Sähköntuotanto on melko merkityksetöntä ilman sähköverkkoa. Lukuun ottamatta erityistilanteita, joissa kaikki tuotettu sähkö voidaan käyttää sen tuotantopaikalla, sähkö täytyy siirtää käyttäjille. Se vaatii fyysisiä johtoja ja niihin liittyviä voimansiirtokomponentteja.
Lisäksi useiden tekijöiden täytyy olla kohdallaan, niiden joukossa esim. jännitteensäätö, taajuussäätö sekä pyörimisenergian, loisenergian ja tasesähkön saatavuus. Kaikki tämä on välttämätöntä sähköjärjestelmän käyttövarmuuden takaamiseksi ja tehokkaaksi hyödyntämiseksi.
Toisin sanoen sähköverkon rakentaminen ja ylläpitäminen on tarkkaa työtä. Herrfors Verkon toimitusjohtaja Kristian Finell kertoo ”kaiken vaikuttavan kaikkeen”.
Eräs perusseikka on, että sähkönsiirto tapahtuu eri jännitetasoilla: pienjännite, keskijännite ja suurjännite, tavallisen talonomistajan saavuttavasta 0,4 kilovoltin (kV) pienjännitelinjasta suurimpien kantaverkkolinjojen 400 kilovolttiin.
Sähköverkkoa voidaan tarkastella hierarkiana: kantaverkko-alueverkko-jakeluverkko. Fingrid omistaa kantaverkon ja on koko Suomen sähköjärjestelmän järjestelmäoperaattori. Paikallinen jakeluyhtiö, joita on Suomessa 77 kappaletta, toimittaa viimeisenä sähkön asiakkaalle. Keskitasolla on alueverkko, jolla on kymmenisen omistajaa, niiden joukossa Herrfors Verkko.
Vielä täytyy muistaa, että kaikella sähköverkkotoiminnalla on Energiaviraston valvoma monopoli. Viranomainen määrittelee verkkoyhtiöiden asiakaslaskutuksen raamit.
Kristian Finell kertoo, että tuulivoiman mittava nykylaajentuminen on muuttanut toimintaedellytyksiä enemmän kuin mikään muu:
”Tuulivoiman rakentaminen keskittyy Länsi-Suomeen, kun taas pohjois-eteläsuuntainen siirtokapasiteetti on rajoittunut. Uusien tuulipuistojen sähkö toimitetaan pääasiassa etelään, muutoin sähköntuotanto riittää hyvin alueen omiin tarpeisiin”, Finell selittää.
Herrforsin alueverkko on käytännössä täynnä siihen liitettyjen tuulipuistojen tai liittymissopimuksen saaneiden puistojen takia. Sekä Fingrid että Herrfors Verkko ryhtyivät viime keväänä rajoittamaan uusien tuulipuistojen liittymistä alueverkkoon. Fingrid on huolissaan järjestelmän vakaudesta, jota suuntaajia vaativat laitokset (tuuli- ja aurinkovoima) uhkaavat.
Uudet tuulivoimaliittymät joutuvat siis odottamaan ainakin v. 2027 asti, jolloin kantaverkon vahvistaminen valmistuu.
Suunnitelman toteutumisen kannalta ratkaisevaksi muodostuu uusi 400 + 110 kilovoltin voimajohtohanke Jylkän ja Alajärven välillä (ks. kartta). Fingridin Rannikkolinjan siirtokapasiteetti voidaan vapauttaa, kun tämä voimajohto otetaan käyttöön.
Toinen alueellisesti tärkeä parannus on Sandåsin uusi liitäntäasema, jonka Fingrid suunnittelee liittävänsä Herrforsin alueverkkoon Munsalan Jussilassa.
Tärkeä osa palapeliä on se, että Herrfors vastaa Fingridin Jylkkä-Alajärvi-reitin 110 kilovoltin linjan rakentamisesta. Kun voimajohto on paikallaan, Herrfors Verkko voi optimoida ja lisätä omaa siirtokapasiteettiaan.
Kapasiteetin lisäämisestä kertoo se, ettei huippukuormitus Herrforsin alueverkon eteläosassa ole tähän mennessä ikinä ylittänyt 200:aa megawattia.
”Kuormitus on periaatteessa peräisin omasta jakeluverkostamme, muiden verkkoyhtiöiden jakeluverkoista sekä Valtionrautateiden ja suurteollisuuden kaltaisista sähkön suurkuluttajista. Kuormitus voi olla tavallisena päivänä noin 100 megawattia”, Kristian Finell kertoo.
Kaiken varatun tuulivoiman liittäminen tarkoittaa Herrforsille noin 400 megawattia. Lisää voitaneen liittää v. 2027 jälkeen riippuen siitä, miten Herrfors Verkon verkkojen vahvistaminen etenee.
Uusista tuuli- ja aurinkovoimahankkeista tulee viikoittaisia kyselyjä.
”Samalla olemme huomanneet, että tuuli- ja aurinkovoimahankkeiden toimijoiden kiinnostus vaikuttaa vaihtelevan sähköpörssin hinnan mukaan. Käytännössä idean toteuttaminen tuulipuistoksi kestää useita vuosia. Paljon voi tapahtua ennen investointipäätöstä.”
Uutta ovat monet kyselyt aurinkovoimahankkeista, useat kokoluokaltaan 100 MW. Yleensä tällaiset laitokset suunnitellaan vanhoille turvesoille ja turpeenottoalueille, joissa maa tarvitsee uuden käyttötarkoituksen.
Mitä Perämerelle suunnitellut useat laajamittaiset merituulipuistot merkitsevät?
Niissä on yleensä kyse niin suurista energiamääristä, ettei Herrfors Verkko voi liittää sähköä alueverkkoonsa. Pääsääntöisesti sähkö tulee siirtää suoraan kantaverkkoon, mikä kuuluu Fingridille.
”Mutta katsotaan”, sanoo Finell. ”Kukaan ei nykytilanteessa tiedä, miten tulevien merituulipuistojen sähköstä huolehditaan.”
Voidaanko sähkö johtaa suoraan loppukäyttäjälle esimerkiksi kaasuna? Tai voidaanko se käyttää vedyntuotantoon heti tuulipuiston yhteydessä ja kenties yhdistää suoraan suunniteltuun putkiverkostoon? Entä voiko sellainen yhdistelmäratkaisu toimia, että osa merituulisähköstä viedään maihin? Siinä tapauksessa myös Herrfors Verkolla voisi olla rooli, Kristian Finell kertoo.
Toisenlainen pulma syntyy yhä yleisemmästä mikrotuotannosta, eli loppuasiakkaan pienimuotoisesta aurinko- tai tuulivoimasta.
”On tärkeää, että kaikki mikrotuotanto rakennetaan yhteistyössä verkkoyhtiön kanssa. Meidän täytyy tietää, missä sähköntuotanto liittyy verkkoon turvallisuussyistä ja voidaksemme varmistaa, että verkolla on tarvittava kapasiteetti”, Finell toteaa.
Alalle on haasteellista, että pienimuotoisen sähköntuotannon (enintään 2 MW) jakeluverkkoon liittävä henkilö maksaa vain alennetun liittymismaksun eikä kapasiteettivarausmaksua, joka tavallisesti kattaisi verkon vahvistamisen kustannukset.
”Lainlaatijan logiikkana on, että kaikki jakeluverkon tuotanto tulee tarpeeseen, sillä se vähentää jakeluverkon energiankulutusta ylemmistä verkoista. Periaate toimii niin kauan kuin verkon olemassa oleva kapasiteetti myydään. Mutta verkon vahvistamisen tarve kasvaa sitä mukaa kun useampia liittymiä myydään samalle johto-osuudelle.”
”Pahimmassa tapauksessa voimme joutua vahvistamaan kokonaisen pitkän linjaosuuden sellaista liittymää varten, joka niin sanotusti saa maljan vuotamaan. Verkkoyhtiö voi joutua kantamaan kohtuuttoman suuria kustannuksia saamatta riittävästi tuloja kustannusten kattamiseksi.”
”Nykytilanteessa tällaisia kysymyksiä varten ei ole selkeää sääntelyä. Riskinä on, että muut sähkönkuluttajat joutuvat maksamaan toisten aiheuttamat kustannukset, joten kyse on myös oikeudenmukaisuudesta”, Kristian Finell selittää.
Suurin tämänhetkinen epävarmuustekijä on kuitenkin sääntelymalli sille, miten sähköverkkoyhtiöt voivat veloittaa kulunsa loppuasiakkailta.
”Yksinkertaistetusti sähköverkosta on tehty arvioitu arvo, joka perustuu jälleenhankinta-arvoon, käyttöarvoon ja moniin muihin muuttujiin. Yhtälöön sisältyvät myös Energiaviraston määrittämät yksikköhinnat, jotka ovat säilyneet samoina jo useamman vuoden”, selittää Finell.
Viranomainen aiheutti v. 2021 sähköverkkoyhtiöiden parissa suurta levottomuutta, kun se muutti sääntöjä kesken vallitsevaa sääntelykautta. Muutos tehtiin korkeita siirtohintoja käsitelleen kiihkeän poliittisen keskustelun jälkeen.
”Hinnankorotukset johtuivat suoraan lakisääteisistä vaatimuksista rakentaa säänkestävä sähköverkko. Sääntömuutokset tarkoittivat Herrfors Verkolle sitä, että menetimme verkko-omaisuuden, joka vastaa kaikkia niitä investointeja, joita olemme tehneet verkon säänkestävyyteen.”
Vuoden 2024 hinnasto julkaistaneen vasta joulukuussa. Herrfors Verkon ensi vuoden investointibudjetti täytyy siis laatia tuntemattomalle perustalle.
Kristian Finell mainitsee, että Ruotsin sääntelymalli sisältää yksikköhintojen rakennuskustannusindeksin korotuksen.
”Suomellakin pitäisi olla tällainen indeksikorotuspykälä. Useiden komponenttien hinnat ovat viime aikoina nousseet jyrkästi. Esimerkiksi muuntajien hinnat ovat kolminkertaistuneet lyhyessä ajassa”, hän sanoo.
Jylkkä-Alajärvi-reitti
Fingrid kertoo, että linjavalinnassa huomioidaan ihmiset ja luonnonarvot. Tiivistettynä uusi voimajohto vedetään näin:
- Tolosperän (Kalajoki) ja Kukonkylän (Sievi) välillä on valittu itäinen vaihtoehto, mikä tarkoittaa, että linja vedetään lähes suorana linjana pohjoisesta etelään Alavieskan läpi aivan kuntakeskuksesta länteen. Perusteluna annetaan, että läntinen vetovaihtoehto mm. heikentäisi liito-oravan suurta elinympäristöä Vääräjoen varrella.
- Kukonkylän ja Höyläsalonnevan (Toholampi) välillä on valittu läntisin kolmesta vaihtoehdosta. Fingrid selittää, että tällä tavalla voidaan kiertää Lestijärven valtakunnallisesti arvokas maisema-alue.
- Ullavan Hangasnevan ja Alajärven sähköaseman välillä on valittu itäisempi vaihtoehto, mikä tarkoittaa, että linja tekee Kaustisen (Neverbacka) rajalla heikon itäisen käänteen, seuraa Vetelin ja Halsuan kuntarajaa sekä saavuttaa Haapasalon jälkeen Alajärven aseman itäisen Vimpelin kautta. Fingridin mukaan myös tässä vaihtoehdossa on kiinnitetty liito-oravaan erityistä huomiota.
Fingrid ottaa henkilökohtaisesti yhteyttä maanomistajiin. Voimajohdon rakentamisen arvioidaan tapahtuvan v. 2025–2027.
