Sähkökaupan asiakassegmenttien riskikorjattu kannattavuus

Työn tavoitteena oli luoda laskentamalli sähkökaupan asiakassegmenttien riskikorjatun kannattavuuden selvittämiseksi. Lisäksi tavoitteena oli löytää tekijät, jotka aiheuttavat hyvän ja huonon kannattavuuden esiintymisen. Työssä selvitettiin sähkökaupan kustannusten ja riskien taustatekijät. Lisäksi työssä laadittiin menetelmät kustannusten laskemiselle ja kohdistamiselle sekä riskien määrittämiselle. Asiakkaat segmentoitiin kustannuksiin sekä riskeihin vaikuttavien tekijöiden mukaan. Kannattavuuslaskennan perustana käytettiin katetuottoajattelua ja asiakkaan sähkönhankintakustannus määritettiin markkinaehtoisesti siten, että sähkönkäytölle laskettiin tarkasteluhetken markkina-arvo. Kustannusten jakamisessa noudatettiin aiheuttamisperiaatetta ja riskit laskettiin historialliseen simulaatioon perustuen. Laskentamallilla saatujen tulosten perusteella puolet segmenteistä ja 83 % asiakkaista oli kannattavia. Kannattavuuteen vaikuttivat eniten sopimuksen pysyvyys ja hinnoittelutapa sekä erityisesti annetut alennukset ja tuote eli tariffi. Lisäksi havaittiin, että nykyinen asiakastietojärjestelmä ei tue riittävästi asiakaskannattavuuksien selvittämistä uusiutuneilla sähkömarkkinoilla.

Markkinaehtoinen hinnoittelu ja loppuasiakasmyynnin mallintaminen sähkökaupan riskienhallinnassa

Markkinauudistuksen myötä sähkökauppa pörssin kautta on lisääntynyt voimakkaasti ja tukkusähkölle on muodostunut yleisesti tunnustettu markkinahinta. Pörssikauppaan sisältyy monia riskejä, joiden hallinta on pörssikauppaa harjoittavan osapuolen toiminnan edellytys. Tukkusähkön hinnan markkinaehtoinen määräytyminen ja pörssikaupan riskit ovat muuttaneet sähkön vähittäismyynnin hinnoittelutarpeita. Työssä esitetään markkinaehtoinen hinnoittelumenetelmä, jossa markkinahinta-, aluehinta- ja profiiliriskit otetaan huomioon. Erityisesti tutkitaan hinnoittelussa vaikeimmin huomioitavissa olevan profiiliriskin muodostumista ja esitetään menetelmä sen hallintaan. Lisäksi esitetään menetelmät suojaustason optimointiin ja suojaustuotteiden toimitusjaksoista poikkeavan sähköntoimituksen hinnoitteluun. Kilpaillussa ympäristössä pärjää parhaiten se, joka toimii kustannustehokkaimmin ja hallitsee riskinsä parhaiten. Työn lopuksi esitetään kuinka myyntisopimuskannan salkuttamista voidaan käyttää hyväksi näihin tavoitteisiin pyrittäessä.

Tuotantopainotteisen energiayhtiön riskienhallinta avautuneilla sähkömarkkinoilla

Sääntelyn poistuminen ja kilpailun vapautuminen ovat aiheuttaneet huomattavan toimintaympäristön muuttumisen pohjoismaisilla sähkömarkkinoilla. Pohjoismaiset sähkömarkkinalakiuudistukset poistivat muodolliset kilpailun esteet mahdollistaen näin sekä kansallisten että yhteispohjoismaisten aktiivisten sähkömarkkinoiden muodostumisen. Toimintaympäristön muuttuminen säännellystä sähkönhuoltojärjestelmästä vapaan kilpailun sähkömarkkinoiksi altisti markkinaosapuolet riskeille, joita toimialalla ei aiemmin ollut esiintynyt. Aiemmin toiminnassa esiintyneet riskit kyettiin siirtämään suoraan asiakkaille, mikä kilpaillussa toimintaympäristössä ei enää ollut samalla tavalla mahdollista. Näin uudessa toimintaympäristössä menestymisen edellytykseksi tuli aktiivinen sähkömarkkinoiden seuraaminen ja organisoitu sähkökaupan riskienhallinta. Tässä tutkimuksessa tarkastellaan riskienhallinnan toteuttamista vastapainetuotantoa omaavassa sähköyhtiössä. Liiketoimintaa uhkaavaa markkinariskiä on käsitelty tutkimuksessa taloudellisena riskinä, joka aiheutuu mistä tahansa arvon muutoksesta sähkömarkkinoilla. Sähkömarkkinoilla suurimpana riskitekijänä voidaan pitää epävarmuutta tulevasta sähkön hintatasosta, joka toteutuu aina joko lyhytaikaisena kassavirtariskinä tai pitkäaikaisena kustannusriskinä. Tuotantoa omaavan sähköyhtiön sähkökaupankäyntiin liittyy sekä toimintaa sitovia velvoitteita että myös joustavan toiminnan mahdollisuuksia. Toimitusvelvollista sähkön hankintaa ja myyntiä omaavan yhtiön sähkökaupankäyntiä rajoittaa toimitusten kiinteähintaisuus sähkön markkinahinnan vaihdellessa huomattavasti. Toisaalta kiinteähintainen sähköntoimitus toimii hintasuojauksena sähkön markkinahintaa vastaan. Tällöin keskeinen epävarmuus sähkökaupankäynnissä liittyy lyhyen ja pitkän aikavälin hintasuojauksen tasapainottamiseen ja siten hinnan vaihtelulle alttiina olevan avoimen position sulkemistason ja ajankohdan valintaan. Riskienhallinnassa ei tule pyrkiä riskien eliminoimiseen, vaan niiden sopeuttamiseen liiketoiminnan tuotto-odotuksen ja riskinsietokyvyn mukaisiksi. Keskeinen riskienhallinnan vaatimus on riskeille altistumisen mallintaminen. Tutkimuksessa määritettiin tuotantopainotteisen energiayhtiön sähkökaupankäynnille riskienhallinnan toimintaohjeistus ja ehdotettiin toimintamallia sen toteuttamiseksi. Riskipolitiikan keskeisin sisältö on määrittää riskinsietokyky liiketoiminnalle sekä toimintavaltuudet ja -puitteet operatiiviselle riskienhallinnalle. Toimintavaltuuksien ja -limiittien tehtävänä on estää riskinsietokyvyn ylittyminen. Toiminnan seuraamisen selkeyden ja läpinäkyvyyden varmistamiseksi toimintamallissa tulee olla määritettynä vastuiden eriyttäminen sekä yksityiskohtainen valvonnan ja raportoinnin toteuttaminen. Kasvanut riskienhallinnan tarve on lisännyt myös palvelun tarjontaa sähkömarkkinoilla. Sähkömarkkinoille on tullut uusia riskienhallintaan erikoistuneita toimijoita, jotka tarjoavat osaamiseensa liittyviä palveluita sekä mallintamis- ja hallintatyökaluja. Tällöin keskeinen sähkökaupan riskienhallinnan toimintamallin toteuttamiseen liittyvä valinta tulee tehdä ulkoistamisen ja omatoimisuuden välillä yrityksen omiin voimavaroihin ja strategisiin tavoitteisiin perustuen. Pieni resurssisessa ja liikevaihtoisessa sähkökaupankäynnissä ei tule pyrkiä kaikkien riskienhallinnan osaamisalueiden omatoimiseen hallintaan. Tutkimuksen perusteella tuotantopainotteisen sähköyhtiön kaupankäyntivolyymin ollessa pieni ja liiketoimintastrategian keskittyessä suojaustoimintaan pääosa sen riskienhallinnan osa-alueista kyetään hoitamaan kustannustehokkaasti ja luotettavasti omatoimisesti. Riskienhallinnan kehittäminen on jatkuva prosessi ja siten riskienhallinnan toimintamalli tulee mukauttaa niin liiketoimintastrategian kuin myös liiketoimintaympäristön muutoksiin.

Sähkökaupan riskienhallinta

Tämän diplomityön tavoitteena on määrittää kuinka sähkökaupan riskienhallinta kehitetään ja toteutetaan käytännössä. Sähkömarkkinoiden viime vuosien muutosten takia energiayhtiöiden sähkökaupan riskienhallinnasta on tullut yhä tärkeämpi työkalu yritysten liiketoiminnan kannattavuuden kannalta. Tämän vuoksi tässä diplomityössä on tarkasteltu sähkökauppaan liittyviä riskejä. Liiketoiminnan kannattavuuteen vaikuttavista riskeistä merkittävämpänä voidaan pitää epävarmuutta sähkön hintatason vaihtelusta eli sähkön markkinahintariskiä. Ennen sähkömarkkinoiden muutosta sähköyhtiöt suojautuivat hintariskiltä pitkillä tukkusopimuksilla. Nykyiset lyhyet lähinnä sähkömarkkinoilla solmitut toimitussopimukset eivät omaa samaa riskeiltä suojautumisominaisuutta. Tämän vuoksi sähköyhtiöiden oikeanlaisesta riskipolitiikan ja -käsikirjan luomisesta on tullut avainosaamisalue yrityksen liiketoiminnassa. Riskienhallinnan tarkoituksena on riskien negatiivisen vaikutuksen vähentäminen ja sopeuttaminen yrityksen tuotto-odotuksiin ja riskiensietokykyyn. Nykyisessä markkinatilanteessa suojautuminen hintariskiltä on mahdollista toteuttaa joustavasti ja kohtuullisin kustannuksin sähköjohdannaisilla. Tämän diplomityön tarkastelu sähköjohdannaisten osalta rajoittuu kuinka riskien- ja sähkösalkunhallinta tulisi toteuttaa riskipolitiikan ja riskikäsikirjan määrittämällä tavalla. Sen sijaan sähköjohdannaisten strategisen hallinnan puoleen ei ole kiinnitetty suurta huomiota.

Tuote- ja asiakaskannattavuus energiayhtiössä

Työn tavoitteena oli määrittää oikeudenmukaiset ja toteutettavissa olevat tavat allokoida Fortum Marketsin kustannuksia sekä tuloja laskentakohteille. Laskentakohteita ovat sähkötuotteet ja –asiakkaat. Fortum Marketsin talouden analysoinnin tueksi pitää kehittää asiakaskannattavuuslaskenta. Tarpeet yhä tarkemmasta asiakkaiden ja tuotteiden tulosseurannasta ovat kasvaneet tiukentuvan kilpailutilanteen myötä. Päätöksenteon tueksi tarvitaan tarkempaa ja monipuolisempaa informaatiota kuin mitä kirjanpito pystyy tarjoamaan. Asiakaskannattavuuden analysointi ja asiakastietojen hallinta on Fortum Marketsin erittäin tärkeä kehittämiskohde. Kun asiakkuudesta saadaan informaatiota riittävällä tasolla, voidaan tätä käyttää hyödyksi asiakkuuksien organisoinnin ohjaus- ja kehittämisvälineenä. Toimintolaskenta on yksiväline, jonka avulla kustannukset voidaan kohdistaa laskentakohteille. Toimintolaskennan raportit asiakaskannattavuudesta ovat johdolle työkalu strategiseen suunnitteluun. Tässä tutkielmassa suunniteltu laskenta on ensiaskel asiakaskannattavuuslaskennassa. Suunniteltu laskentamalli voisi olla tietojärjestelmäratkaisun sisällöllinen tavoitekuva, joka tiedon yhä lisääntyessä tarkentuisi jatkossa tuote- ja asiakaskannattavuusmittaristoksi.Jatkokehittämisen tavoitteena on määrittää markkina- ja kilpailutilanteen huomioiva asiakkuuksien arvoa mittaava laskentamalli. Tietojärjestelmäkehityksessä olisi ratkaistava, missä asiakaskannattavuuslaskenta toteutetaan.

Influence of Equipment Operation and Performance Deterioration on Power Plant Economy.

Pysyäkseen kilpailukykyisenä vapautuneilla sähkömarkkinoilla on voimalaitoksen energiantuotantokustannusten oltava mahdollisimman matalia, tinkimättä kuitenkaan korkeasta käytettävyydestä. Polttoaineen energiasisällön mahdollisimman hyvä hyödyntäminen on ratkaisevan tärkeää voimalaitoksen kannattavuudelle. Polttoainekustannusten osuus on konvektiivisilla laitoksilla yleensä yli puolet koko elinjakson kustannuksista. Kun vielä päästörajat tiukkenevat koko ajan, korostuu polttoaineen korkea hyötykäyttö entisestään. Korkea energiantuotannon luotettavuus ja käytettävyys ovat myös elintärkeitä pyrittäessä kustannusten minimointiin. Tässä työssä on käyty läpi voimalaitoksen kustannuksiin vaikuttavia käsitteitä, kuten hyötysuhdetta, käytettävyyttä, polttoaineen hintoja, ylös- ja alasajoja ja tärkeimpiä häviöitä. Ajostrategiassa ja poikkeamien hallinnassa pyritään hyvään hyötysuhteeseen ja alhaisiin päästöihin joka käyttötilanteessa. Lisäksi on tarkasteltu tiettyjen suureiden, eli höyryn lämpötilan ja paineen, savukaasun hapen pitoisuuden, savukaasun loppulämpötilan, sekä lauhduttimen paineen poikkeamien vaikutusta ohjearvostaan energiantuotantokustannuksiin. Happi / hiilimonoksidi optimoinnissa on otettu huomioon myös pohjatuhkan palamattomat.

Sähköä ja lämpöä tuottavien maakaasukäyttöisten pienvoimalaitosten kannattavuus Turengissa

Diplomityössä tutkitaan sähkön ja lämmön yhteistuotannon kannattavuutta Turengin nykyisen lämmöntuotannon yhteydessä. Tavoitteena on löytää taloudellisesti kilpailukykyiset tuotantovaihtoehdot Turengin energiahuollon kehittämisessä. Ensimmäisenä tarkasteltarkastellaan voimalaitoksen nykyiseen tuotantolaitteistoon kuuluvan vastapainehöyryturbiinin käyttöönoton mahdollisuuksia. Tämän jälkeen suoritetaan kannattavuuslaskelmat neljälle vaihtoehtoiselle investointitapaukselle. Voimalaitosinvestoinnit kohdistuvat kaasumoottori- ja kaasuturbiinivoimalaitoksiin, joilla tuotetaan sähköä, kaukolämpöä ja eräissä tapauksissa myös prosessihöyryä. Voimalaitosten nettosähkötehot ovat neljästä yhdeksään megawattia. Voimalaitosyksiköiden energiantuotanto määritetään Turengin lämpökuormien perusteella. Tuotannon määrityksessä apuna käytetään WinTEHO –ohjelmistoa, johon luodaan tarvittavat energiatiedostot. Kannattavuuslaskelmat suoritetaan vertaamalla investointivaihtoehtojen aiheuttamia vuotuisia kassavirtoja nykyisen tuotannon mukaisiin kassavirtoihin. Kassavirtalaskelmasta saadaan kullekin vaihtoehdolle nettonykyarvo, sisäinen korko ja takaisinmaksuaika. Tarkastelun tuloksena saatiin, että voimalaitosvaihtoehdoista kannattavin on investointi yhteen kaasumoottoriin, jolla tuotetaan sähkön lisäksi vain kaukolämpöä. Alhaisilla sähkön hinnoilla kaasuturbiinivaihtoehdot ovat suunnilleen yhtä kannattavia. Investointien nykyarvo valitulla korkokannalla on positiivinen, kun sähkön markkinahinnan keskiarvo tuotantokaudella ylittää likimain tason 130 mk/MWh. Nykyisillä markkinahinnoilla investoinnit eivät ole kannattavia. Investoiminen uuteen kaasumoottoriin tai -turbiiniin osoittautui kannattavammaksi kuin sähkön tuotannon aloittaminen laitoksen nykyisellä höyryturbiinilla. Merkittävin syy tähän oli höyryturbiinituotannon korkeat henkilöstökustannukset. Tehty selvitys tukee vallitsevaa käsitystä, että nykytekniikalla sähkön ja lämmön yhteistuotanto on taloudellisesti kilpailukykyistä myös pienessä kokoluokassa.

Vakioidut optiot sähkökaupassa

Pohjoismaiset sähkömarkkinat ovat muuttuneet viime vuosina huomattavasti. Sähkömarkkinalakiuudistuksessa poistettiin muodollisesti kilpailun esteet, mutta uusien toimintamuotojen omaksuminen on Suomessa vasta alussa. Sähkömarkkinaosapuolet altistuvat riskriskeille, joita toimialalla ei ole aikaisemmin esiintynyt. Suurimpana riskitekijänä voidaan pitää epävarmuutta tulevasta sähkön hintatasosta, joka voi vaikuttaa merkittävästi yrityksen liiketoiminnan tulokseen. Tässä diplomityössä tarkastellaan, miten hinnanvaihtelua vastaan pystytään suojautumaan sähköjohdannaisten avulla. Kaupankäynti johdannaissopimuksilla edellyttää markkinoiden aktiivista seuraamista ja organisoitua sähkökaupan riskienhallintaa. Riskienhallinnan tehtävänä ei ole riskien eliminoiminen, vaan niiden sopeuttaminen yrityksen tuotto-odotuksien ja riskiensietokyvyn mukaisiksi. Ennen sähkömarkkinoiden avautumista suojauduttiin sähkön hintariskeiltä pitkillä toimitussopimuksilla. Uudessa markkinatilanteessa suojaus voidaan toteuttaa joustavasti ja kohtuullisin kustannuksin käyttämällä johdannaissopimuksia, joilla voidaan poistaa tulevaisuuteen kohdistuvaa epävarmuutta sähkönhinnasta. Pohjoismaisessa sähköpörssissä, Nord Pool ASA:ssa, noteerattavat johdannaiset ovat vakioituja. Lokakuun lopussa 1999 kaupankäynnin kohteeksi otetaan termiinien lisäksi myös vakioidut sähköoptiot. Option ostajalle avautuu mahdollisuus hintasuojaukseen instrumenteilla, joita käyttäen suojaustaso voidaan määrittää etukäteen. Vakioitujen sähköoptioiden mukaan ottaminen sähköpörssin tuotevalikoimaan monipuolistaa huomattavasti ostajien ja myyjien suojautumismahdollisuuksia. Suojaustasoa on tarpeen vaatiessa mahdollista muuttaa vastamaan uutta markkinatilannetta. Työn loppuosassa on tutkittu mahdollisia kaupankäyntistrategioita ja hinnoittelumalleja sähköoptioille. Koska tutkimus on tehty ennen pörssissä tapahtuvan optiokaupan alkamista, useisiin tässä työssä avoimiksi jääneisiin kysymyksiin tullaan saaman vastauksia käytännön kokemuksista.

Sähkötaseyhtiön liiketoimintasuunnitelman laatiminen

Diplomityössä esitetään toimintamalleja avoimen sähköntoimituksen ja markkinasähkön (spot-sähkö) välitykselle. Työn alkuosassa selvitetään sähkömarkkinoiden kehitystä ja sähkön pörssikaupan rakennetta pohjoismaisella markkina-alueella sekä tarkastellaan tasehallintaan, taseselvitykseen ja tietojen raportointiin liittyviä periaatteita Suomessa, erityisesti tasevastaavan kannalta katsottuna. Työssä kuvataan tiivistetysti yhteisomisteisten voimalaitosten yhteisajojärjestelyä, sähköntuotannon ja -hankinnan optimointia sekä tasehallintaa. Työn lopussa luodaan katsaus muiden Pohjoismaiden sekä Saksan sähkömarkkinoiden toimintaperiaatteisiin, taseselvitykseen, tasehallintaan ja tietojen raportointiin. Katsauksessa pyritään luomaan kuva toimintaperiaatteista, joiden perusteella suomalainen yhtiö voisi tulevaisuudessa laajentaa toimintaansa ulkomaille joko pelkkänä palvelujen tarjoajana tai myös tasevastaavana markkinaosapuolena.

Sähkönmyyntisopimusten markkinalähtöinen hinnoittelu

Vuonna 1995 alkanut sähkömarkkinoiden vapautuminen on muuttanut sähköyhtiöiden myyntisopimusten hinnoittelua merkittävästi. Ennen markkinauudistusta voitiin sähkön myyntisopimukset hinnoitella perustuen oman sähkön tuotannon kustannuksiin ja haluttuun katteeseen. Nykyään sähköpörssissä noteerattava sähkön hinta muodostaa perustan kaikkien myyntisopimusten hinnoittelulle. Sähkön markkinahinnan lisäksi on myyntisopimusten hinnoittelussa otettava huomioon sähkömarkkinoiden ominaispiirteistä aiheutuvat riskit sähkön myyjälle. Tässä työssä mallinnetaan Lappeenrannan Energia Oy:n markkinalähtöiset hinnoittelumenetelmät kahdelle sähkönmyyntisopimustyypille. Lisäksi tutkitaan markkinalähtöisen hinnoittelun tärkeimpien riskikomponenttien, aluehintaeron sekä profiililisän, merkitystä markkinalähtöisten myyntisopimusten hinnoittelussa. Aluehintaeron hyväksikäyttöä myyntisopimusten hinnoittelussa on tutkittu selvittämällä Suomen hinta-alueen CfD-johdannaisten riskipreemiot. Profiililisän merkitystä myyntisopimusten hinnoittelussa on tutkittu havainnoimalla profiililisän muutoksia hinta- ja kulutusaikasarjoissa sekä suojaushinta ja tehotasossa tapahtuneiden muutosten suhteen. Ennustetun ja toteutuneen profiililisän eroja on tutkittu laskemalla ne seitsemälle Lappeenrannan Energia Oy:n merkittävälle asiakkaalle. Lisäksi on tarkasteltu profiililisän laskentaan tarvittavan hinta-aikasarjan mallintamiseen käytettyjen termiinituotteiden hintojen merkitystä lasketun profiililisän suuruuteen. Työn lopuksi esitetään kaksi vaihtoehtoista sähkösopimusten hinnoittelumenetelmää ja vertaillaan esitettyjä hinnoittelumenetelmiä keskenään. Työssä havaitaan, että aluehintaerolta suojautumiseen käytettävien CfD-johdannaisten avulla olisi ollut mahdollista lisätä markkinalähtöisten myyntisopimusten tuottoa viimeisen kolmen vuoden aikana. Suoritettujen herkkyysanalyysien perusteella voidaan todeta, että toteutuneen ja ennustetun profiililisän erot johtuvat laskentaan käytettävien hinta- sekä kulutusaikasarjojen epätarkkuudesta. Lappeenrannan Energia Oy:n käyttämät profiililisät osoittautuivat ex-post -tarkastelussa liian suuriksi yhtä asiakasta lukuun ottamatta. Lisäksi tarjousaikana laskettujen profiililisien voidaan katsoa muuttuvan täysin samassa suhteessa hinta-aikasarjan mallintamiseen käytettyjen termiinituotteiden volatiliteettien kanssa. Esiteltyjen vaihtoehtoisten myyntisopimusten hinnoittelumenetelmien voidaan katsoa antavan varsin samanlaisia tuloksia kuin Lappeenrannan Energia Oy:n nykyinen hinnoittelumenetelmä. Saatuihin tuloksiin vaikuttavat kuitenkin painokertoimien estimointiin käytetyn vuoden volatiliteetti sekä profiililisän laskentamenetelmä

Talouden ohjauksen ja organisaation muutostarpeet sähkömarkkinalain uudistuessa. Case: Kuopion Energia

Tutkimuksen tavoitteena oli selvittää, miten sähkömarkkinalain muutosehdotus vaikuttaa Kuopion Energian verkkoliiketoiminnan talouden ohjaukseen ja organisaatiorakenteeseen. Tarkastelussa keskeisenä tutkimuskohteena oli verkkoliiketoiminnan suhde hallintopalveluihin ja asennuspalveluihin. Tutkielman teoriaosissa perehdyttiin talouden ohjausjärjestelmään ja sen osa-alueisiin sekä Suomen sähkömarkkinoiden toimintaan. Ensin perehdyttiin talouden ohjauksen merkitykseen yrityksessä sekä ohjausjärjestelmän osa-alueisiin. Sähkömarkkinoiden toiminta ja niillä tapahtuvat uudistukset loivat pohjan case–yrityksen toiminnan ymmärtämiselle. Teoriaosat toimivat viitekehyksenä case–yritystä koskettavan muutoksen arvioinnissa. Tutkimuksessa käytettävä tutkimusote oli toiminta-analyyttinen. Tutkielman lopputuloksena esitettiin toimintavaihtoehtoja, joita voidaan hyödyntää suunniteltaessa verkkoliiketoiminnan tulevaisuuden strategisia linjauksia muutostilanteessa.

Sähkön tuotantokustannusvertailu

Työssä vertaillaan eri sähköntuotantovaihtoehtojen taloudellista kannattavuutta. Kannattavuusvertailu suoritetaan pelkkää sähköä tuottaville voimalaitoksille. Sähkön ja lämmön yhteistuotannon lisärakentaminen tulee kattamaan tietyn osuuden lähitulevaisuuden sähkön hankinnan vajeesta, mutta sen lisäksi tarvitaan myös uutta lauhdetuotantokapasiteettia. Tutkittavat voimalaitostyypit ovat: ydinvoimalaitos, maakaasukombilauhdevoimalaitos, kivihiililauhdevoimalaitos, turvelauhdevoimalaitos, puulauhdevoimalaitos ja tuulivoimala. Kannattavuustarkastelu suoritetaan annuiteettimenetelmällä käyttäen 5 % reaalikorkoa ja tammikuun 2008 hintatasoa. Laskelmien perusteella 8000 tunnin huipunkäyttöajalla ydinsähkön tuotantokustannus olisi 35,0 € /MWh, kaasusähkön 59,2 €/MWh ja hiilisähkön 64,4 €/MWh, kun hiilidioksidipäästöoikeuden hintana käytetään 23 €/t. Ilman päästökauppaa kaasusähkön hinta on 51,2 €/MWh ja hiilisähkön 45,7 €/MWh ydinsähkön hinnan pysyessä ennallaan. Herkkyystarkastelun tulosten perusteella ydinvoiman kilpailukyky korostuu muihin tarkasteltuihin tuotantomuotoihin verrattuna. Ydinpolttoaineen suurellakaan hinnan muutoksella ei ole merkittävää vaikutusta ydinsähkön tuotantokustannukseen, kun taas maakaasusähkö on erittäin riippuvainen polttoaineen hinnasta. Myös päästöoikeuden hinnan kasvu lisää merkittävästi ydinvoiman kilpailukykyä kaasu- ja hiilisähköön verrattuna. Ydinvoimainvestoinnin kannattavuutta ja takaisinmaksua tarkastellaan myös yksinään siten, että investoinnilla saavutettavien tuottojen laskennassa käytetään useita eri sähkön markkinahintoja. Investoinnin kannattavuus on erittäin hyvä, kun sähkön markkinahinta on 50 €/MWh tai suurempi.

Mittausvirtoihin liittyvä standardointi- ja kooditusehdotus uusilla energiamarkkinoilla

Sähkömarkkinaosapuolet ovat havainneet lukuisia puutteita ja haasteita tietojärjestelmien tiedonvaihtoon liittyvissä kysymyksissä. Tässä työssä käsitellään tiedonvaihdon ongelmaa mittausvirtojen kannalta. Tiedonvaihdon lisääntyminen ja sanomien monipuolistuminen on johtanut siihen, että läheskään kaikki tarpeelliset sanomat eivät ole standardoitu, ja jo luoduissa tai ehdotetuissa standardeissa on huomattavia eroavaisuuksia mm. eri maiden välillä. Tässä työssä kuvataan nykyinen automaattisen mittarinlukujärjestelmän ja jakeluverkkoyhtiön mittaustietovaraston välinen tiedonvaihtoratkaisu ja siihen liittyvät mittaustietovirrat. Työssä esitellään myös älykkäiden mittarien tuomia hyötyjä ja pohditaan uusien mittausten tuomia mahdollisuuksia. Lisäksi pohditaan nykyisten tietovirtojen koodituskäytäntöjen toimivuutta ja niiden puutteita ja ongelmia. Työssä laaditaan esimerkki standardi mittausvirtakonfiguraation mallintamiseksi sähkömarkkinoilla. Työn painopiste on energiamittaustietojen tietovirroissa lähtien laskutuksen tarpeista. Tavoitteena on automaattisten mittarinhallintaprojektien tuomien älykkäiden mittarien uusien mittausten aiheuttaman ja mahdollistaman tietovirran standardointi. Työssä pohditaan, kuinka tietovirta saadaan eheästi siirtymään mittauspalveluntarjoajan ja jakeluverkkoyhtiön järjestelmien välillä sekä miten uudet tiedonkäyttötarpeet tulisi koodittaa. Uudet sanomastandardiehdotukset esitetään XML-mallein, ja lopuksi pohditaan mallien toimivuutta ja niihin tarvittavia jatkokehitystarpeita.

Optimization of short term power trading between Russia, Finland and Baltic countries

Russian and Baltic electricity markets are in the process of reformation and development on the way for competitive and transparent market. Nordic market also undergoes some changes on the way to market integration. Old structure and practices have been expired whereas new laws and rules come into force. The master thesis describes structure and functioning of wholesale electricity markets, cross-border connections between different countries. Additionally methods of cross-border trading using different methods of capacity allocation are disclosed. The main goal of present thesis is to study current situation at different electricity markets and observe changes coming into force as well as the capacity and electricity balances forecast in order to optimize short term power trading between countries and estimate the possible profit for the company.

Development of power flows around Baltic countries with new grid links

In the Thesis main focus is done on power flow development paths around the Baltic States as well as on market-based requirements for creation of the common Baltic electricity market. Current market regulations between the countries are presented; barriers for creating competitive common Baltic power market and for electricity trading with third countries are clarified; solutions are offered and corresponding road map is developed. Future power development paths around the Baltic States are analysed. For this purpose the 330 kV transmission grid of Estonia, Latvia and Lithuania is modelled in a power flow tool. Power flow calculations are carried out for winter and summer peak and off-peak load periods in 2020 with different combinations of interconnections. While carrying out power balance experiments several power flow patterns in the Baltic States are revealed. Conclusions are made about security of supply, grid congestion and transmission capacity availability for different scenarios.