonna 2022. Jakeluverkkojen nykykäyttöarvo (11,6 miljardia euroa) ja jälleenhankinta-arvo (21 miljardia euroa) on oletettu vuoden 2019 arvojen mukaisesti ja poistoaika keskimäärin 40 vuodeksi. 

Työ- ja elinkeinoministeriön edellä kuvattujen laskentaoletusten perusteella tehtävän yksikköhintojen ja tuottotason päivityksen jälkeen jakeluverkonhaltijoiden sallittu tuotto laskisi 32 prosenttia nykyisiin laskentamenetelmiin verrattuna vuonna 2022. Ministeriön laskeman arvion perusteella vuonna 2022 jakeluverkonhaltijat voisivat kerätä asiakkailtaan 350 miljoonaa euroa vähemmän jakelumaksuja vuoteen 2020 verrattuna ja 270 miljoonaa euroa vähemmän jakelumaksuja nykyisiin laskentamenetelmiin verrattuna. 

Edellä kuvatun lisäksi toimitusvarmuuskannustimen mahdollinen rajaaminen leikkaisi tuottoja noin kolmasosalla jakeluverkonhaltijoista. Partanen on arvioinut, että pidennetty investointijakso vähentäisi merkittävästi ennen verkkokomponenttien teknistaloudellisen pitoajan täyttymistä toteutettavien investointien määrää. Tämän seurauksena merkittävä osa Energiaviraston valvontamallin toimitusvarmuuskannustimen kautta tulevasta nykykäyttöarvon korvauksesta (nykyhetkellä noin 30 miljoonaa euroa/a) voisi poistua (Partanen 2019).  

Edellä kuvatut vaikutukset perustuvat työ- ja elinkeinoministeriön tekemään arvioon. Energiavirasto tekisi lainmuutosten edellyttämät muutokset laskentamenetelmiin toimivaltansa puitteissa itsenäisesti oman selvitystyönsä perusteella. Tämän vuoksi hallituksen esityksen vaikutukset jakeluverkonhaltijoihin voidaan arvioida lopullisesti vasta Energiaviraston vahvistuspäätösten muutosten jälkeen. 

Erilliset linjat 

Erillisten linjojen avulla pyritään edistämään pienimuotoisen uusiutuvan sähköntuotannon hyödyntämistä. Lappeenrannan teknillisen yliopiston selvityksen mukaan kiinteistön rajat ylittävällä energiayhteisöllä voitaisiin parantaa pientuotannon omakäyttöä tietyssä tilanteessa noin 30 prosenttia verrattuna kiinteistökohtaisiin paneeleihin. Koska sähköntuotantoa kytketään samalle käyttöpaikalle kulutuksen kanssa, vähentää se sähköverkosta otetun sähkön määrää ja näin jakeluverkonhaltijan energiapohjaista tulovirtaa asiakkaalta. Tällöin osa kyseisen asiakkaan tai energiayhteisön aiheuttamista kustannuksista jää muiden verkonkäyttäjien maksettavaksi. Sama ilmiö tapahtuu myös muun pientuotannon kanssa, joka ei hyödynnä erillisen linjan konseptia. Oletettavasti erillisten linjojen sääntelyn omaksumisen vaikutukset jäävät kuitenkin vähäisiksi. Jatkossakin todennäköisin pientuotannon sijoituskohde on kulutuskohteen kanssa samalla kiinteistöllä. 

Erillisen linjan tarkoituksena on yhdistää tuotantoyksikkö tai -yksiköitä suoraan kulutuskohteeseen ilman, että käyttöpaikkoja yhdistetään. Ei voida kuitenkaan poissulkea, etteikö käyttöpaikkoja kytkettäisi yhteen joko tarkoituksella tai epähuomiossa. Tämä edellyttää käyttöpaikalla toimivilta sähköalan ammattilaisilta ja käyttöpaikan haltijalta erityistä huolellisuutta tarkistaa käyttöpaikan jännitteettömyys sähkötöitä tehdessä. 

4.1.2  Vaikutukset yrityksiin ja kotitalouksiin sähkön käyttäjinä

Yleistä 

Toimitusvarmuusvaatimusten aikarajojen siirtäminen tulisi vaikuttamaan asiakkaiden siirtolaskun korotuspaineeseen noin 50 prosentilla asiakkaista. Vaikutus ulottuisi siten noin 1,8 miljoonaan asiakkaaseen. Toisaalta samalla noin 25 prosentilla asiakkaista eli 900 000 asiakkaalla toimitusvarman sähkön saanti viivästyisi enintään kahdeksalla vuodella. Vakiokorvausrajojen muutoksilla voitaisiin näille asiakkaille koituvaa haittaa pienentää. 

Lainmuutosten seurauksena Energiaviraston jakeluverkonhaltijoiden tariffien laskentamenetelmiin tekemien muutosten vaikutukset puolestaan ulottuisivat jakeluverkonhaltijoiden kaikkiin noin 3,6 miljoonaan asiakkaaseen. Toimitusvarmuuskannustimen poiston vaikutus kohdistuisi niiden yhtiöiden asiakkaille, jotka ovat hyödyntäneet kannustinta. 

Sähkönjakelun toimitusvarmuusvaatimukset 

Toimitusvarmuusvaatimusten täytäntöönpanoajan jatkamista koskevaa säännöstä sovellettaisiin yhteensä 58 jakeluverkonhaltijaan. Niiden jakeluverkot palvelevat yhteensä noin 2,2 miljoonaa sähköasiakasta eli noin 62 prosenttia Suomen kaikista sähköasiakkaista. Energiavirasto on antanut nykyisen lainsäädännön pohjalta kahdeksalle jakeluverkonhaltijalle päätöksen täytäntöönpanoajan jatkamisesta vuoteen 2036. Näiden jakeluverkonhaltijoiden asiakkaana on noin 400 000 sähköasiakasta.  

Professori Partasen vuoden 2019 selvityksen perusteella toimitusvarmuusvaatimusten toimeenpanon aikataulun muuttaminen kaikkia jakeluverkonhaltijoita koskien vuoden 2036 loppuun olisi jakeluhinnan ja toimitusvarmuuden suhteen neutraali noin 50 prosentille sähköasiakkaista, sillä osa jakeluverkonhaltijoista on jo saanut jatkon täytäntöönpanoajalle. Yksistään toimitusvarman sähkön saannin aikataulun suhteen muutos olisi neutraali 75 prosentille sähköasiakkaista, sillä puolet jakeluverkonhaltijoiden asiakkaista tulee jo vuoden 2019 lopussa olla toimitusvarmuusvaatimusten piirissä.  

Siirtohintojen aleneva korotustarve kohdistuu kaikkiin asiakasryhmiin niissä verkkoyhtiöissä, joissa aikataulun pidennyksellä on saavutettavissa hyötyjä. Edellä esitetyn mukaisesti tämä koskisi noin 50 prosenttia sähköasiakkaista. Selvityksen tiettyä aluetta koskevissa esimerkkilaskelmissa hinnat olisivat vuonna 2028 10—15 prosenttia alemmat ja vuonna 2036 noin 5 prosenttia alemmat kuin nykyisessä aikataulussa. Esimerkkilaskelma koskee aluetta, joka on jo saanut siirtymäajan toimitusvarmuustasojen saavuttamiseen vuoteen 2036. Vaikutukset voivat olla vähäisempiä muiden jakeluverkonhaltijoiden asiakkaiden osalta.  

Vuoteen 2036 siirtyvä toimitusvarman sähkön saannin viivästyminen kohdistuu ennen kaikkea haja-asutusalueen sähkönkäyttäjiin, jotka ovat pääosin yksityistalouksia, maatiloja ja vapaa-ajan käyttökohteita.  

Vakiokorvaukset 

Sähkönjakelun keskeytyksistä maksettavien vakiokorvaussäännösten vaikutuksia on vaikea ennakoida, sillä ne riippuvat pitkälti myrskyjen ja tykkylumiolosuhteiden yleisyydestä ja verkon rakenteesta. Maksettujen vakiokorvausten määrä on merkittävästi laskenut vuoden 2013 sähkömarkkinalain voimaantulon jälkeen toimitusvarmuutta parantaneiden investointien myötä (katso kuva 4). Professori Partasen vuoden 2019 raportin mukaan vakiokorvausten määräytymisperusteiden muutos, jossa 50 prosentin alennuksen olisi saanut 36 tunnin keskeytyksen perusteella, olisi nostanut jakeluverkonhaltijoiden maksamia keskeytyskustannuksia vuosina 2016—2018 noin 17 prosenttia (noin 0,8 miljoonaa euroa per vuosi). Yksittäisten yhtiöiden kohdalla vuosittaiset muutokset suurimmillaan olisivat olleet noin miljoona euroa vuodessa (63 prosentin kasvu). Suurempia vakiokorvauksia saavien asiakkaiden kokonaismäärä olisi ollut 2000—8000 asiakasta vuosina 2016—2018. Toimitusvarmuusvaatimukset täyttävien käyttöpaikkojen määrä tulee lisääntymään merkittävästi vuoteen 2024 mennessä, jolloin uusien vakiokorvausrajojen on tarkoitus tulla voimaan. Lisäksi 50 prosentin korvauksen aikaraja on ehdotuksessa nostettu 48 tuntiin. Näiden syiden johdosta korvaustapahtumien määrä tulee vastaavasti vähenemään selvästi Partasen raportissa esitettyyn vertailujaksoon 2016—2018 nähden. 

Toimitusvarmuusvaatimuksilla sähkökatkojen kesto pyritään rajaamaan enimmillään 36 tuntiin. Vakiokorvaukset kohdistuisivat siis ennen kaikkea haja-asutusalueen sähkönkäyttäjiin, jotka eivät vielä olisi paremman toimitusvarmuusvarmuustason piirissä. Nämä asiakkaat ovat pääosin yksityistalouksia, maatiloja ja vapaa-ajan käyttökohteita. 

Sähkönsiirron ja -jakelun maksujen korotuskaton laskeminen 

Nykyisen 15 prosentin korotuskaton myötä korkeimmat siirtohintojen korotukset ovat olleet 13,9 prosenttia. Rajan laskeminen 8 prosenttiin olisi näin ollen leikannut näitä korkeimpia korotuksia 5,9 prosenttiyksikköä. Korotusmahdollisuus laskisi enimmillään 7 prosenttiyksikköä. Korotuskaton muutoksilla ei olisi vaikutuksia siirtohintaan valvontajakson mittaisella tarkasteluvälillä ja sääntelyjärjestelmän mukaisilla tasoitusjaksoilla tarkasteltuna.  

Siirto- ja jakelumaksujen korotuskaton laskemista koskevaan säännökseen liittyisi sähkömarkkinalain 26 a §:n muutokseen liittyvä siirtymäsäännös, joka loiventaisi siirto- ja jakeluhintojen nousua vuosina 2020-2027. 

Ehdotusten vaikutukset siirto- ja jakelutariffien laskentamenetelmiin 

Valvontalain 13 §:n 1 momentin mukaan Energiavirasto voi omasta aloitteestaan muuttaa siirto- ja jakelumaksujen laskentamenetelmiä koskevaa päätöstään muun muassa, jos muutos perustuu lainsäädännön muuttumiseen. Hallituksen esitykseen sisältyy säädösehdotuksia, jotka muuttaisivat merkittävästi erityisesti jakeluverkonhaltijoiden sääntely-ympäristöä. Tällaisia ominaispiirteitä sisältyisi erityisesti jakeluverkon toimintavarmuutta koskevien vaatimusten täytäntöönpanoajan jatkamista (sähkömarkkinalakiehdotuksen 119 §), verkon kehittämisvelvollisuutta ja jakeluverkon kehittämissuunnitelmia (sähkömarkkinalakiehdotuksen 19 ja 52 §) koskeviin muutosehdotuksiin. Energiavirasto on esityksen jatkovalmistelun yhteydessä todennut työ- ja elinkeinoministeriölle, että viraston on jakeluverkonhaltijoiden sääntelyyn ehdotettujen muutosten johdosta muutettava voimassa olevia jakeluverkonhaltijoiden tariffien laskentamenetelmiä koskevia vahvistuspäätöksiään jo kuluvan valvontajakson osalta.  

Työ- ja elinkeinoministeriön edellä kuvattujen laskentaoletusten perusteella tehtävän yksikköhintojen ja tuottotason päivityksen jälkeen jakeluverkonhaltijoiden sallittu tuotto laskisi 32 prosenttia nykyisiin laskentamenetelmiin verrattuna vuonna 2022. Ministeriön laskeman arvion perusteella vuonna 2022 jakeluverkonhaltijat voisivat kerätä asiakkailtaan 350 miljoonaa euroa vähemmän jakelumaksuja vuoteen 2020 verrattuna ja 270 miljoonaa euroa vähemmän jakelumaksuja nykyisiin laskentamenetelmiin verrattuna. 

Edellä kuvatun lisäksi toimitusvarmuuskannustimen mahdollinen rajaaminen leikkaisi tuottoja noin kolmasosalla jakeluverkonhaltijoista. Partanen on arvioinut, että pidennetty investointijakso vähentäisi merkittävästi ennen verkkokomponenttien teknistaloudellisen pitoajan täyttymistä toteutettavien investointien määrää. Tämän seurauksena merkittävä osa Energiaviraston valvontamallin toimitusvarmuuskannustimen kautta tulevasta nykykäyttöarvon korvauksesta (nykyhetkellä noin 30 miljoonaa euroa/a) voisi poistua.  

Edellä kuvatut vaikutukset perustuvat työ- ja elinkeinoministeriön tekemään arvioon. Energiavirasto tekisi lainmuutosten edellyttämät muutokset laskentamenetelmiin toimivaltansa puitteissa itsenäisesti oman selvitystyönsä perusteella. Tämän vuoksi hallituksen esityksen vaikutukset jakeluverkonhaltijoiden asiakkaiden jakelumaksuihin voidaan arvioida lopullisesti vasta Energiaviraston vahvistuspäätösten muutosten jälkeen. 

Jakeluverkonhaltijoiden tariffien laskentamenetelmiin tehtävien muutosten vaikutusten piirissä olisivat kaikki jakeluverkkoihin liittyneet noin 3,6 miljoonaa asiakasta. 

Erilliset linjat 

Erillisten linjojen sääntelyn omaksuminen ja siihen perustuva kiinteistön rajat ylittävien energiayhteisöjen mahdollistaminen laajentaisivat asiakkaiden mahdollisuuksia hyödyntää uusiutuvaa pienimuotoista sähköntuotantoa ja samalla vähentää hiilidioksidipäästöjään. Energiayhteisöillä voidaan tavoitella myös esimerkiksi parempaa toimitusvarmuuden tasoa. 

4.1.3  Vaikutukset kuntatalouteen

Suomen 77 jakeluverkkoyhtiöstä kunnilla on enemmistöomistus 46 yhtiössä. Vuonna 2019 nämä jakeluverkkoyhtiöt jakoivat omistajilleen voitonjakoluonteisina erinä (osingot ja konserniavustukset) noin 180 miljoonaa euroa. Voitonjakoluonteiset erät ovat olleet viimeisen 10 vuoden aikana keskimäärin 63 prosenttia niiden kohtuullisesta tuotosta. Työ- ja elinkeinoministeriö arvioi, että vuonna 2022 kunnallisessa omistuksessa olevien jakeluverkkoyhtiöiden voitonjakoluonteiset erät omistajille laskisivat noin 50 miljoonaa euroa vuoteen 2019 verrattuna, jos arvion perusteena käytetään viimeisen 10 vuoden keskiarvoa. Voitonjaon määrä riippuu kuitenkin omistajan tahdosta ja on tämän vuoksi vaikeasti ennustettavissa. Myös yhtiön omistusrakenne voi vaikuttaa voitonjakoon. Yhtiön varoja voidaan jakaa omistajille tuloverotuksessa vähennyskelpoisten korkokulujen muodossa, jos yhtiö on esimerkiksi nostanut konsernilainoja tai osakaslainoja.