Selvitys - Elinar

Selvitys 

Selvitys turvelauhdesähkön tuotannon turvaamisesta 

suhteessa kivihiililauhde- ja maakaasulauhdesähköön 

rajattua syöttötariffijärjestelmää käyttäen 

Kauppa- ja teollisuusministeriön tilaus nro 

30/464/2005 

HL-060228-P3280-004 

28.2.2006

Selvitys: HL-060228-P3280-004 

Pvm: 28.02.2006 

Sivu: i (iii) 

ESIPUHE 

Turvelauhdesähköä tuottavien laitosten kilpailukyky on kärsinyt päästökaupasta 

turpeen korkean hiilidioksidin päästökertoimen takia. Kauppaja 

teollisuusministeriö päätti teettää ulkopuolisella asiantuntijalla selvityksen, 

millaisella rajatulla syöttötariffijärjestelmällä turvetta polttoaineenaan 

käyttäviä, olemassa olevia lauhdelaitoksia voitaisiin tukea 

määräaikaisesti vuosina 2006 - 2010. 

Työtä on ohjannut ja kommentoinut seurantaryhmä, johon ovat osallistuneet 

teollisuusneuvos Sirkka Vilkamo (kauppaja teollisuusministeriö, 

puheenjohtaja), ylitarkastaja Aimo Aalto (kauppaja teollisuusministeriö), 

toimialajohtaja Juhani Hakkarainen (Vapo Oy Energia), ryhmäpäällikkö 

Ritva Hirvonen (Energiamarkkinavirasto), yli-insinööri Risto Kuusisto 

(ympäristöministeriö), johtaja Jukka Leskelä (Energiateollisuus ry), 

talous- ja rahoitusjohtaja Tom Pippingsköld (Fingrid Oyj), myyntijohtaja 

Aarno Rantala (Vapo Oy Energia), ylitarkastaja Veli-Pekka Saajo 

(Energiamarkkinavirasto), toimitusjohtaja Jaakko Silpola (Turveteollisuusliitto 

ry), finanssineuvos Heikki Sourama (valtiovarainministeriö) 

ja erikoistutkija Valtteri Virtanen (Kilpailuvirasto). Selvityksen 

johtopäätöksistä vastaavat kuitenkin yksin tekijät. 

Selvityksen ovat laatineet tuoteryhmäpäällikkö Harri Laurikka ja DI 

Teemu Rantalaiho GreenStream Network Oy:stä. Asianajaja, OTL, 

LL.M.Eur Jouni Alanen asianajotoimisto Hammarström, Puhakka & 

Partners Oy:stä on antanut selvitystä varten asiantuntijalausunnon lainsäädännöllisistä 

kysymyksistä (Liite 2). Lisäksi hänen antamansa aiempi 

syöttötariffijärjestelmää koskeva lausuntonsa on selvityksen liitteenä 

(Liite 1).


Pvm: 28.02.2006 

Sivu: ii (iii) 

YHTEENVETO 

Tämän selvityksen tavoitteena oli selvittää millainen ja miten rakennettu 

olisi sellainen rajattu sähkön syöttötariffijärjestelmä, joka turvaisi määräaikaisesti 

vuosina 2006 - 2010 turvetta polttoaineena käyttävän, olemassa 

olevan peruslauhdesähkökapasiteetin ajojärjestyksen Suomen 

sähköntuotantojärjestelmässä ennen kivihiilellä ja maakaasulla tuotettavaa 

peruslauhdesähköä. Syöttötariffilla voidaan ”alentaa” turvelauhdelaitosten 

muuttuvia sähköntuotantokustannuksia, ja siten parantaa niiden 

kilpailukykyä. 

Tarkastellun rajatun syöttötariffijärjestelmän piiriin kuuluisivat neljä 

turvelauhdesähköä tuottavaa voimalaitosta, joiden yhteenlaskettu lauhdesähköteho 

on vuodenajasta riippuen noin 450 - 500 MW e . Selvityksessä 

tarkasteltiin kyseistä syöttötariffijärjestelmää lainsäädännön - erityisesti 

EY-lainsäädännön – näkökulmasta, muutamaa ulkomaista järjestelmää, 

syöttötariffijärjestelmän toteutusvaihtoehtoja, järjestelmän toteuttamiseen 

liittyviä järjestelyjä ja sen taloudellisia vaikutuksia. 

Tarkasteltu syöttötariffijärjestelmä on asiantuntijalausunnon mukaan 

mahdollinen EY:n sähkömarkkinadirektiivin 2003/54/EY puitteissa keskeisenä 

perustelunaan sähkön toimitusvarmuus. Myöskään Suomen 

energialainsäädännöstä ei löydy säännöksiä, jotka estäisivät tai rajoittaisivat 

syöttötariffijärjestelmän käyttöönottoa. Järjestelmän ei voida suoraan 

sanoa olevan kilpailunrajoituslain vastainen, vaikkakin se tulisi toteuttaa 

minimoiden haittavaikutukset kilpailuun. Syöttötariffijärjestelmän 

toteuttaminen vaatisi muutoksia sähkömarkkinoita koskevaan 

lainsäädäntöön. 

Syöttötariffijärjestelmän toteutuksessa on ratkaistava neljä erillistä osaaluetta: 

tariffitason määritysmekanismi, tuotannon todentamismekanismi, 

tariffivarojen keräämismekanismi sekä tariffivarojen maksamismekanismi. 

Tariffin määritysmekanismin lähtökohtana pidettiin sitä, että 

järjestelmässä sähkön markkinahinnan päälle maksettaisiin hintapreemio 

turvelauhdetuotannolle. Järjestelmävaihtoehtojen taloudellisia vaikutuksia 

arvioitiin kolmelle toteutusvaihtoehdolle esimerkinomaisesti vuoden 

2005 markkinaolosuhteissa (ks. seuraava sivu). 

Tulosten mukaan järjestelmällä olisi toteutusvaihtoehdosta riippuen saatu 

n. 1,2 – 6,2 miljoonan euron panostuksella lisättyä energiaturpeen kulutusta 

n. 0,5 – 2,2 TWh pa , kun energiaturpeen kulutus on ollut vuosina 

2001 - 2004 tasolla 23,9 – 27,5 TWh pa ja vuonna 2005 tasolla 18,3 

TWh pa . Kustannusvaikutus sähkönkuluttajille (sis. alv) olisi ollut n. 

0,002 – 0,009 snt/kWh e . Järjestelmä olisi pienentänyt muiden pohjoismaisilla 

sähkömarkkinoilla toimivien sähköntuottajien myyntiä n. 7 – 28 

miljoonaa euroa, kun lauhdevoimalla Pohjoismaissa tuotetun sähkön arvo 

oli kokonaisuudessaan vuonna 2005 luokkaa 500 miljoonaa euroa. 

Keskimääräinen hintapreemio oli tarkastelluissa vaihtoehdoissa vuonna 

2005 n. 3 – 6 €/MWh e . On syytä korostaa, että vaikutusten absoluuttiset 

tasot riippuvat eri vuosien markkinatilanteesta.


Pvm: 28.02.2006 

Sivu: iii (iii) 

Tariffityyppi 

Tariffin määritysperuste 

Kiinteä 

hintapreemio 

Muuttuvat tuotantokustannukset 

+ 2 €/MWh e 

Dynaaminen 

hintapreemio 

Dynaaminen 

hintapreemio 

Päästöoikeuden hinta * Ero turpeen 

Muuttuvat 

+ 1 €/MWh e missa 

tuotantokustannukset 

ja kivihiilen 

päästökertoi- 

Määritystapa 

Etukäteen kiinnitettävä 

Vakio vuoden sisällä 

Vuoden alun kustannusero (=heikoin 

turvelauhde – paras hiili/kaasulauhde) 


Muuttuu kuukausittain 

Kunkin kuun alun kustannusero 

(=heikoin turvelauhde – 

paras hiili/kaasulauhde) 


Muuttuu kuukausittain 

Kunkin kuun alun hinta 

Keskimääräinen hintapreemio, 5,4 6,1 3,2 

€/MWh e 

Vaikutus turpeen kulutukseen, 

TWh pa 

Ajojärjestys tavoitteen mukainen, 

% ajasta 

Kustannukset sähkön käyttäjille, 

milj. €/a 

Kustannukset sähkön käyttäjille 

(sis. alv), snt/kWh e 

Hallintokustannukset, 

arvio suuruusluokasta 

2006 – 2010, € 

(tariffin keräys ja maksu 2 krt / 

vuodessa) 

2,1 2,2 0,5 

43 100 0 

5,7 6,2 1,2 

0,008 0,009 0,002 

180 000 – 280 000 € 250 000 – 400 000 € 250 000 – 400 000 € 

Vahvuudet ja heikkoudet 

+ yksinkertainen 

+ lisää turpeen kulutusta 

0 saavuttaa vain osin ajojärjestystavoitteen 

turpeen hinta tariffin määrityksessä 

+ saavuttaa ajojärjestystavoitteen 

+ lisää turpeen kulutusta 

- monimutkainen 

turpeen hinta tariffin 

määrityksessä 

+ yksinkertainen 

- ei lisää turpeen kulutusta 

- ei saavuta ajojärjestystavoitetta 

- ei huomioi maakaasua 

Tariffitaso, joka saavuttaa selvityksen tavoitteen, riippuu polttoaineiden 

ja päästöoikeuden hinnoista, ja on siksi jatkuvasti muuttuva. Mikäli oikea 

ajojärjestys halutaan jatkuvasti turvata, on tariffitaso joko asetettava 

riittävän korkeaksi tai päivitettävä riittävän usein. Mitä useammin tariffia 

päivitetään, sitä useammin turvelauhdelaitosten tuotanto (turpeen osuus 

polttoaineesta ja lauhdesähkön osuus sähköntuotannosta) on todennettava. 

On kuitenkin huomattava, että oikean ajojärjestyksen pysyvyys ei 

ole välttämätön eikä riittävä ehto energiaturpeen kulutuksen lisäämiselle. 

Energiaturpeen kulutus lisääntyy turvelauhdelaitosten tuotannon myötä, 

ja tuotannon määrä riippuu ajojärjestykseen vaikuttavien asioiden lisäksi 

sähkön markkinahinnasta. 

Tariffivarojen keräys ja maksaminen tulisi keskittää samaan organisaatioon. 

Potentiaalisin organisaatio tariffivarojen keskitettyyn keräämiseen 

on sähkömarkkinaviranomaisen sähkömarkkinalain 16 §:n mukaisesti 

järjestelmävastuuseen määräämä kantaverkonhaltija, joskin nykyisen lain 

puitteissa tehtävä nähdään vähintäänkin ongelmallisena (Energiamarkkinavirasto) 

ellei mahdottomana (kantaverkonhaltija).


Pvm: 28.02.2006 

Sivu: 1 (29) 

Yhteenveto 

Sisällysluettelo 

1. JOHDANTO..................................................................................................................................2 

1.1. TYÖN TAUSTA ........................................................................................................................2 

1.2. TYÖN TAVOITE.......................................................................................................................3 

2. JÄRJESTELMÄ LAINSÄÄDÄNNÖN NÄKÖKULMASTA ...................................................4 

3. SYÖTTÖTARIFFIJÄRJESTELMIÄ EU:SSA..........................................................................6 

3.1. IRLANTI..................................................................................................................................6 

3.2. ITÄVALTA ..............................................................................................................................7 

3.3. SAKSA....................................................................................................................................8 

3.4. YHTEENVETO .......................................................................................................................10 

4. SYÖTTÖTARIFFIJÄRJESTELMÄN VAIHTOEHDOT ......................................................10 

4.1. TARIFFITASON MÄÄRITTÄMINEN..........................................................................................11 

4.2. TURVELAUHDETUOTANNON TODENTAMINEN.......................................................................16 

4.3. TARIFFIVAROJEN KERÄÄMINEN JA MAKSAMINEN.................................................................17 

5. SYÖTTÖTARIFFIJÄRJESTELMÄÄN LIITTYVÄT JÄRJESTELYT ..............................20 

5.1. HALLINNOLLISIA NÄKÖKOHTIA............................................................................................20 

5.2. LAINSÄÄDÄNNÖLLISIÄ NÄKÖKOHTIA...................................................................................21 

6. TALOUDELLISET VAIKUTUKSET ......................................................................................22 

6.1. TURVELAUHDESÄHKÖN TUOTTAJAT.....................................................................................23 

6.2. MUUT SÄHKÖN TUOTTAJAT..................................................................................................24 

6.3. TURPEEN TUOTTAJAT ...........................................................................................................24 

6.4. SÄHKÖN KÄYTTÄJÄT............................................................................................................24 

6.5. KVANTITATIIVINEN ANALYYSI.............................................................................................25 

7. JOHTOPÄÄTÖKSET................................................................................................................28 

LIITTEET 

Liite 1. Feed in –tariffi ja EY-oikeus. Hammarström, Puhakka & Partners, 

Lausunto 24.10.2005 

Liite 2. Syöttötariffijärjestelmän toteuttaminen. Hammarström, Puhakka 

& Partners, Muistio 13.2.2006 

Liite 3. Fingrid Oyj:n kommentit 22.2.2006 

Liite 4. Turveteollisuus ry:n kommentit 24.2.2006 

Liite 5. Jukka Leskelän (Energiateollisuus ry) kommentit 27.2.2006


Pvm: 28.02.2006 

Sivu: 2 (29) 

1. JOHDANTO 

1.1. Työn tausta 

Turpeella on korkea hiilidioksidin päästökerroin. Tämä on heikentänyt 

turvelauhdesähköä tuottavien laitosten kilpailukykyä sähkömarkkinoilla. 

Erityisesti huolta on herättänyt turvelauhteen kilpailukyky suhteessa kivihiileen 

ja maakaasuun. Polttoaineiden keskinäiseen kilpailukykyyn 

vaikuttavat päästökaupan lisäksi myös erot polttoaineiden hinnoissa ja 

voimalaitosten tekniset ja taloudelliset lähtökohdat. 

Vuonna 2005 lauhdevoiman polttoaineiden kulutus kokonaisuudessaan 

pieneni n. 66 %, kivihiilen n. 80 %, maakaasun n. 75 % ja turpeen n. 

50 % (Kuva 1, Kuva 2). 

60 

Lauhdevoiman energialähteiden käyttö 

50 

40 

TWh 

30 

20 

10 

0 

2003 2004 2005 

Kivihiili Maakaasu Turve Muu 

Kuva 1. Lauhdevoiman polttoaineiden kulutus (TWh). 

100 % 

Lauhdevoiman energialähteiden käyttö 

80 % 

60 % 

40 % 

20 % 

0 % 

2003 2004 2005 

Kivihiili Maakaasu Turve Muu 

Kuva 2. Lauhdevoiman polttoaineiden kulutus (%). 

Kauppa- ja teollisuusministeriö päätti teettää ulkopuolisella asiantuntijalla 

selvityksen, millaisella rajatulla syöttötariffijärjestelmällä turvetta


Pvm: 28.02.2006 

Sivu: 3 (29) 

polttoaineenaan käyttäviä, olemassa olevia lauhdelaitoksia voitaisiin tukea 

määräaikaisesti vuosina 2006 - 2010. 

Syöttötariffijärjestelmiä on käytössä useimmissa EU:n jäsenvaltioissa. 

Niiden tarkoituksena on lähinnä uusiutuvien energialähteiden tukeminen. 

Syöttötariffijärjestelmiä karakterisoi tietty kiinteä hinta (feed-in tariff, 

esim. Saksa) tai hintapreemio (fixed premium tai bonus, esim. Tanska ja 

Espanja), joka asetetaan tyypillisesti useammaksi vuodeksi (Taulukko 

1). 

Taulukko 1. Syöttötariffijärjestelmien päätyypit. 

Tuottajan saama hinta 

(€/MWh e ) 

Kiinteän hinnan Hintapreemiojärjestelmä 

järjestelmä 

Syöttötariffi Sähkön markkinahinta + 

(alhaisempi) preemio 

Sähköyhtiöiden, useimmiten verkkoyhtiöiden, on maksettava tariffia uusiutuvaa 

tai kotimaista energiaa tuottaville yrityksille. Järjestelmän aiheuttamat 

kustannukset maksavat viime kädessä sähkön käyttäjät. Tyypillisesti 

raha ei järjestelmissä kierrä valtion budjetin kautta. 

Tässä selvityksessä tarkasteltavan rajatun syöttötariffijärjestelmään piiriin 

tulisivat pelkkää lauhdesähköä tuottava, olemassa oleva turvelauhdutusvoimalaitos, 

ja ne suuret väliottolauhdutuslaitokset, jotka vuonna 

2003 ovat käyttäneet lauhdesähkön tuotantoon yli 1000 GWh turvetta, 

eli: 

• Fortum / Haapavesi 

• Alholmens Kraft / Pietarsaari 

• Vaskiluodon Voima / Seinäjoki 

• Oulun Energia / Toppila 

Nämä laitokset edustivat vuonna 2003 yli 80 % lauhdevoiman energiaturpeen 

kulutuksesta. 

Järjestelmä olisi määräaikainen, koska laadittujen sähköntarve-ennusteiden 

mukaan on ilmeistä, että lauhdesähkön tarve yleisesti vähenee uuden, 

rakenteilla olevan 1600 MW e ydinvoimalaitosyksikön valmistuttua 

Olkiluotoon. 

1.2. Työn tavoite 

Työn tavoitteena oli selvittää millainen ja miten rakennettu olisi sellainen 

rajattu sähkön syöttötariffijärjestelmä, joka turvaisi määräaikaisesti 

vuosina 2006 - 2010 turvetta polttoaineena käyttävän, olemassa olevan 

peruslauhdesähkökapasiteetin ajojärjestyksen Suomen sähköntuotantojärjestelmässä 

ennen kivihiilellä ja maakaasulla tuotettavaa peruslauhdesähköä.


Pvm: 28.02.2006 

Sivu: 4 (29) 

Rajatun syöttötariffijärjestelmän tulisi olla sellainen, että se vaikuttaisi 

sähköverkossa voimalaitosten ajojärjestykseen vain siten, että lauhdesähköä 

tarvittaessa turvelauhdekoneet käynnistyisivät ennen kuin kotimaista 

hiili- tai kaasulauhdetta aletaan tuottaa. Järjestelmällä pyritään vaikuttamaan 

siis voimalaitosten ajojärjestykseen, ei suoraan turvelauhdelaitosten 

tuotantoon. Ajojärjestykseen vaikuttaminen parantaa todennäköisyyttä 

turvelauhdelaitosten suuremmalle tuotannolle, mutta tuotannon tasoon 

vaikuttaa lisäksi myös sähkön markkinahinta. 

Tavoitteeksi järjestelmälle on asetettu myös, että millekään syöttötariffijärjestelmän 

osapuolelle ei saisi aiheutua liiallista hyötyä tai kohtuutonta 

haittaa/kustannusta. 

2. JÄRJESTELMÄ LAINSÄÄDÄNNÖN NÄKÖKULMASTA 

Tarkasteltavan syöttötariffijärjestelmän kannalta ensimmäiset kysymykset 

liittyvät sen laillisuuteen EY-oikeuden näkökulmasta. Sähkömarkkinadirektiivin 

2003/54/EY artiklassa 3 (1) todetaan: 

”1. Jäsenvaltioiden on oman institutionaalisen järjestelmänsä mukaisesti ja toissijaisuusperiaate 

asianmukaisesti huomioon ottaen varmistettava, sanotun kuitenkaan 

rajoittamatta 2 kohdan soveltamista, että sähköalan yritykset toimivat tämän 

direktiivin periaatteiden mukaisesti siten, että sähköalalla saadaan aikaan kilpailulliset, 

varmat ja ympäristön kannalta kestävät markkinat; jäsenvaltiot eivät 

saa harjoittaa syrjintää näiden yritysten välillä niiden oikeuksien tai velvollisuuksien 

suhteen.” (Lihavointi lisätty) 

Edelleen direktiivin artikloissa 11 (3) ja 11 (4) todetaan: 

”3. Jäsenvaltio voi vaatia verkonhaltijaa antamaan sähköntuotantolaitosten ajojärjestyksessä 

etusijan niille sähköntuotantolaitoksille, jotka käyttävät uusiutuvia 

energialähteitä tai jätettä tai tuottavat yhdistetysti sekä lämpöä että sähköä. 

4. Jäsenvaltio voi sähköntoimituksen turvaamiseksi määrätä, että tämä etusija 

ajojärjestyksessä annetaan sellaisille sähköntuotantolaitoksille, jotka käyttävät kotimaisia 

raakaenergiapolttoainelähteitä, mutta vain siinä määrin, että minään kalenterivuonna 

ei ylitetä 15:tä prosenttia kyseisessä jäsenvaltiossa kulutettavan 

sähkön tuottamiseen tarvittavasta raakaenergian kokonaismäärästä.” (Lihavointi 

lisätty) 

Tässä selvityksessä tarkasteltavan järjestelmän tavoitteeksi on asetettu 

vaikuttaminen lauhdevoimalaitosten ajojärjestykseen. Koska turvetta ei 

luokitella EU-säädöksissä uusiutuvaksi polttoaineeksi, ei artiklaa 11 (3) 

voida soveltaa turpeen tapauksessa. Syöttötariffijärjestelmä voi siis perustua 

vain artiklaan 11 (4), joka sinänsä on itsenäinen, artiklasta 11 (3) 

riippumaton artikla ja jota voidaan käyttää mikäli mainittu 15 %:n raja 

alittuu 1 . 

Asiantuntijalausunnon 1 mukaan turvelauhdesähkön tukeminen syöttötariffilla 

sinänsä pitää katsoa direktiivin 2003/54/EY mukaiseksi, vaikkakin 

on tulkinnanvaraista onko tarkasteltu syöttötariffi jonkinlaisessa 

ristiriidassa direktiivin 3 (1) artiklan asettaman tasapuolisuusvelvoitteen 

1 Hammarström Puhakka Partners Oy, 2005, ks. Liite 1.


Pvm: 28.02.2006 

Sivu: 5 (29) 

kanssa. Edelleen turvelauhdesähkön tukeminen syöttötariffilla voidaan 

perustella osana perustamissopimuksen 30 artiklan tunnustamaa yleisen 

turvallisuuden tavoitetta, joka oikeuttaa poikkeamaan 28 artiklan asettamasta 

kiellosta tavaroiden vapaalle liikkuvuudelle. 

Tämän työn yhteydessä tarkasteltiin lisäksi, onko 18.1.2006 päivätyllä 

direktiivillä (2005/89/EY 2 ) sähkön toimitusvarmuuden ja infrastruktuuri-investointien 

turvaamiseksi toteutettavista toimenpiteistä vaikutusta 

sähkömarkkinadirektiivin artiklan 11 (4) tulkinnassa. Asiantuntijan 3 

mukaan direktiivillä ei voi olla merkitystä syöttötariffijärjestelmän sallittavuuteen. 

Direktiivin tarkoituksena on ennen kaikkea kannustaa jäsenvaltioita 

toimitusvarmuutta turvaavien toimenpiteiden käyttöönottoon, ei 

niinkään asettaa rajoituksia näille toimenpiteille. 

Asiantuntijat katsovat artiklan 11 (4) 15 %:n rajan viittaavan ainoastaan 

sellaiseen kotimaisilla polttoaineilla tuotetun sähkön primäärienergiankulutukseen, 

jolle on annettu etusija ajojärjestyksessä artiklan 11 (4) 

mukaisesti 4 . Ulkomaisessa EU:n energialainsäädäntöä käsittelevässä teoksessa 

5 asia on ilmaistu – ilman laajempia perusteluja - siten, että se 

mahdollistaa myös toisenlaisen tulkinnan: 

”…this Article makes it clear that, in order to promote security of supply they [Member 

States] could…take appropriate measures to ensure that 15% of electricity consumption 

results from indigenous primary energy sources." 

Mikäli 15 %:n rajan tulkittaisiin viittaavan kaikkeen kotimaisilla polttoaineilla 

tuotettuun sähköön, tilanne olisi Suomen kannalta ongelmallinen, 

muussa tapauksessa ei (Kuva 3). Kotimaisia polttoaineita Suomessa 

ovat turve, puu ja jäte, joiden osuus sähköntuotannon energialähteistä on 

useimmiten ollut yli 15 %. Kaiken turvelauhdesähkön osuus on vain 

muutama prosentti. 

Tarkasteltu syöttötariffijärjestelmä rajautuu käytännössä vain neljään 

turvelauhdelaitokseen. Mikäli järjestelmä päätetään toteuttaa, on rajaukseen 

kiinnitettävä erityistä huomiota sähkön sisämarkkinadirektiivin artiklan 

3 (1) tasapuolisuusvelvoitteen kannalta 6 . Kilpailuviraston mukaan 

syöttötariffijärjestelmä olisi toteutettava siten, että sillä on mahdollisimman 

vähän kilpailua vääristäviä vaikutuksia. 

Asiantuntijalausunnon 7 mukaan Suomen energialainsäädännöstä ja erityisesti 

sähkömarkkinalaista ei löydy säännöksiä, jotka estäisivät tai rajoittaisivat 

syöttötariffijärjestelmän käyttöönottoa. 

2 Luonnosvaiheessa nro PE-CONS 3654/4/05 

3 Hammarström Puhakka Partners Oy, 2006, Ks. Liite 2. 

4 Tiedonannot KTM, 2006, ja Hammarström Puhakka Partners Oy, 23.1.2006 

5 Jones, C.W. (2004) EU Energy Law – Book 1, The Internal Electricity Market, p. 38 

6 Tiedonanto, Hammarström Puhakka Partners Oy, 14.2.2006 

7 Hammarström Puhakka Partners Oy, 2006, Ks. Liite 2.


Pvm: 28.02.2006 

Sivu: 6 (29) 

% sähköntuotannon energialähteistä 

20 % 

18 % 

16 % 

14 % 

12 % 

10 % 

8 % 

6 % 

4 % 

2 % 

0 % 

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 

Suomi (puu, turve, jäte) 

Suomi (turvelauhde) 

Vuosi 

Suomi (turve, lauhde + CHP) 

Kuva 3. Kotimaisten polttoaineiden osuus sähköntuotannossa Suomessa (Tilastokeskus, 

Adato Energia 2006). 

Raja 

3. SYÖTTÖTARIFFIJÄRJESTELMIÄ EU:SSA 

3.1. Irlanti 

Irlannissa käytössä olevassa turpeen tukijärjestelmässä 8 turvelauhdetuottaja 

on velvoitettu ostamaan turvetta säännellyllä hinnalla. Tästä aiheutuvat 

ylimääräiset kustannukset korvataan lauhdetuottajalle jälkikäteen. 

Seuraavassa on esitetty järjestelmän tärkeimmät piirteet. 

Irlannissa valtiollinen turvetuottaja Bord Na Mona (BNM) myy turvetta 

valtion omistuksessa olevalle sähköntuottajalle (Electricity Supply 

Board, ESB) pitkäaikaisella sopimuksella. Turpeen hinta on hyväksytettävä 

energiaviranomaisella (Commission of Energy Regulation, CER). 

Hinta asetetaan niin, että turvetuottajat saavat kohtuullisen tuoton. Jotta 

turvesähkön tuotanto olisi kannattavaa, turvesähkön tuottamista tuetaan 

Public Service Obligation (PSO) –nimisellä järjestelmällä. PSO toimii 

niin, että vuosittain ESB arvioi turvesähkötuotannon aiheuttamat kustannukset, 

jonka perusteella CER arvioi tarvittavan PSO-maksun tason. 

Turvesähkön tuottaja saa sähkön vaihtoehtoisen hankinnan kustannukset 

ylittävät tuotantokustannukset kompensoitua PSO-tuen avulla. 

Vuonna 2005 PSO-maksun suuruudeksi on arvioitu yhteensä 103,3 

MEUR. Tämä vastaa keskimäärin noin 30,2 EUR/MWh tukea tuotetulle 

turvesähkölle. 

Irlannin tukijärjestelmä on saanut Euroopan komission hyväksynnän 

päätöksessä C(2001)3265 fin. Päätöksessään komissio toteaa, että riippumatta 

siitä, pitääkö järjestelmä sisällään valtiontukea, järjestelmä on 

8 Ks. myös Electrowatt-Ekono Oy, 2005, Turpeen energiakäytön asema Suomen energiajärjestelmässä. 

KTM Julkaisuja 14/2005.


Pvm: 28.02.2006 

Sivu: 7 (29) 

hyväksyttävä, koska mahdollinen valtiontuki joka tapauksessa on perusteltua 

julkisen palveluvelvoitteen nojalla. 

Turpeen osuus sähköntuotannon primäärienergialähteistä on Irlannissa 

selvästi alle 15 %:n (Taulukko 2). Turpeen osuus sähköntuotannon primäärienergiasta 

on 6,1 % ja polttoaineista 6,4 %. Kotimaisten polttoaineiden 

(turve, kaatopaikkakaasu ja muu biokaasu) osuus kaikista polttoaineista 

on 6,9 %. 

Taulukko 2. Sähköntuotannon primäärienergialähteet Irlannissa vuonna 2004. 

Lähde: Ireland National Energy Agency, 2005. 

Energialähde ktoe, 2004 

Kaatopaikkakaasu ja muu biokaasu 22 

Tuulivoima 56 

Vesivoima 54 

Sähkön tuonti 135 

Maakaasu 2251 

Hiili 1387 

Raskas polttoöljy 778 

Turve 307 

Kevyt polttoöljy 33 

3.2. Itävalta 

Itävallassa on ollut käytössä syöttötariffijärjestelmä uusiutuvan energian 

(RES-E) tukemiseen. Vuoden 2003 alkuun asti Itävallan RES-E -tuet 

olivat osavaltiokohtaisia syöttötariffeja. Syöttötariffien suuruus määräytyi 

arvioitujen tuotantokustannusten mukaan. Vuonna 2002 Itävalta päätti 

harmonisoida syöttötariffijärjestelmän koko maata koskevaksi 

(Taulukko 3). 

Taulukko 3. Syöttötariffin taso Itävallassa (snt/kWh). 

Teknologia 

Syöttötariffi, snt/kWh 

Pienvesivoima 3,15 – 6,25 

Aurinkosähkö 47 – 60 

Tuulivoima 7,8 

Geoterminen voima 7 

Puuhake 10,2 – 16 

Jäte, jossa paljon biomassaa seassa 2,7 – 12,8 

Rinnakkaispoltto fossiilisissa voimalaitoksissa 3 – 6,5 

Biopolttoaineet 10 – 13 

Biokaasu 7,25 – 16,5 

Järjestelmä osoittautui nopeasti tehokkaaksi uuden kapasiteetin synnyttämisessä. 

Asian kääntöpuoli oli, että järjestelmän kustannukset loppukuluttajille 

nousivat huomattavasti odotettua suuremmiksi. Niinpä vuoden 

2005 lopussa Itävallan tukijärjestelmä uudistettiin. Nyt uusi laki rajoittaa 

vuosittain saatavilla olevan uuden tuen määräksi 17 miljoonaa euroa 

vuodessa, ja tuki jaetaan vuosittain hakemusjärjestyksen perusteella. 

Kun kuluvan vuoden katto on saavutettu, uudet investoinnit eivät saa tukea. 

Lisäksi tuen kestoa on rajoitettu aiemmasta 13 vuodesta 12 vuoteen


Pvm: 28.02.2006 

Sivu: 8 (29) 

3.3. Saksa 

niin, että vuonna 11 tuki on 75 % ja vuonna 12 50 % ensimmäisen 

kymmenen vuoden tuesta. Aiemmin uusia investointeja on tuettu jopa 40 

miljoonaa euroa vuodessa. Järjestelmän kokonaiskustannusten on arvioitu 

nousevan 380 - 390 miljoonaan euroon vuodessa. 

Itävallassa tuki rahoitetaan loppukäyttäjien verkkomaksun ohessa ja sähkön 

myyntiyhtiöiden ostovelvollisuudella. Loppukäyttäjät maksavat 

verkkomaksun ohessa yhteensä kolme eri maksua, CHP-, pienvesivoima- 

ja ekomaksu (Ökostromzuschlag). Näistä Itävallan energiamarkkinaviranomainen 

E-control maksaa CHP-tuen CHP-laitoksille, kun 

muut tuet maksetaan ekotasevastaaville yrityksille (Verbund-APG, TI- 

RAG ja VKW-UNG), jotka välittävät tuen uusiutuvan energian tuottajille. 

Tämän lisäksi sähkön myyntiyhtiöillä on velvollisuus ostaa tietty 

osuus (noin 9-10 %) myymästään sähköstä korotettuun 4,5 snt/kWh hintaan 

ekotasevastaavilta yrityksiltä. 

Loppukäyttäjien maksama maksu määritetään vuodeksi kerrallaan järjestelmän 

edellisenä vuotena ekotasevastaaville yrityksille aiheuttamien 

kustannusten perusteella. 

Saksan historia uusiutuvan energian suoran tukemisen parissa alkoi 

vuonna 1989, kun erityisen markkinoiden edistämisohjelman (Market 

Stimulation Programme) tavoitteeksi asetettiin 250 MW uuden tuulivoimatehon 

rakentaminen. Järjestelmä takasi kiinteän hinnan tuottajille 

ja investointitukia yksityisille investoijille. Tämä ohjelma oli voimassa 

vuoteen 1995. 

Vuonna 1991 edellisen ohjelman lisäksi esitettiin laki sähkön syöttötariffista 

(StrEG). StrEG pakotti verkkoyhtiöt maksamaan tietyille RES-E 

tuotannoille 80 % loppukäyttäjän hinnasta, ja edellytti kaiken tuon sähkön 

ottamista verkkoon. 90-luvun lopulla järjestelmässä oli kaksi merkittävää 

ongelmaa. Ensinnäkin järjestelmän kustannukset jakautuivat 

voimakkaasti maantieteellisesti, ja toiseksi sähkömarkkinoiden vapautuminen 

laski sähkön loppukäyttäjähintaa ja siten RES-E-tuottajien saamaa 

tukea. 

Vuonna 2000 laki uudistettiin ja sai nimekseen laki uusiutuvasta energiasta 

(Erneuerbare Energien Gesetz, EEG). Uusi laki muokattiin niin, että 

tuottajien saama tuki pysyy kiinteänä koko sen jakson ajan, jolla tukea 

maksetaan laitokselle. Toinen merkittävä muutos oli, että järjestelmän 

kustannukset tasapainotetaan maantieteellisesti. EEG:tä muutettiin vielä 

2004. Vuoden 2004 lakimuutos koski lähinnä tariffien tasoja. Geotermisen 

sähkön, aurinkosähkön ja joidenkin biosähkön tuotantomuotojen tukia 

nostettiin, ja eräiden tuulisten seutujen tuulivoiman tukea leikattiin 

merkittävästi. 

EEG:n mukaan paikallisilla verkko-operaattoreilla on velvollisuus antaa 

etusija uusille uusiutuvaa energiaa käyttäville laitoksille ja ostaa kaikki 

näiden laitosten tuottama sähkö määriteltyyn hintaan. Vastaavasti kantaverkkoyhtiöllä 

on velvollisuus ostaa paikallisilta verkko-operaattoreilta


Pvm: 28.02.2006 

Sivu: 9 (29) 

ko. sähkö. Järjestelmään liittyvät kustannukset tasataan alueittain vuosittain. 

Tariffi on pääosin taattu 20 vuoden ajaksi (poikkeuksena vesivoima, 

15 tai 30 vuotta, sekä tuulivoima, jolla on monimutkaisempi 

maksujärjestelmä). Tariffi pysyy muuttumattomana koko maksuajan 

(poikkeuksena tuulivoima, jolla on monimutkaisempi maksujärjestelmä), 

mutta tariffin suuruus riippuu laitoksen käynnistysvuodesta. Taulukossa 

4 on esitetty tariffien pääpiirteet tuotantomuodoittain. 

Merkittävä tapaus Saksan syöttötariffijärjestelmän kehityksessä oli 

PreussenElektran nostama kanne Saksan valtiota vastaan koskien järjestelmän 

laillisuutta EU:ssa. EY:n tuomioistuin totesi päätöksessään C- 

379/98: 

• syöttötariffijärjestelmä ei ole valtiontuki, koska tariffia ei makseta 

valtion budjetista 

• syöttötariffijärjestelmä rajoittaa kyseisen tuotteen tuontimahdollisuuksia, 

mutta tietyistä erityisistä syistä (mm. ympäristönsuojelu), 

tuollaiset rajoitteet ovat sallittuja 

• yhteisön oli tarkoitus luoda sähkön alkuperän todentamisjärjestelmä, 

mutta päätöksentekohetkellä se ei vielä ollut käytössä eikä 

uskottava RES-E kauppa maiden välillä siten vielä ollut mahdollista. 

Teknologia 

Taulukko 4. Syöttötariffi Saksassa 2004. 

Laitoksen kapasiteetti 

Tariffi 

(c/kWh) 

Uusien laitosten 

tariffin lasku/a 

Huomioita 

Vesivoima 0-150 MW 3.70 – 9.67 0 % - 1 % Tiettyjä sijaintirajoitteita. Lisäksi 

suuremmille laitoksille 

tariffi koskee vain kapasiteetin 

kasvua uudistusten 

vuoksi. 

Aurinkosähkö Rajoittamaton 45.7 - 62.4 5 % - 6.5 % Tietyille aurinkokennotyypeille 

on sijaintirajoitteita 

Tuulivoima Rajoittamaton 5.5 - 9.10 2 % Tariffin rakenne riippuu monista 

tekijöistä kuten sijainti 

ja käynnistyspäivä 

Biosähkö Rajoittamaton 3.9 – 17.50 1.5 % Tariffi riippuu useista eri tekijöistä 

teknologiaan ja polttoaineeseen 

liittyen 

Kaatopaikkakaasu, 

viemärikaasu, 

kaivoskaasu 

Rajoittamaton 6.65 – 9.67 1.5 % Tiettyjä teknologiaan ja kapasiteettiin 

liittyviä rajoitteita 

EEG on osoittautunut tehokkaaksi tavaksi edistää uusiutuvia energialähteitä. 

Vuosien 2000 ja 2004 välillä EEG:n piiriin kuuluva sähköntuotanto 

on kasvanut 13,6 TWh:sta 34,9 TWh:iin. EEG:n tavoitteena on 

kasvattaa uusiutuvien energialähteiden osuutta Saksan sähköntuotannossa 

12,5 %:iin vuoteen 2010 ja 20 %:iin vuoteen 2020 mennessä.


Pvm: 28.02.2006 

Sivu: 10 (29) 

3.4. Yhteenveto 

Tarkastellut ulkomaiset syöttötariffijärjestelmät toimivat tämän selvityksen 

tarpeita ajatellen joko erilaisissa olosuhteissa tai palvelevat erilaisia 

tavoitteita. Irlannin sähkömarkkina eroaa vielä paljon pohjoismaiden 

avoimesta sähkömarkkinasta, ja sillä on arvioitu olevan vähän vaikutuksia 

muiden maiden sähkömarkkinoihin. Itävallan ja Saksan järjestelmien 

taas on ollut tarkoitus lähinnä kasvattaa uusiutuvaan energiaan perustuvaa 

sähköntuotantoa lisäämällä sen osuutta kapasiteetista: molemmissa 

maissa tariffi on taattu erittäin pitkälle aikavälille lähinnä investointiriskien 

vähentämiseksi. Tässä selvityksessä tarkasteltava järjestelmä keskittyisi 

olemassa olevien laitosten toiminnan tukemiseen. 

4. SYÖTTÖTARIFFIJÄRJESTELMÄN VAIHTOEHDOT 

Tässä kappaleessa tarkastellaan syöttötariffijärjestelmän käytännön toteutukseen 

liittyviä kysymyksiä ja erilaisia toteutusvaihtoehtoja. Tarkastelun 

lähtökohta on, että syöttötariffijärjestelmän rakentamisessa on ratkaistava 

neljä erillistä ongelmaa: 

• tariffitason määrittäminen; 

• turvelauhdetuotannon todentaminen; 

• tariffivarojen kerääminen; ja 

• tariffivarojen maksaminen 

Ongelmien erillisyydellä viitataan siihen, että ne voidaan toteuttaa tarpeen 

mukaan eri organisaatioissa. 

Toisaalta ongelmat myös liittyvät toisiinsa, koska valitulle aikavälille: 

Maksettava määrä (€) = Määritetty tariffi (€/MWh e ) x Turvelauhteen tuotanto (MWh e ) 

ja pitkällä aikavälillä: 

Maksettava määrä (€) + Järjestelmän kustannukset (€) ≈ Kerätyt tariffivarat (€) 

Jos tariffitaso määritetään esimerkiksi vuositasolla, riittää tuotannon todentamiseen 

vuositaso. Jos tariffitaso määritetään päivän tarkkuudella, 

on myös tuotanto pystyttävä todentamaan samalla aikavälillä. Pitkällä 

aikavälillä maksettujen tukien on luonnollisesti oltava yhtä suuret kuin 

kerättyjen tariffivarojen ja järjestelmän kustannusten, joihin kuuluvat 

mm. hallinnointi sekä rahoitus- ja todentamiskustannukset. Lyhyellä aikavälillä 

kerätyissä varoissa ja kustannuksissa voi olla eroja, koska järjestelmä 

voi hyödyntää rahoitusmarkkinoita.


Pvm: 28.02.2006 

Sivu: 11 (29) 

4.1. Tariffitason määrittäminen 

Syöttötariffeilla tarkoitetaan sekä kiinteää hintaa maksavia järjestelmiä, 

että hintapreemiota maksavia järjestelmiä. Ilmeinen suunnittelunäkökohta 

onkin: 

• onko syöttötariffi kiinteä hinta vai hintapreemio 

Tarkasteltavalla järjestelmällä pyritään vaikuttamaan ajojärjestykseen 

vapailla sähkömarkkinoilla. Ajojärjestyksellä tarkoitetaan vapailla sähkömarkkinoilla 

käytännössä laitosten muuttuvia sähköntuotantokustannuksia, 

joita voidaan esimerkiksi syöttötariffin avulla ”alentaa”. Nykyisessä 

tilanteessa sähköntuotannon muuttuvat kustannukset riippuvat 

polttoaineiden markkinahinnoista, päästöoikeuden hinnoista sekä laitoskohtaisista 

asioista (mm. hyötysuhde, käyttö- ja kunnossapitokustannus). 

”Ajojärjestys” on siis muuttuva, satunnaistekijöistä riippuva tila, mikä 

tulee ottaa huomioon myös tariffitason määritysmenetelmää pohdittaessa. 

Sekä kiinteään hintaan että hintapreemioon perustuvalla järjestelmällä 

voidaan vaikuttaa ajojärjestykseen asettamalla tariffitaso niin korkeaksi, 

että satunnaistekijöistä riippumatta se melko varmasti ajaa tarkoituksensa. 

Ongelmana on tällöin kuitenkin se, että järjestelmässä syntyy tehokkuushäviö: 

tukea maksetaan liikaa, sillä suurimman osan ajasta samaan 

tulokseen päästäisiin paljon pienemmälläkin tuella. Selvitykselle 

asetettujen tavoitteiden mukaan tehokkuushäviön tulisi olla kohtuullinen. 

Vapailla sähkömarkkinoilla kiinteä syöttötariffi merkitsisi, että määritetty 

tuki riippuisi sähkön markkinahinnasta ja olisi hyvin volatiili (vaihteleva). 

Järjestelmän tavoitteiden kannalta hintapreemioon perustuva järjestelmä 

on kiinteään hintaan perustuvaa järjestelmää parempi. Hintapreemiota 

käyttämällä voidaan helpommin ja pienemmin tehokkuushäviöin luoda 

järjestelmä, jolla vaatimukseen oikeasta ajojärjestyksestä voidaan vastata. 

• onko hintapreemio kiinteä vai dynaaminen (päivitettävä) 

Hintapreemio voidaan asettaa kiinteäksi tai sitä voidaan päivittää markkinoiden 

kehityksen perusteella. Käytössä olevissa ulkomaisissa järjestelmissä, 

joiden tarkoituksena on lisätä uusiutuvan energian käyttöä, on 

käytetty kiinteitä hintapreemioita. Kiinteän hintapreemion etu on sen 

selkeys kaikille osapuolille ja järjestelmän hallinnollinen yksinkertaisuus. 

Haittapuoli on puolestaan se, että kiinteä preemio ei reagoi markkinoiden 

muutoksiin. Mikäli hintapreemio asetetaan kiinteäksi pitkälle 

aikavälille ja tehokkuushäviö on kohtuullinen, on olemassa riski, että 

määritetty tariffitaso ei pian sen asettamisen jälkeen enää vaikuta halutusti 

ajojärjestykseen tai että hintapreemio on liian korkea. 

Mikäli hintapreemiota päivitetään, tärkeä kysymys etenkin voimalaitosten 

käytöstä vastaavien kannalta on se:


Pvm: 28.02.2006 

Sivu: 12 (29) 

• määritelläänkö hintapreemion taso etukäteen arviona vai jälkikäteen 

toteutuneen kehityksen perusteella 

Toteutuneen kehityksen perusteella määritettävässä tariffimallissa hintapreemion 

suuruus määrätään jälkikäteen toteutuneiden markkinahintojen 

perusteella. Tämä mahdollistaa teoriassa riittävän hintapreemion tason 

määrittämisen niin, että tuottajille ei synny hintapreemiosta ylisuuria 

tuottoja. Käytännössä syntyy tilanne, jossa tuottajat eivät tiedä tuen suuruutta 

tehdessään ajopäätöksiä, vaan joutuvat arvioimaan hintapreemion 

suuruuden. Tuottajille syntyy uusi epävarmuutta lisäävä ja riskienhallintaa 

monimutkaistava tekijä tuotannon kannattavuutta arvioitaessa. 

Järjestelmä, jossa ensin asetettaisiin tariffi arvion perusteella, ja sen jälkeen 

korjattaisiin tilannetta toteutuneen hintakehityksen perusteella, ei 

tuo juurikaan lisäarvoa suhteessa toteutuneeseen hintakehitykseen perustuvaan 

järjestelmään. Toimijoiden kannalta tämä malli ei käytännössä 

poikkea mitenkään mallista, jossa tariffi määrätään toteutuneen hintakehityksen 

perusteella. Toimijat joutuvat joka tapauksessa arvioimaan etukäteen, 

miten markkinahinnat tulevat kehittymään ajopäätöstä tehdessään. 

Mikäli hintapreemio määritetään etukäteen, toinen keskeinen suunnittelunäkökohta 

on: 

• määritelläänkö hintapreemion taso määräajoin vai epäsäännöllisesti 

Määräajoin määritettävässä syöttötariffissa toimijat tietävät, koska tariffin 

tasoa tarkastellaan uudelleen. Epäsäännöllisessä tapauksessa järjestelmä 

on voimassa toistaiseksi ja siihen tehdään korjauksia tarpeen mukaan. 

Jos hintapreemion tasoa ei päivitetä määräajoin: 

• mikä taho päättää hintapreemion päivityksen ajankohdasta ja tasosta 

millä perusteella 

Tällä viitataan siihen, vaatiiko järjestelmä jonkin uuden tahon seuraamaan 

asiaa vai voidaanko seuranta lisätä jonkin organisaation nykyisiin 

tehtäviin. On myös pohdittava, onko tarpeen sopia pelisäännöistä päivityksille 

jo järjestelmän perustamisvaiheessa. 

Jos hintapreemio taas päivitetään määräajoin: 

• mikä on sopiva aikaväli hintapreemion tason päivitykseen 

Aikavälin sopiva pituus riippuu edellä mainitusta ”oikean” hintapreemion 

tason volatiliteetista. ”Oikealla” hintapreemion tasolla tarkoitetaan 

tässä yhteydessä seuraavaa: 

Referenssiturvelauhdelaitoksen muuttuva sähköntuotantokustannus (€/MWh e ) 

- Referenssilauhdelaitoksen muuttuva sähköntuotantokustannus (€/MWh e ) 

+ Tavoitemarginaali, M (€/MWh e ) 

= Määritetty tariffi, T (€/MWh e )


Pvm: 28.02.2006 

Sivu: 13 (29) 

Jotta kaikki neljä turvelauhdelaitosta olisivat ajojärjestyksessä muiden 

lauhdelaitosten edellä, referenssiturvelauhdelaitoksen tulee olla muuttuvilta 

sähköntuotantokustannuksiltaan heikoin laitos. 

Referenssilauhdelaitoksen taas tulee olla muuttuvilta sähköntuotantokustannuksiltaan 

paras kivihiili- tai maakaasulauhdevoimalaitos. Kivihiililauhteen 

ja maakaasulauhteen keskinäinen kilpailuasema riippuu 

polttoaineiden ja päästöoikeuden hinnoista. Viime vuosina kivihiililauhde 

on ollut ajojärjestyksessä maakaasulauhteen edellä. 

Lisäksi tariffin yhteydessä tulee päättää ”tavoitemarginaalista”, M, eli 

kuinka paljon alle referenssilauhdelaitoksen kustannusten tariffilla pyritään. 

Tavoitemarginaali on tärkeä järjestelmän toiminnan kannalta, koska 

sen avulla voidaan säätää tariffin asettamiseen liittyvien parametrien 

ja polttoaineiden hintoihin liittyvän epävarmuuden vaikutusta järjestelmän 

toimintaan. 

Lauhdesähköä tuottavan voimalaitosten muuttuva sähköntuotantokustannus 

voidaan laskea seuraavasti: 

Muuttuva sähköntuotantokustannus (€/MWh e ) = 

+(Polttoaineen hinta, €/MWh pa ) / Lauhdetuotannon terminen hyötysuhde 

+(Päästöoikeuden hinta, €/tCO 2 ) * (Päästökerroin, tCO 2 /MWh pa ) * 

Hapettumiskerroin / Lauhdetuotannon terminen hyötysuhde 

+ Käyttö- ja kunnossapitokustannus (€/MWh e ) 

’Oikean’ hintapreemion tasoon vaikuttavat keskeiset epävarmuudet ovat 

siten kivihiilen hinta, päästöoikeuden hinta, turpeen hinta ja maakaasun 

hinta. Näistä kivihiilen hinnan, päästöoikeuden hinnan ja maakaasun 

hinnan voidaan sanoa muodostuvan kansainvälisillä markkinoilla. 

Turpeen hinta on muodostunut kansallisilla markkinoilla ja ollut tilastollisesti 

hyvin vakaa. Toisaalta suurissa turvelauhdelaitoksissa turpeen 

hintaa on Suomessa säädelty turpeen toimittajien ja käyttäjien välisissä 

toimitussopimuksissa suhteessa kivihiililauhteen kustannuksiin 9 . Turpeen 

polttoainetoimitus Suomessa on keskittynyttä: vuonna 2004 suurimman 

polttoainetoimittajan osuus turvetoimituksista oli n. 75 % 10 . 

Yksinkertaistaen laitoskohtaiset erot on voitu todeta 11 , että turvelauhteen 

muuttuva sähköntuotantokustannus on ilman päästökauppaa ollut kivihiililauhdetta 

alhaisempi, kun kivihiilen hinta on ollut korkeampi kuin 6 

€/MWh pa . Tällöin turve on voitu hinnoitella suhteessa kivihiilen hintaan 

ainakin osassa laitoksista. Toisaalta ero tarkasteltavien heikoimman ja 

parhaimman turvelauhdelaitoksen polttoaineen hinnassa on n. 1 

€/MWh pa , mikä johtuu lähinnä polttoaineen kuljetusetäisyyksistä 12 . 

9 Tiedonanto, Vapo, 2006. 

10 Tiedonanto, Vapo, 2006. 

11 Electrowatt-Ekono Oy, 2005, Turpeen kilpailukyky lauhdesähkön tuotannossa päästökauppatilanteessa. 

Raportti 60K05458.01-Q210-002B. 

12 Tiedonanto, Vapo, 2006.


Pvm: 28.02.2006 

Sivu: 14 (29) 

Määritetty tariffi, T (€/MWh e ) = 

Edellä mainituista syistä voidaan todeta, että ”oikean” turpeen hinnan 

määrittäminen tarkasteltavaa rajattua tariffijärjestelmää varten on ongelmallista. 

Hintakysymystä voidaan syöttötariffijärjestelmässä lähestyä 

eri tavoin: 

– asettamalla turpeen hinta kiinteäksi: etuna hyvä vastaavuus tavoitteisiin 

ja yksinkertaisuus, haittana epätarkkuus jos hinta käytännössä 

riippuu kivihiilen hinnasta 

– asettamalla turpeen hinta riippuvaksi kivihiilen hinnasta: etuna 

hyvä vastaavuus tavoitteisiin ja tarkkuus, haittana järjestelmän 

monimutkaistuminen (määritettävä hintaero kivihiileen sekä 

”pohjahinta” jolla turvetta vielä kannata tuottaa) 

– luopumalla polttoaineiden hintojen käytöstä hintapreemion määrittämisessä. 

Ajojärjestykseen pyrittäisiin vaikuttamaan tällöin 

kompensoimalla päästöoikeuden aiheuttama kilpailukykymuutos 

Päästöoikeuden hinta (€/tCO2) x (Referenssiturvelauhdelaitoksen päästökerroin, 

tCO 2 /MWh e - Referenssilauhdelaitoksen päästökerroin, tCO 2 /MWh e ) 

Jos turpeen referenssihintana käytetään 7,7 €/MWh pa vuodelle 2005, 

turvelauhteen muuttuvien kustannusten ero referenssilauhdelaitokseen 

on vaihdellut välillä 2,8 – 5,9 €/MWh e (Kuva 4). Taulukoissa 5 ja 6 on 

hahmoteltu päästöoikeuden hinnan vaikutusta tarkasteltujen turvelauhdelaitosten 

ja muiden lauhdelaitosten muuttuviin sähköntuotantokustannuksiin 

ja keskinäiseen ajojärjestykseen nykyisillä polttoaineen hintatasoilla 

ilman syöttötariffia. 

Ilmeinen suunnittelunäkökohta on lisäksi: 

• miten hintapreemion taso kunakin päätöshetkenä määritellään 

Tällä viitataan sarjaan teknisiä kysymyksiä. Mistä tariffitason määrityksessä 

käytettävät polttoainehinnat määritetään Mikä on edustava päästöoikeuden 

markkinahinta Miten valitaan hintapreemiota laskettaessa 

muuttuvilta kustannuksiltaan parhaan kivihiili/maakaasulaitoksen ja heikoimman 

turvelauhdelaitoksen tekniset parametrit ja kustannusparametrit. 

Näitä ovat mm.: lauhdetuotannon terminen hyötysuhde; käyttö- ja 

kunnossapitokustannukset (€/MWh e ); sekä päästö- ja hapettumiskertoimet 

(Taulukko 7).


Pvm: 28.02.2006 

Sivu: 15 (29) 

Turvelauhteen ja kivihiililauhteen 

muuttuvien kustannnusten erotus €/MWh 

12 

10 

8 

6 

4 

2 

0 

68 % luottamusväli 

tammi.05 tammi.06 tammi.07 tammi.08 

Kuva 4. Tariffitason hypoteettinen kehitys vuonna 2005 ja todennäköisyysjakauma, 

kun tavoitemarginaali, M, on 0 €/MWh ja turpeen hintana on käytetty vakio 

7,7 €/MWh pa . 

Taulukko 5. Lauhdevoimalaitosten muuttuva sähköntuotantokustannus (€/MWh e ) 

eri päästöoikeuden hinnoilla. 

Laitostyyppi ja polttoaine Polttoaineen 

Päästöoikeuden hinta, €/tCO 2 

hinta,€/MWh pa 0 10 20 30 40 50 

Kivihiili (paras 1 ) 7,0 (9/2005) 21 29 37 45 53 61 

Kivihiili (muu 2 ) 7,0 (9/2005) 21 30 39 47 56 64 

Maakaasu (olemassa oleva 3 ) 20,5 (2/2006) 42 46 50 54 58 62 

Turve 4 6,7 20 30 40 49 59 69 

Turve 4 7,7 23 32 42 52 62 72 

1 

Hyötysuhde 41,6 %, Käyttö- ja kunnossapitokustannus 1,6 €/MWh pa 

2 

Hyötysuhde 39 %, Käyttö- ja kunnossapitokustannus 1,3 €/MWh pa 

3 


4 


Lähteet: Tilastokeskus, 2006, Energiamarkkinavirasto, 2006, Electrowatt-Ekono Oy, 2005 

Polttoaine 

Taulukko 6. Lauhdevoimalaitosten ajojärjestys eri päästöoikeuden hinnoilla (1 = 

ensimmäisenä ajojärjestyksessä jne.). 

Polttoaineen 

Päästöoikeuden hinta, €/tCO 2 

hinta,€/MWh pa 0 10 20 30 40 50 

Kivihiili (paras 1 ) 7,0 (9/2005) 2 1 1 1 1 1 

Kivihiili (muu 2 ) 7,0 (9/2005) 2 2 2 2 2 3 

Maakaasu (olemassa oleva 3 ) 20,5 (2/2006) 5 5 5 5 3 2 

Turve 4 6,7 1 2 3 3 4 4 

Turve 4 7,7 4 4 4 4 5 5 

1 


2 


3 


4 


Lähteet: Tilastokeskus, 2006, Energiamarkkinavirasto, 2006, Electrowatt-Ekono Oy, 2005 

Lisäksi järjestelmän suunnittelun yhteydessä on ratkaistava, miten suhtaudutaan 

tilanteisiin, joissa sähkön markkinahinta on niin korkea, että 

turvelauhdelaitokset kävisivät ilmankin syöttötariffia:


Pvm: 28.02.2006 

Sivu: 16 (29) 

• maksetaanko hintapreemio riippumatta sähkön markkinahinnasta 

Mikäli järjestelmään ei sisälly sähkön markkinahinnasta riippuvaa ”leikkuria”, 

se johtaa tehokkuushäviöön. Toisaalta hintaleikkuri monimutkaistaa 

järjestelmää. Tilanteessa, jossa turvelauhdelaitosten kustannusrakenteet 

ovat erilaiset ja halutaan maksaa yhtenäinen hintapreemio, 

hyödyt hintaleikkurista jäävät lisäksi rajallisiksi. 

Taulukko 7. Mahdollisia hintapreemion tasoon vaikuttavia vakioarvoja. 

Hintapreemion tasoon vaikuttavat 

(laskennalliset) vakiot 

Turvelauhteen hyötysuhde 

Hiililauhteen hyötysuhde (paras laitos) 

Kaasulauhteen hyötysuhde (paras laitos) 

Turpeen CO 2 -ominaispäästökerroin (gCO 2 /MJ) 

Hiilen CO 2 -ominaispäästökerroin (gCO 2 /MJ) 

Kaasun CO 2 -ominaispäästökerroin (gCO 2 /MJ) 

Turpeen hapettumiskerroin 

Hiilen hapettumiskerroin 

Kaasun hapettumiskerroin 

Turvelauhteen käyttö- ja kp-kustannukset (€/MWh pa ) 

Hiililauhteen käyttö- ja kp-kustannukset (€/MWh pa ) 

Kaasulauhteen käyttö- ja kp-kustannukset (€/MWh pa ) 

Mahdollisia 

sovellettavia 

vakioarvoja 

38,5 % 

41,6 % 

50 % 

palaturve 102 

jyrsinturve 105,9 

94,6 

56,1 

0,99 

0,98 

0,995 

1,0 

1,6 

0,6 

Lähteet: Tilastokeskus, KTM, Electrowatt-Ekono Oy, 2005 

4.2. Turvelauhdetuotannon todentaminen 

Kuten edellä todettiin, tuotannon todentaminen on tehtävä, jonka syöttötariffijärjestelmä 

vaatii joka tapauksessa. Tuotannon määrittäminen vaatii 

turvelauhdelaitosten osalta tarkasteltavalla aikavälillä: 

• turpeen osuuden määrittämisen käytetystä polttoaineesta ja 

• lauhdesähkön osuuden määrittämisen sähkön kokonaistuotannosta. 

Järjestelmän piiriin kuuluvat laitokset seuraavat polttoaineen kulutusta 

(energiamääräisenä) tällä hetkellä verotuskäytännön vuoksi kuukausitasolla. 

Laitoksille toimitettuja polttoainemääriä seurataan tyypillisesti lähes 

reaaliajassa, mutta niiden lämpöarvo määritetään harvemmin. Lisäksi 

laitoksilla on polttoainevarastoja, joiden vaihtelut synnyttävät eroja 

toimitetuissa ja käytetyissä polttoainemäärissä etenkin lyhyellä aikavälillä. 

Lauhdesähkön määrä on saatavissa tarkasti ajotiedoista. 

Tuotannon todentaminen voidaan toteuttaa eritasoisena: 

– sähkön alkuperätakuujärjestelmän tapainen todentaminen, johon liittyy 

arviointilaitoksen paikalla käynti ja jossa yritykset toimittavat alkuperätakuun 

myöntäjälle tiedot sähköntuotannosta ja polttoaineiden 

käytöstä.


Pvm: 28.02.2006 

Sivu: 17 (29) 

– EU:n päästökauppajärjestelmän tapainen todentaminen, jossa ulkopuolinen 

todentaja erikseen säännöllisesti tarkastaa toimijoiden 

päästöjen (tässä tapauksessa tuotannon ja polttoainekäytön) määrän. 

4.3. Tariffivarojen kerääminen ja maksaminen 

Tärkeitä kysymyksiä tariffivarojen keräämisen ja maksamisen kannalta 

ovat: 

• mikä organisaatio hoitaa syöttötariffin maksamisen 

• mikä organisaatio hoitaa syöttötariffin keräämisen 

• miten tariffi kerätään 

• miten tariffi maksetaan 

Syöttötariffijärjestelmien lähtökohtana on yleensä ollut, että järjestelmän 

vaatima rahoitus ei tule valtion budjetista. Koska järjestelmän tulee sähkömarkkinadirektiivin 

2003/54/EY artiklan 11 (4) mukaisesti pyrkiä 

sähköntoimituksen turvaamiseen, on perusteltua, että järjestelmän kustannukset 

jaetaan kaikille sähkön käyttäjille. 

Tariffin maksamis- ja keräämisvastuu on siis velvoitettava tai annettava 

tehtäväksi jollekin organisaatiolle tai organisaatioille. Keräysvastuullisia 

organisaatioita ovat syöttötariffijärjestelmissä tyypillisesti sähköverkonhaltijat. 

Sähkön siirtojärjestelmä voidaan jakaa kantaverkkoon, alueverkkoon ja 

jakeluverkkoon. Jakeluverkkoyhtiöitä on Suomessa noin 100. Tariffivarojen 

keräys voidaan periaatteessa hajauttaa alueverkko- ja jakeluverkkotasolle. 

Mikäli järjestelmän kustannukset halutaan tasata ja kohdistaa 

sähkön käyttäjille mahdollisimman tasapuolisesti ilman alueellisia 

eroja, vaaditaan järjestelmän osaksi kuitenkin ”tasevastaava”. Voidaan 

siten kysyä, mitä lisäarvoa saadaan keräysvastuun hajauttamisesta, jos 

keskitetty kerääminen on mahdollista. Mitä hajautetumpi keräysvastuu 

on, sitä monimutkaisemmaksi järjestelmä muodostuu ja sitä korkeammiksi 

kasvavat sen toteutukseen liittyvät hallintokustannukset. 

Mikäli keräys on keskitettyä, järjestelmän toteutettavuuden ja toimivuuden 

kannalta on perusteltua, että tariffivarojen keräämisen ja maksamisen 

suorittaa sama organisaatio. On olennaista, että tällaisella organisaatiolla 

on olemassa pienin kustannuksin toteutettava mahdollisuus kohdistaa 

kustannuksia halutusti mahdollisimman tasapuolisesti mahdollisimman 

laajalle joukolle sähkön käyttäjiä. Tällaisia organisaatioita 

selvitettiin tämän työn yhteydessä. 

Tarkastelun tuloksena päädyttiin siihen, että potentiaalisin organisaatio 

tariffivarojen keskitettyyn keräämiseen on sähkömarkkinaviranomaisen 

sähkömarkkinalain 16 §:n mukaisesti järjestelmävastuuseen määräämä 

kantaverkonhaltija, joskin Energiamarkkinaviranomainen näkee tehtävän 

ongelmallisena. Myös kantaverkonhaltijan oman näkemyksen mukaan 

tariffin kerääminen ja maksaminen eivät ole mahdollisia osana 

kantaverkonhaltijan toimintaa (ks. Liite 3). Kantaverkonhaltijan tehtävät


Pvm: 28.02.2006 

Sivu: 18 (29) 

on määritelty sähkömarkkinalaissa, verkkoluvassa ja yhtiön perustamisasiakirjoissa. 

Kantaverkonhaltija tarjoaa asiakkailleen (alue- ja jakeluverkonhaltijat, 

suuret sähkön käyttäjät, sähköntuottajat) kantaverkkopalveluja, joiden 

avulla asiakkaat voivat siirtää sähköä muihin verkkoihin ja muista verkoista. 

Kantaverkonhaltija perii asiakkailta kuukausittain kulutus- ja 

kuormitusmaksun. Kulutusmaksu kohdistuu liittymispisteen takana tapahtuvaan 

sähkön kulutukseen, kun kuormitusmaksu kohdistuu liittymispisteen 

kautta kantaverkkoon tai kantaverkosta kulkevan sähkön 

määrään. 

Sähkömarkkinalain mukaan kantaverkon haltijan tulee hoitaa tehtävänsä 

sähkömarkkinoiden osapuolten kannalta tasapuolisella ja syrjimättömällä 

tavalla. Verkkopalvelujen myyntihintojen ja -ehtojen sekä niiden 

määräytymisperusteiden on oltava tasapuolisia ja syrjimättömiä. Näistä 

periaatteista saa poiketa vain erityisistä syistä. 

Pohjoismaiden kantaverkkoyhtiöiden yhteistyöorganisaatio Nordel on 

osana ministerineuvoston Akureyri -julistuksen toimenpiteitä tehnyt selvityksen 

13 kantaverkkotoiminnan harmonisoinnista osana tehokkaammin 

toimivia pohjoismaisia sähkömarkkinoita. Selvityksen mukaan kantaverkonhaltijoiden 

ydintehtäviä ovat: 

– kansallisen sähköjärjestelmän teknisen toimivuuden ja käyttövarmuuden 

varmistaminen 

– sähkön lyhyen aikavälin kysynnän ja tarjonnan tasevastuun hoitaminen 

– sähkön riittävän siirtojärjestelmän varmistaminen ja ylläpitäminen 

pitkällä aikavälillä 

– sähkömarkkinoiden toimintamahdollisuuksien edistäminen 

Ydintehtävät on hyväksytty pohjoismaisten energiaministereiden kokouksessa 

elokuussa 2005 Grönlannissa. Ministerit ovat sitoutuneet kyseisiin 

periaatteisiin pohjoismaisten sähkömarkkinoiden käynnissä olevassa 

kehittämistyössä. 

Kantaverkonhaltijan tehtävät, jotka eivät kuulu näihin ydintehtäviin, tulee 

selkeästi erottaa ydintehtävistä. Kantaverkkoyhtiön muiden tehtävien 

aiheuttamat kustannukset tulee rahoittaa läpinäkyvästi palvelun käyttäjille 

kohdistettujen erillisten maksujen kautta sähkömarkkinoiden osapuolten 

tasapuolisen kohtelun varmistamiseksi ja ristiinsubventioepäilyjen 

välttämiseksi. 

Energiamarkkinaviraston 14 mukaan kantaverkonhaltijan toimiminen 

syöttötariffin kerääjänä kantaverkkotariffin kautta ”on ongelmallinen 

sähkömarkkinalain tasapuolisuuden ja syrjimättömyyden vaatimusten 

kannalta, joskin sähkömarkkinalain mukaan myyntihintojen ja -ehtojen 

osalta tasapuolisuuden ja syrjimättömyyden vaateista saadaan poiketa 

13 Nordel, 2005. Enhancing Efficient Functioning of the Nordic Electricity Market – Summary and 

Conclusions 24.2.2005. 

14 Energiamarkkinavirasto, 2005. Lausunto 23.11.2005.


Pvm: 28.02.2006 

Sivu: 19 (29) 

erityisistä syistä”. Kantaverkon haltijalle annetut mahdolliset kantaverkkotoiminnan 

ulkopuoliset tehtävät tulee toiminnallisesti ja laskennallisesti 

eriyttää kantaverkkoliiketoiminnasta muuksi liiketoiminnaksi, 

mikäli niiden yhteenlaskettu liikevaihto ylittää kauppaja teollisuusministeriön 

asetuksessa sähköliiketoimintojen eriyttämisestä (79/2003) 3 

§:ssä asetetun merkitykseltään vähäisen toiminnan rajan. Eriytettäessä 

sähköliiketoimintoja muista liiketoiminnoista tai muita liiketoimintoja 

sähköliiketoiminnoista katsotaan merkitykseltään vähäisiksi sellaiset liiketoiminnat, 

joiden yhteinen liikevaihto on alle 10 prosenttia yhteisön 

tai laitoksen liikevaihdosta ja suuruudeltaan alle 500 000 euroa vuodessa. 

Merkitykseltään vähäiseksi ei kuitenkaan katsota verkonhaltijan harjoittamaa 

sähköverkkotoimintaa tai sähköverkkotoiminnan osatoimintoa. 

Lisäksi Energiamarkkinaviraston mukaan kantaverkkotoiminnan tulee 

olla oikeudellisesti eriytetty sähköntuotanto- ja sähkönmyyntitoiminnoista. 

Tarkasteltava syöttötariffijärjestelmä ei kuulu kantaverkonhaltijan ydintehtäviin. 

Siinä on kyse ’muusta liiketoiminnasta’, joka todennäköisesti 

ylittäisi merkitykseltään vähäisen 500 000 euron rajan. Se olisi siten nykyisen 

lain puitteissa toiminnallisesti ja laskennallisesti eriytettävä kantaverkkoliiketoiminnasta. 

Kyseeseen voisi tulla kaikelle sähkön käytölle 

kohdistuva erillinen energiapohjainen maksu, jonka on sähkömarkkinadirektiivin 

2003/54/EY artiklan 11 (4) hengessä liityttävä sähköntoimituksen 

turvaamiseen. Maksu voitaisiin asettaa kiinteäksi esimerkiksi 

vuodeksi kerrallaan, jolloin edellisen vuoden yli/alijäämä pyrittäisiin tasoittamaan 

seuraavan vuoden maksuilla. Maksu voitaisiin kerätä vähintään 

samaa aikaväliä käyttäen, kun tariffia maksetaan. Jakeluyhtiöt voisivat 

periä koituneen kustannuksen edelleen omilta asiakkailtaan. 

Hintapreemio voitaisiin periaatteessa maksaa toimijoille joko: 

– ostamalla sähkö toimijoilta markkinoita korkeampaan hintaan ja 

myymällä sähkö edelleen markkinahinnalla; tai 

– ohjaamalla toimijoille hintapreemion suuruinen bonus, jolloin toimijat 

myyvät sähkön normaalisti markkinoille. 

Mikäli kantaverkonhaltija tekisi sähkönmyyntitoimintaa, syöttötariffijärjestelmän 

hallinto tulisi nykyisen lain puitteissa oikeudellisesti eriyttää 

kantaverkkoliiketoiminnasta. Hintapreemion maksamiseen liittyviä 

oikeudellisia kysymyksiä ei tässä selvityksessä tarkasteltu yksityiskohtaisesti. 

Niihin tulee kiinnittää huomiota järjestelmän mahdollisessa toteutusvaiheessa. 

Tariffivarojen maksaminen voitaisiin toteuttaa jälkikäteen samaa aikaväliä 

käyttäen kuin turvelauhdetuotannon todentamisessa.


Pvm: 28.02.2006 

Sivu: 20 (29) 

5. SYÖTTÖTARIFFIJÄRJESTELMÄÄN LIITTYVÄT JÄRJESTELYT 

5.1. Hallinnollisia näkökohtia 

Syöttötariffijärjestelmän toteutuksen eri osa-alueet voidaan periaatteessa 

toteuttaa eri organisaatioissa. Toisaalta se ei ole välttämätöntä. 

Edellyttäen, että periaatteista on sovittu, tariffitason määrittäminen on 

selkeästi oma erillinen tehtävänsä, joka voidaan tarvittaessa antaa tehtäväksi 

ja toteuttaa missä tahansa. Mikäli tariffitaso on kiinteä hintapreemio, 

järjestelmä ei juurikaan lisää hallinnollisia kustannuksia tariffitason 

määrittämisen osalta. Mikäli tariffitaso on päivitettävä, järjestelmä vaatii: 

• internetiin avattavan sivun kertaluontoiset perustamiskustannukset, 

n. 5 000 – 10 000 € 

• internetsivuston jatkuvan ylläpidon päivitysvälin tiheydellä 

• tariffitason määrittämiseen vaadittavien hintatietojen keräysjärjestelmän 

suunnittelun ja toteutuksen sekä tehtävien vastuuttamisen 

Arviomme mukaan internetsivuston ylläpidon kustannukset ovat maksimissaan 

melko tiheällä tariffitason päivitysvälillä luokkaa 1 htv ≈ 

40 000 – 50 000 €/a. Mikäli järjestelmä toimisi vuosina 2007 - 2010, olisivat 

tariffitason määrittämisen kokonaiskustannukset maksimissaan 

luokkaa 150 000 – 200 000 €. Kustannukset ovat paljon tätä vähäisemmät, 

jos päivitysaikaväli on pidempi (>> 1kk). 

Taulukko 8. Karkea arvio tariffin määritys- ja todennuskustannuksista järjestelmässä 

vuoden 2006 rahassa. 

Päivitysväli 

Määritys- ja todennuskustannukset 

2006 – 2010 (€) 

Minimiarvio 

Maksimiarvio 

1 krt vuodessa 17 000 28 000 

2 krt vuodessa 24 000 38 000 

4 krt vuodessa 38 000 61 000 

12 krt vuodessa 92 000 150 000 

52 krt vuodessa 360 000 600 000 

Tuotannon todentamisen kustannukset riippuvat todentamisen tasosta ja 

tariffin päivitystiheydestä. Tuotannon todentamispalveluja tarjotaan tällä 

hetkellä mm. uusiutuvan energian tuotannon todentamiseen (sähkön alkuperätakuu). 

Tariffirakenteeseen kuuluu voimalaitoskohtainen liittymismaksu, 

voimalaitoskohtainen vuosimaksu ja todentamiskohtainen 

maksu. Tarkasteltavassa järjestelmässä todentaminen voi olla hieman 

vaikeampaa lauhdesähkön osuuden määrittämisen vuoksi. Arviomme 

mukaan todentaminen ei juuri aiheuta turvelauhteen tuottajille lisäkustannuksia, 

mikäli päivitystiheys on suurempi kuin 1 kk. Mikäli toden-


Pvm: 28.02.2006 

Sivu: 21 (29) 

tamistiheys olisi esimerkiksi viikko, turvelauhdesähkön tuottajien olisi 

tehtävä lisäponnistuksia seurannan suhteen. 

Tariffivarojen keräämisen ja maksamisen osalta kustannuksia syntyy 

mm. seuraavista asioista: 

• kertaluonteiset järjestelmän perustamiskustannukset (yksityiskohtaiset 

selvitykset, vastuuttaminen, tietojärjestelmät, koulutus 

ja viestintä) 

• järjestelmän ja varojen hallinnointi: mm. toimenpiteet rahoitusmarkkinoilla, 

seuranta ja raportointi, keräystariffin määrittäminen 

• yhteydenpito (todentajat, tariffitason määritys) 

Järjestelmän perustamiskustannukset ovat suuremmat, mikäli syöttötariffijärjestelmää 

ei voida liittää osaksi olemassa olevia toimintoja. 

Taulukko 9. Karkea arvio tariffivarojen keräys- ja maksukustannusten tasosta 

vuoden 2006 rahassa. 

Keräys- ja maksuväli 

Keräys- ja maksujärjestelmän kustannukset 

2006 – 2010 (€) 

Minimiarvio 

Maksimiarvio 

2 krt vuodessa 160 000 250 000 

4 krt vuodessa 200 000 300 000 

12 krt vuodessa 340 000 500 000 

Yhteensä siis järjestelmän hallinnointikustannuksiksi vuosina 2006 - 

2010 arvioimme karkeasti n. 150 000 € - 1 100 000 € riippuen laskentaoletuksista 

ja järjestelmän toteutusmallista. 

Erillinen vaikeasti arvioitavissa oleva kertaluonteinen kustannus, joka ei 

sisälly edellä esitettyyn arvioon, syntyy syöttötariffijärjestelmän vaatimasta 

perustamisprosessista lainsäädännön muutoksineen (ks. kohta 

5.2). 

5.2. Lainsäädännöllisiä näkökohtia 

Syöttötariffijärjestelmän toteuttaminen vaatisi lainsäädäntömuutoksia. 

Työssä tarkasteltiin syöttötariffijärjestelmän suhdetta erityisesti sähkömarkkinalakiin 

ja kilpailunrajoituslakiin. 

Kilpailunrajoituslain osalta on Kilpailuvirasto todennut, että syöttötariffijärjestelmän 

ei voida sanoa olevan suoraan nykyisen kilpailunrajoituslain 

vastainen tai vaativan siihen muutoksia 15 . 

Sähkömarkkinalain osalta asiantuntijat 16 ovat todenneet, että nykyisen 

sähkömarkkinalain säännökset eivät sinällään estä tai rajoita syöttötariffijärjestelmän 

käyttöönottoa. Toisaalta kysymyksessä on kokonaan uusi 

tukijärjestelmä Suomessa. Tämän vuoksi sen edellyttämälle säännöstölle 

ei ole olemassa olevassa lainsäädännössämme luontevaa sijoituspaikkaa. 

15 Kilpailuvirasto, tiedonanto 10.2.2006 

16 Hammarström Puhakka Partners Oy, 2006, (Ks. Liite 2) ja Tiedonanto, KTM, 2006.


Pvm: 28.02.2006 

Sivu: 22 (29) 

Asiantuntijalausuntojen 16 mukaan on perusteltua ja välttämätöntäkin, että 

syöttötariffijärjestelmän puitteista säädetään lain tasolla, koska järjestelmästä 

seuraa erilaisia oikeusvaikutuksia esim. kansalaisille ja yrityksille 

mm. kerättävien maksujen sekä maksettavien tukien muodossa ja 

toimeksi annettavien viranomaistyyppisten tehtävien vuoksi. Lakitasoisesti 

pitänee säätää mm. tariffimaksujen keräämisestä ja tariffivarojen 

maksamisesta, kuten mikä taho tai mitkä tahot keräävät maksut, mikä 

taho tai mitkä tahot maksavat tariffin, keneltä maksut kerätään, kenelle 

tariffi maksetaan, sekä kuka tekee päätökset tariffimaksujen suuruudesta 

ja tariffin tason määräytymisperusteista. Myös erinäisistä muista 

seikoista lienee säädettävä lakitasolla. 

Periaatteessa rajatun syöttötariffijärjestelmän puitteista säätäminen voidaan 

toteuttaa joko lisäämällä tarvittavat säännökset voimassaolevaan 

sähkömarkkinalakiin tai säätämällä asiasta erillislaki. Pääosin edelliseen 

tapaan liittyviä näkökohtia on käsitelty asiantuntijalausunnossa 17 . Lainsäädännön 

selkeyden vuoksi rajatun ja määräaikaisen syöttötariffijärjestelmän 

puitteista saattaisi kuitenkin olla tarkoituksenmukaisempaa säätää 

erillislailla, periaatteessa samaan tapaan kuin on säädetty uusiutuvilla 

energialähteillä tuotetun sähkön alkuperätakuista. Käyttökelpoisimman 

tavan harkinta jää lainvalmistelusta vastaavalle viranomaiselle, tässä tapauksessa 

kauppaja teollisuusministeriölle. 

6. TALOUDELLISET VAIKUTUKSET 

Tässä kappaleessa tarkastellaan syöttötariffijärjestelmän taloudellisia 

vaikutuksia kvalitatiivisesti ja kvantitatiivisesti. 

Syöttötariffijärjestelmällä ei ole taloudellisia vaikutuksia, kun sähkön 

hinta on niin alhainen, että hintapreemiosta huolimatta turvelauhdetta ei 

ajeta. Tilanne on melko selvä myös, kun sähkön hinta on niin korkea, että 

turvelauhdetta ajettaisiin myös ilman hintapreemiota. Tällöin turvelauhteen 

tuottaja saa sähkön markkinahinnan lisäksi hintapreemion, ellei 

sitä ole mitenkään rajoitettu. Tilanne muuttuu vaikeammaksi, kun turvelauhteen 

tuotanto on lähellä marginaalia. Kuvassa 5 on esitetty yksinkertaistettu 

markkinatilanne ilman syöttötariffijärjestelmää sekä syöttötariffijärjestelmän 

aiheuttamat muutokset tilanteessa, jossa tariffi siirtää 

turvelauhteen ajojärjestyksessä hiili/kaasulauhteen edelle. Kuvassa on 

oletettu, että parhaan hiili- tai kaasulauhteen muuttuvat kustannukset 

ovat ennen syöttötariffijärjestelmää alemmat kuin turvelauhteella, ja että 

sähkön kysyntä on jäykkää. 

17 Hammarström Puhakka Partners Oy, 2006, (Ks. Liite 2)


Pvm: 28.02.2006 

Sivu: 23 (29) 

Ennen syöttötariffia: 

Sähkön kysyntä D 

Muuttuva sähkön 

tuotantokustannus €/MWh e 

Sähkön hinta P 0 

Ydin-, vesi- ja CHP 

Hiili/Kaasulauhde 

(paras) 

Turvelauhde 

Muu lauhde 

huippukaasuturbiinit 

ym. 

Teho (MW e 

) 

Muuttuva sähkön 

tuotantokustannus €/MWh e 

Syöttötariffin jälkeen: 



Ydin-, vesi- ja CHP 

Turvelauhteen 

tuotanto Q 

Turvelauhde 

Sähkön kysyntä D 

Turvelauhteen 

hintapreemio T 

Hiili/Kaasulauhde 

(paras) 

Muu lauhde, 

huippukaasuturbiinit 

ym. 

Teho (MW e 

) 

Kuva 5. Periaatekuva hintapreemion vaikutusmekanismista (kuvan suhteet eivät 

vastaa todellisuutta). 

6.1. Turvelauhdesähkön tuottajat 

Turvelauhdesähkön tuottajat pystyvät syöttötariffin ansiosta tarjoamaan 

sähköä aiempaa halvemmalla markkinoille. Turvelauhdelaitokset voivat 

myydä sähköä tavoitemarginaalin, M, verran halvemmalla kuin kilpailevat 

lauhdutusvoimalaitokset. Tietyissä markkinatilanteissa – kun turvelauhde 

on marginaalituottaja - tämä laskee sähkön markkinahintaa tasosta 

P 0 tasoon P 1 . Turvelauhdetuottajien taloudellinen vaikutus syntyy 

kahdesta eri mekanismista, lisääntyneistä ajotunneista ja toisaalta paremmasta 

myyntikatteesta ajotuntien aikana. On tosin huomattava, että ajotunnit 

lisääntyvät niinä tunteina, jolloin myyntikate on alhaisimmillaan.


Pvm: 28.02.2006 

Sivu: 24 (29) 

Jos hintapreemiota ei makseta niinä tunteina kun sähkön markkinahinta 

on riittävä, on epävarmaa, onko järjestelmällä niin merkittäviä positiivisia 

vaikutuksia turvelauhdetuottajien talouteen, että lauhdelaitosten valmiustilassa 

pitäminen olisi taloudellisesti kannattavaa. 

Järjestelmän piiriin kaavailluilla turvelauhdelaitoksilla on eroja sekä 

muuttuvissa kustannuksissa että ajotavoissa. Osa laitoksista käynnistetään 

vain pidemmäksi aikaa kerrallaan, vähintään useaksi päiväksi. Osa 

laitoksista voidaan käynnistää tarvittaessa lyhyeksikin aikaa. Laitokset, 

joilla on suurimmat muuttuvat kustannukset, ovat laitoksia, jotka voidaan 

käynnistää muita lyhyemmäksi aikaa. Nämä laitokset voivat seurata 

tarkemmin sähkön markkinahinnan muutoksia, ja nämä voivat ajaa lyhyetkin 

sähkön hintapiikit. Toisaalta hitaampia laitoksia ei välttämättä suljeta, 

jos sähkön hinta laskee muuttuvien kustannusten alle lyhyeksi ajaksi. 

6.2. Muut sähkön tuottajat 

On todennäköistä, että järjestelmä laskee ajoittain sähkön markkinahintaa. 

Tällöin myös muut sähköntuottajat osallistuvat järjestelmän kustannuksiin 

saamalla omasta tuotannostaan aiempaa pienemmän tuoton. Lisäksi 

lähinnä lauhdetuottajien ajotunnit pienenevät. On tosin huomattava, 

että lauhdetuottajien ajotunnit pienenevät niiltä osin, jolloin myyntikate 

on alhaisimmillaan. 

Koska syöttötariffijärjestelmä vaikuttaa pohjoismaisten sähkömarkkinoiden 

hinnanmuodostukseen, ajotuntien määrän väheneminen kohdistuu 

marginaalissa oleviin tuotantomuotoihin koko markkina-alueella, ei siis 

ainoastaan Suomessa. 

Tämän selvityksen yhteydessä ei tarkasteltu järjestelmän mahdollisia 

vaikutuksia muun sähköntuotantokapasiteetin toimintaedellytyksiin. 

6.3. Turpeen tuottajat 

Turpeen tuottajiin kohdistuva taloudellinen vaikutus syntyy lisääntyneestä 

turpeen käytöstä. Teoriassa lisääntynyt kysyntä myös kasvattaa 

hintaa, mutta käytännössä hintaa voitaneen pitää näiltä osin vakaana. 

Poikkeuksen hintajäykkyyteen voi muodostaa tilanne, jossa tariffi on 

muotoiltu niin, että se kasvaa turpeen hinnan noustessa. Tällöin turpeen 

ostajilla ei ole kannustinta pitää turpeen hintaa alhaalla, vaan ostajat voivat 

entistä helpommin hyväksyä korkeammat hinnat. 

6.4. Sähkön käyttäjät 

Sähkön käyttäjille järjestelmästä aiheutuu kaksi vaikutusta. Kun järjestelmän 

kustannukset kerätään sähkölaskun yhteydessä, loppukäyttäjän 

maksama hinta sähköstä nousee. Toisaalta edellisen tarkastelun perusteella 

sähkön markkinahinta laskee tietyin ehdoin, millä on sähkölaskua 

pienentävä vaikutus. Lisäksi on vaikea arvioida, kuinka suuri osa hyö-


Pvm: 28.02.2006 

Sivu: 25 (29) 

dystä siirtyy todella loppukäyttäjille ja kuinka suuri osa jää sähköyhtiöille. 

6.5. Kvantitatiivinen analyysi 

Seuraavassa on arvioitu syöttötariffijärjestelmän kvantitatiivisia vaikutuksia 

toteutuneiden hintatietojen perusteella yhden esimerkkivuoden 

2005 tilanteessa. Vuosi 2005 on valittu, koska se on ainoa vuosi, jolloin 

päästökauppa on toistaiseksi ollut vaikuttamassa markkinoihin. On huomattava, 

että pohjoismainen vesitilanne oli vuonna 2005 normaalia parempi. 

Tarkastelussa on arvioitu turvelauhdelaitosten laskennallisia ajotunteja 

ja niiden taloudellisia vaikutuksia toisaalta ilman syöttötariffijärjestelmää 

ja syöttötariffijärjestelmän kanssa päivätasolla. Laskennallisuudella 

tarkoitetaan tässä sitä, että tiedot eivät perustu todellisiin ajotietoihin, 

vaan voimalaitosten on oletettu ajavan aina - ja vain - jos sähkön spothinta 

on ylittänyt sähköntuotannon muuttuvat kustannukset. Todellisuudessa 

osa laitoksista reagoi hintoihin hitaammin. 

Tarkastelussa on myös yksinkertaistaen oletettu, että sähkön kysyntä on 

jäykkää ja että vaikutukset sähkön hintaan ovat marginaalisia. Sähkön 

hinnan laskun arvioiminen on vaikeaa ja toteutettavissa ainoastaan energiajärjestelmämalleilla. 

On korostettava, että syöttötariffijärjestelmän hintapreemiot on laskettu 

vuonna 2005 vallinneiden hintatasojen mukaan. Syöttötariffijärjestelmän 

kvantitatiivisen vaikutuksen absoluuttiset tasot (esimerkiksi euromääräinen 

kustannusvaikutus) riippuvat täysin vallitsevista hyödykemarkkinoiden 

hintatasoista. Tarkastelulla pyritään vertaamaan eri järjestelmävaihtoehtojen 

ominaisuuksia selvityksen tavoitteiden suhteen. On kuitenkin 

huomioitava, että vuonna 2005 päästöoikeuden hinta nousi alkuvuoden 

aikana melko jyrkästi ja pysyi loppuvuoden n. 20 – 25 €/tCO 2 tasolla. 

Hintapreemiota ja sen vaikutuksia on arvioitu kolmella tavalla: 

– kuukausittain etukäteen päivittäen polttoainehintojen ja päästöoikeuden 

hintojen perusteella 

– vuoden alun tietojen perusteella asetetun kiinteän preemion avulla 

sekä 

– kompensoimalla päästöoikeuden hinnan vaikutus ilman polttoainehintojen 

tarkastelua 

Turvelauhdelaitosten osalta on otettu huomioon niiden erilainen kustannusrakenne. 

Järjestelmän piiriin kuuluvien voimalaitosten lauhdetehon 

oletuksena on käytetty laskelmassa 500 MW e . 

Polttoaineiden osalta on käytetty kuukausitietoja. Kivihiilen hintatiedot 

ovat tammi-syyskuulta. Loppuvuoden hinta on pidetty syyskuun tasolla. 

Tarkastelussa sovelletut turpeen hinnat perustuvat Vapo Oy Energian 

ilmoittamiin hintatasoihin. Maakaasun osalta ei tarkasteluja ole tehty, 

koska maakaasulauhteen muuttuva sähköntuotantokustannus on pysynyt


Pvm: 28.02.2006 

Sivu: 26 (29) 

Vaikutus 

kivihiililauhdetta korkeampana. Tilanne saattaa kuitenkin muuttua tulevina 

vuosina, etenkin jos päästöoikeuden hinta kohoaa. 

Kustannusvaikutukset on eritelty ryhmittäin. Tulosten mukaan 

(Taulukko 10) vuonna 2005 olisi järjestelmävaihtoehdosta riippuen saatu 

n. 1,2 – 6,2 miljoonan euron panostuksella lisättyä energiaturpeen kulutusta 

n. 0,5 – 2,2 TWh pa . Kustannusvaikutus sähkönkuluttajille (sis. alv) 

olisi ollut n. 0,002 – 0,009 snt/kWh e . Järjestelmä olisi pienentänyt muiden 

pohjoismaisilla sähkömarkkinoilla toimivien sähköntuottajien myyntituottoja 

n. 7 – 28 miljoonaa euroa. Lauhdevoimalla Pohjoismaissa tuotetun 

sähkön arvo oli kokonaisuudessaan vuonna 2005 luokkaa 500 miljoonaa 

euroa 18 . 

Taulukko 10. Järjestelmävaihtoehtojen kvantifioitu laskennallinen muutosvaikutus 

vuoden 2005 tilanteessa eri arvoilla tavoitemarginaalille, M (€/MWh e ) 

Kuukausittain, 

etukäteen 

määritettävä 

hintapreemio 

M = 0 

€/MWh e 

M = 1 

€/MWh e 

M = 0 

€/MWh e 

Vuosittain, 

etukäteen 


hintapreemio 

M = 1 

€/MWh e 

M = 2 

€/MWh e 

Kuukausittain 

etukäteen 


hintapreemio 

(päästöoikeuden 

hinnan 

kompensointi) 

Kustannusvaikutus (käyttäjien 

-3,6 -6,2 -1,8 -3,4 -5,7 -1,2 

maksama tariffi), M€/a 

Muutos turvelauhdesähkön +2,0 +2,9 +1,2 +1,9 +2,8 +0,9 

tuottajien myyntikatteessa, 

M€/a 

Muutos energiaturpeen tuottajien 

+9,6 +15,8 +5,3 +9,7 +15,2 +3,6 

myyntituotoissa, M€/a 

Muutos muiden sähköntuottajien 

-17,6 -28,0 -9,2 -16,5 -25,3 -7,1 

myynnissä, M€/a 

Muutos turvelauhteen +8,3 +13,3 +3,8 +6,9 +10,9 +3,4 

päästöoikeuskustannuksissa, 

M€/a 

Muutos turvelauhteen +1,3 +2,2 +0,7 +1,3 +2,1 +0,5 

muissa muuttuvissa 

kustannuksissa, M€/a 

YHTEENSÄ, M€/a 0 0 0 0 0 0 

Kustannusvaikutus sähkön 

käyttäjille (sis. alv), snt/kWh e 

Keskimääräinen hintapreemio 

T, €/MWh e 

Vaikutus energiaturpeen 

kulutukseen, TWh pa 

Ajojärjestys tavoitteen 

mukainen, % ajasta 

Maksettu tariffi, 

€/lisä-MWh pa 

0,005 0,009 0,003 0,005 0,008 0,002 

5,1 6,1 3,4 4,4 5,4 3,2 

1,3 2,2 0,7 1,3 2,1 0,5 

34 100 13 22 43 0 

2,7 2,8 2,5 2,5 2,7 2,5 

Järjestelmävaihtoehdot tuottivat esimerkissä tehokkuushäviötä kahdella 

tavalla. Kalleimman turvelauhdelaitoksen mukaan määritetty hintapree- 

18 Nordel, 2006, Nordpool, 2006


Pvm: 28.02.2006 

Sivu: 27 (29) 

mio maksettiin kaikissa olosuhteissa myös parhaalle turvelauhdelaitokselle. 

Toiseksi hintapreemio kaikille turvelauhdelaitoksille maksettiin 

riippumatta sähkön markkinahinnasta. Tehokkuushäviöitä on mahdollista 

vähentää, mutta se monimutkaistaa järjestelmää. 

Järjestelmävaihtoehdoista vain kuukausittain päivitettävä tariffi olisi 

taannut selvityksen tavoitteiden mukaisen ajojärjestyksen, mikäli tavoitemarginaali 

M olisi riittävä (tässä tapauksessa M = 1 €/MWh e ). Vain 

päästöoikeuden hinnan mukaan muuttuva hintapreemio johtaa alhaisempaan 

hintapreemion tasoon eikä pysty vaikuttamaan halutusti ajojärjestykseen. 

Kiinteään preemioon perustuva järjestelmä ei vaikuta halutusti 

ajojärjestykseen, mutta lisää turpeen kulutusta kuukausittain päivitettävään 

tariffiin verrattavasti.


Pvm: 28.02.2006 

Sivu: 28 (29) 

7. JOHTOPÄÄTÖKSET 

Tämän selvityksen tavoitteena oli selvittää millainen ja miten rakennettu 

olisi sellainen rajattu sähkön syöttötariffijärjestelmä, joka turvaisi määräaikaisesti 

vuosina 2006 - 2010 turvetta polttoaineena käyttävän, olemassa 

olevan peruslauhdesähkökapasiteetin ajojärjestyksen Suomen sähköntuotantojärjestelmässä 

ennen kivihiilellä ja maakaasulla tuotettavaa 

peruslauhdesähköä. Syöttötariffilla voidaan ”alentaa” turvelauhdelaitosten 

muuttuvia sähköntuotantokustannuksia, ja siten parantaa niiden kilpailukykyä. 

Parantunut kilpailukyky taas parantaa voimalaitosten asemaa 

koko kapasiteetin keskinäisessä ”ajojärjestyksessä”. Selvityksessä tarkasteltiin 

kyseistä syöttötariffijärjestelmää lainsäädännön - erityisesti EYlainsäädännön 

– näkökulmasta, muutamaa ulkomaista järjestelmää, syöttötariffijärjestelmän 

toteutusvaihtoehtoja, järjestelmän toteuttamiseen 

liittyviä järjestelyjä ja sen taloudellisia vaikutuksia. 

Tarkasteltu syöttötariffijärjestelmä on asiantuntijalausunnon mukaan 

mahdollinen EY:n sähkömarkkinadirektiivin 2003/54/EY puitteissa keskeisenä 

perustelunaan sähkön toimitusvarmuus. Myöskään Suomen energialainsäädännöstä 

ei löydy säännöksiä, jotka estäisivät tai rajoittaisivat 

syöttötariffijärjestelmän käyttöönottoa. Syöttötariffijärjestelmän toteuttaminen 

vaatisi kuitenkin muutoksia sähkömarkkinoita koskevaan lainsäädäntöön. 

Järjestelmän ei voida suoraan sanoa olevan kilpailunrajoituslain 

vastainen, vaikkakin se tulisi toteuttaa minimoiden haittavaikutukset 

kilpailuun. 

Järjestelmän mahdollisessa toteutusvaiheessa tulisi pyrkiä varmistamaan, 

ettei sähkön toimitusvarmuuden edistämisellä syöttötariffijärjestelmän 

avulla ajauduta tilanteeseen, jossa muuta sähköntuotantokapasiteettia 

joudutaan vastaavasti poistamaan kokonaan käytöstä. Tämän selvityksen 

yhteydessä ei arvioitu järjestelmän mahdollisia vaikutuksia muun sähköntuotantokapasiteetin 

toimintaedellytyksiin. 

Syöttötariffijärjestelmän toteutuksessa on ratkaistava neljä erillistä osaaluetta: 

tariffitason määritysmekanismi, tuotannon todentamismekanismi, 

tariffivarojen keräämismekanismi sekä tariffivarojen maksamismekanismi. 

Tariffitaso, joka saavuttaa selvityksen tavoitteen, riippuu 

polttoaineiden ja päästöoikeuden hinnoista, ja on siksi jatkuvasti muuttuva. 

Mikäli oikea ajojärjestys halutaan jatkuvasti turvata, on tariffitaso joko 

asetettava riittävän korkeaksi tai päivitettävä riittävän usein. Mitä 

useammin tariffia päivitetään, sitä useammin turvelauhdelaitosten tuotanto 

(turpeen osuus polttoaineesta ja lauhdesähkön osuus sähköntuotannosta) 

on todennettava. On kuitenkin huomattava, että oikean ajojärjestyksen 

pysyvyys ei ole välttämätön eikä riittävä ehto energiaturpeen kulutuksen 

lisäämiselle. Energiaturpeen kulutus lisääntyy turvelauhdelaitosten 

tuotannon myötä, ja tuotannon määrä riippuu ajojärjestykseen 

vaikuttavien asioiden lisäksi sähkön markkinahinnasta. 

Tariffivarojen keräys ja maksaminen tulisi keskittää samaan organisaatioon. 

Potentiaalisin organisaatio tariffivarojen keskitettyyn keräämiseen


Pvm: 28.02.2006 

Sivu: 29 (29) 

on sähkömarkkinaviranomaisen sähkömarkkinalain 16 §:n mukaisesti 

järjestelmävastuuseen määräämä kantaverkonhaltija, joskin nykyisen lain 

puitteissa tehtävä nähdään vähintäänkin ongelmallisena (Energiamarkkinavirasto) 

ellei mahdottomana (kantaverkonhaltija). 

Syöttötariffijärjestelmän osa-alueiden toteuttaminen vaatisi hallinnollisia 

kustannuksia, joita haarukoitiin tässä selvityksessä hyvin karkealla tasolla. 

Riippuen mm. päivitystiheydestä ja muista järjestelmään liittyvistä 

oletuksista hallinnolliset kustannukset vuosina 2006 - 2010 olisivat luokkaa 

150 000 – 1 100 000 euroa. 

Selvityksessä tarkasteltiin kolmea syöttötariffijärjestelmän toteutusvaihtoehtoa 

vuoden 2005 markkinaolosuhteissa. Tulosten mukaan järjestelmällä 

olisi toteutusvaihtoehdosta riippuen saatu n. 1,2 – 6,2 miljoonan 

euron panostuksella lisättyä energiaturpeen kulutusta n. 0,5 – 2,2 TWh pa , 

kun energiaturpeen kulutus on ollut vuosina 2001 - 2004 tasolla 23,9 – 

27,5 TWh pa 19 ja vuonna 2005 tasolla 18,3 TWh pa 20 . Kustannusvaikutus 

sähkönkuluttajille (sis. alv) olisi ollut n. 0,002 – 0,009 snt/kWh e . Järjestelmä 

olisi pienentänyt muiden pohjoismaisilla sähkömarkkinoilla toimivien 

sähköntuottajien myyntituottoja n. 7 – 28 miljoonaa euroa, kun 

lauhdevoimalla Pohjoismaissa tuotetun sähkön arvo oli kokonaisuudessaan 

vuonna 2005 luokkaa 500 miljoonaa euroa. Selvityksen yhteydessä 

ei arvioitu, kuinka suuri osuus tästä olisi kohdistunut Suomeen. Keskimääräinen 

hintapreemio oli tarkastelluissa vaihtoehdoissa vuonna 2005 

n. 3 – 6 €/MWh e . On syytä korostaa, että vaikutusten absoluuttiset tasot 

riippuvat eri vuosien markkinatilanteesta. 

Selvityksen seurantaryhmän tarkasteltua syöttötariffijärjestelmää koskevia 

lausuntoja on esitetty Liitteissä 3 – 5. 

19 Tilastokeskus, Energiatilasto 2004. 

20 Tilastokeskus, Ennakkotieto 2005.

LIITTEET 

Liite 1. Feed in –tariffi ja EY-oikeus. Hammarström, Puhakka & Partners, 

Lausunto 24.10.2005 

Liite 2. Syöttötariffijärjestelmän toteuttaminen. Hammarström, Puhakka 

& Partners, Muistio 13.2.2006 

Liite 3. Fingrid Oyj:n kommentit 22.2.2006 

Liite 4. Turveteollisuus ry:n kommentit 24.2.2006 

Liite 5. Jukka Leskelän (Energiateollisuus ry) kommentit 27.2.2006

1 (12) 

LAUSUNTO 

24.10.2005 

Jouni Alanen 

Asianajaja, OTL, LL.M. Eur 

FEED IN –TARIFFI JA EY-OIKEUS 

TIIVISTELMÄ 

EY:n säädöksistä ja määräyksistä turvelauhdesähkön Feed in –tariffin sallittavuuden 

kannalta merkityksellisiä ovat sähkön sisämarkkinadirektiivi 

2003/54/EY ja perustamissopimuksen 28 ja 30 artikla tavaroiden vapaasta 

liikkuvuudesta. EY:n valtiontukisäännöt eivät sen sijaan ole relevantteja. EY:n 

tuomioistuimen ja komission ratkaisukäytännön mukaan Feed in –tariffi ei nimittäin 

sisällä EY:n perustamissopimuksen 87 artiklassa tarkoitettua valtiontukea, 

koska velvoitteeseen ostaa sähköä tiettyyn vähimmäishintaan ei liity 

valtion varojen suoraa tai välillistä siirtämistä sähköä tuottaville yrityksille. 

Turvesähkön Feed in –tariffin on katsottava olevan sähkön sisämarkkinadirektiivin 

mukainen. On sinänsä tulkinnanvaraista, onko tariffi jonkinlaisessa ristiriidassa 

sähkön sisämarkkinadirektiivin 3 (1) artiklan asettaman tasapuolisuusvelvoitteen 

kannalta. Feed in –tariffi on katsottava kuitenkin joka tapauksessa 

sallituksi, koska se voidaan perustella tavoitteella turvata energian 

toimitusvarmuus. Tätä tulkintaa tukee vahvasti myös direktiivin 11 (4) artiklan 

säännös, jonka mukaan kotimaisella primäärinenergialla tuotetulle sähkölle 

saadaan antaa etusija ajojärjestyksessä 15 prosenttiin saakka sähkön kokonaiskulutuksesta 

kyseisessä maassa. 

Feed in –tariffin sisältämä kotimaisen turvesähkön hankintavelvoite on EY:n 

tuomioistuimen oikeuskäytännön mukaan periaatteessa EY:n perustamissopi- 

Asianajotoimisto Hammarström Puhakka Partners Oy • Stenbäckinkatu 26, 00250 Helsinki 

Puhelin (09) 474 21 • Fax (09) 474 2222, 474 2323, 474 2324 • E-mail: etunimi.sukunimi@hpplaw.fi 

Kotipaikka Helsinki • Y-tunnus 0224138-5 • www.hpplaw.fi

2 (12) 

muksen 28 artiklan vastainen tuonnin rajoitus, koska velvoite rajoittaa sähkön 

tuontimahdollisuuksia. EY:n tuomioistuimen oikeuskäytännön perusteella on 

kuitenkin katsottava, että turvelauhdesähkön Feed in –tariffi voidaan perustella 

tavoitteella turvata energian toimitusvarmuus, osana perustamissopimuksen 30 

artiklan tunnustamaa yleisen turvallisuuden tavoitetta, joka oikeuttaa poikkeamaan 

28 artiklan asettamasta kiellosta. 

1 Lausunnon tarkoitus 

Turveteollisuusliitto ry on pyytänyt allekirjoittaneelta oikeudellista arviota ns. 

Feed in –tariffin EY-oikeudellisesta sallittavuudesta. Kyseisessä järjestelyssä 

kantaverkkoyhtiö (käytännössä Fingrid Oy) velvoitettaisiin lailla ostamaan kotimaista 

turpeella tuotettua lauhdesähköä ennalta määrättyyn, markkinasähkön 

hintaa korkeampaan hintaan, syöttääkseen sitä edelleen valtakunnalliseen sähköverkkoon. 

1 Kantaverkkoyhtiö perisi kustannukset kantaverkkomaksussaan, 

jolloin kyseisestä ostovelvoitteesta aiheutuvat kustannukset jakautuisivat kaikkien 

kotimaisten sähköntuottajien ja tuotantomuotojen kesken. 

Feed in –tariffin tarkoituksena on sähkön toimitusvarmuuden turvaaminen, kotimaisen 

lauhdesähkötuotannon kapasiteetin säilyttäminen ja työllisyyden 

edistäminen. 

Lausuntoa varten on otettu huomioon kaikki EY-oikeuden kannalta relevantit 

säädökset ja säännökset sekä niitä koskeva ratkaisukäytäntö, EU:n komission 

julkaisemat kertomukset ja muut asiakirjat. 

1 Turvelauhdesähköstä maksettavan hinnan olisi määrä vaihdella markkinahinnan mukaan. Tällä (hintamekanismilla) ei kuitenkaan 

voida katsoa olevan välitöntä merkitystä Feed in –tariffin sallittavuuden kannalta.

3 (12) 

2 Oikeudellinen arviointi 

2.1 Lähtökohtana PreussenElektra -tapaus 

EY:n tuomioistuin ja komissio ovat ottaneet kantaa Feed in –tariffiin lähinnä 

Saksan lainsäädäntöä käsitellessään. Lisäksi ratkaisukäytännöstä on mainittava 

erityisesti komission päätökset Irlannin turvesähkön hankintavelvoitteesta 2 sekä 

Ruotsin vihreitä sertifikaatteja koskevasta järjestelmästä, joka koskee myös 

lämpövoimaloissa tuotettua turvesähköä (mutta ei siis turvelauhdesähköä) 3 . 

Vaikka viimeksi mainituissa tapauksissa kysymys ei ollut Feed in –tariffista, 

erityisesti Irlannin tapauksella on merkitystä tämän lausunnon kannalta, sillä 

tapauksessa komissio otti merkittävällä tavalla kantaa turpeen asemaan energian 

toimitusvarmuuden kannalta. 

Keskeinen lähtökohta Feed in –tariffin arvioinnissa on se, että tariffi ei muodosta 

EY:n perustamissopimuksen 87 artiklassa tarkoitettua valtiontukea, koska 

velvoitteeseen ostaa tiettyyn vähimmäishintaan turpeella tuotettua lauhdesähköä 

ei liity valtion varojen suoraa tai välillistä siirtämistä tällaista sähköä 

tuottaville yrityksille. Varat siirtyvät toisin sanoen yritysten välillä, ne eivät 

tule valtiolta tai sen välityksellä. Sillä ei ole merkitystä, että varojen siirto 

perustuu lain säännökseen eli valtion toimenpiteeseen (asia C-379/98 PreussenElektra 

AG) 4 . 

Tapauksessa PreussenElektra EY:n tuomioistuin vahvisti myös, että Feed in – 

tariffijärjestelmän rajaaminen Saksassa tuotettuun sähköön ei rikkonut EY:n 

perustamissopimuksenmääräyksiä tavaroiden vapaasta liikkuvuudesta (28-30 

artikla). 

2 Komission päätös 30.10.2001, C(2001)3265 (N 6/A/2001). Tapausta käsitellään jäljempänä kohdassa 2.2.2. 

3 Komission päätös 19.11.2003, C(2003)4415 (N 294/2003). 

4 EYT kok. 2001, s. I-2099.

4 (12) 

EU:n komissio vahvisti Saksan Feed in –tariffijärjestelmistä vuonna 2002 antamissaan 

valtiontukipäätöksissä, etteivät järjestelmät muodostaneet valtiontukea. 

Komissio ei nostanut EY:n valtiontukisäännösten lisäksi myöskään muita 

EY-oikeudellisia normeja hyväksynnän esteeksi. 5 

Muun muassa sen vuoksi, että PreussenElektra –tapaus koski uusiutuvilla 

energialähteillä tuotettua sähköä, eikä siis turvesähköä, viimeksi mainittua 

koskevan Feed in –tariffin EY-oikeuden mukaisuutta on tarkasteltava hieman 

lähemmin ottaen lähtökohdaksi sähkön sisämarkkinadirektiivin 2003/54/EY 

säännökset (ks. seuraava 2.2 kohta). On myös huomattava, että kysymyksessä 

oli tyypiltään ennakkoratkaisu, jossa EY:n tuomioistuin vastaa (yleensä vain) 

niihin kysymyksiin, jotka kansallinen tuomioistuin on sille esittänyt. 

Sähkön sisämarkkinadirektiivin lisäksi on syytä käsitellä turvelauhdesähkön 

Feed in –tariffia lähemmin myös EY:n perustamissopimuksen tavaroiden vapaata 

liikkuvuutta koskevien määräysten valossa (ks. kohta 2.3). 

2.2 Feed in –tariffin arviointi erityisesti sähkön sisämarkkinadirektiivin säännösten perusteella 

2.2.1 Direktiivin säännökset 

EY:n sekundaarisäädöksistä sähkön sisämarkkinadirektiivi 2003/54/EY 6 on 

ainoa suoraan relevantti säädös Feed in –tariffin kannalta. 

Direktiivin 11 artiklan 3 ja 4 kohdan mukaan: 

”3. Jäsenvaltio voi vaatia verkko-operaattoria antamaan sähköntuotantolaitosten 

ajojärjestyksessä etusijan niille sähköntuotantolaitoksille, jotka käyttävät 

5 Komission päätös 22.5.2002, C (2002)1887 fin (NN 27/2000), joka koski uudistettua uusiutuvilla energialähteillä tuotetun 

sähkön Feed in –tariffia. Komission päätös 22.5.2002, C (2002)1889 fin (NN 68/2000), joka koski yhdistetyssä sähkön ja 

lämmön tuotannossa tuotetun sähkön Feed in –tariffia. 

6 Euroopan parlamentin ja neuvoston direktiivi 2003/54/EY, annettu 26.6.2003, sähkön sisämarkkinoita koskevista yhteisistä 

säännöistä ja direktiivin 96/92/EY kumoamisesta, EYVL nro L 176, 15.7.2003, s. 37. Direktiivillä siis korvattiin alkuperäinen 

sähkön sisämarkkinadirektiivi 96/92/EY, annettu 19.12.1996, EYVL nro L 027, 30.1.1997, s. 20.

5 (12) 

uusiutuvia energialähteitä tai jätettä tai tuottavat yhdistetysti sekä lämpöä että 

sähköä. 

4. Jäsenvaltio voi sähköntoimituksen turvaamiseksi määrätä, että tämä etusija 

ajojärjestyksessä annetaan sellaisille sähköntuotantolaitoksille, jotka käyttävät 

kotimaisia raakaenergiapolttoainelähteitä, mutta vain siinä määrin, että minään 

kalenterivuonna ei ylitetä 15:tä prosenttia kyseisessä jäsenvaltiossa kulutettavan 

sähkön tuottamiseen tarvittavasta raaka-energian kokonaismäärästä.” 

Artiklan 11 säännökset sisältyivät sellaisinaan alkuperäisen sähkön sisämarkkinadirektiivin 

96/92/EY 8 artiklaan. 

Artiklan neljäs kohta on relevantti tässä kysymyksessä olevan Feed in –tariffin 

kannalta. Lainattu suomenkielinen säännösversio on hieman epäselvä, mutta 

muunkielisistä versioista 7 ilmenee selvästi, että etusija saadaan antaa energian 

toimitusvarmuuden turvaamiseksi sähkölle, jonka määrä on enintään 15 prosenttia 

kyseisen maan kokonaissähkönkulutuksesta laskettuna käytetyn primäärienergiamäärän 

perusteella. Artiklan neljäs kohta ei siis viittaa kolmannen 

kohdan mukaiseen etusijaan vaan on itsenäinen säännös. Tämä ilmenee myös 

komission sähkön sisämarkkinoita koskevista asiakirjoista 8 ja mm. jäljempänä 

käsiteltävästä Irlannin turvesähkön hankintavelvoitetta koskevasta valtiontukipäätöksestä. 

Direktiivin 11 artiklan 3 ja 4 kohta muodostavat poikkeuksen saman artiklan 2 

kohdasta, jossa todetaan mm., että sähköntuotantolaitosten ajojärjestys ja ra- 

7 Ruotsiksi: ”En medlemsstat kan, av försörjningstrygghetsskäl bestämma att, vid avgörande av inmatningsordningen, prioritet 

skall ges åt produktionsanläggningar som använder inhemskt bränsle i en utsträckning som inte något kalenderår överstiger 15 

% av den totala mängd primärenergi som behövs för att producera den el som konsumeras i den berörda medlemsstaten.” 

Englanniksi: “A Member State may, for reasons of security of supply, direct that priority be given to the dispatch of generating 

installations using indigenous primary energy fuel sources, to an extent not exceeding in any calendar year 15 % of the overall 

primary energy necessary to produce the electricity consumed in the Member State concerned.” Saksaksi: “Ein Mitgliedstaat 

kann aus Gründen der Versorgungssicherheit Anweisung geben, daß Elektrizität bis zu einer Menge, die 15 % der in einem 

Kalenderjahr zur Deckung des gesamten Elektrizitätsverbrauchs des betreffenden Mitgliedstaats notwendigen Energie nicht 

überschreitet, vorrangig aus Erzeugungsanlagen abgerufen wird, die einheimische Primärenergieträger als Brennstoffe 

einsetzen.“ 

8 Komission “Explanatory memorandum of the Electricity directive 96/92”.

6 (12) 

jayhdysjohtojen käyttö on määriteltävä puolueettomin perustein ja siten, että 

sisämarkkinoiden moitteeton toiminta voidaan varmistaa. 

Komissio on kuitenkin sähkön sisämarkkinoita koskevassa harmonisointiraportissaan 

9 korostanut, että direktiivin 11 artikla rajoittuu ajojärjestyksestä säätämiseen 

eikä säädä varsinaisista suorista tai epäsuorista tukimuodoista tai – 

elementeistä – kuten juuri esim. Feed in –tariffin sisältämästä velvoitteesta 

maksaa turvelauhdesähköstä tietty vähimmäishinta. Näiden osalta on komission 

mukaan vedottava direktiivin 3 artiklan 2 kohdan julkisia palveluvelvoitteita 

koskevaan säännökseen. Säännöksen mukaan ”jäsenvaltiot voivat yleisen taloudellisen 

edun nimissä asettaa sähköalalla toimiville yrityksille julkisen palvelun 

velvoitteita”. Nämä velvoitteet voivat koskea mm. turvallisuutta, toimitusvarmuus 

mukaan lukien. Tällöin on säännöksen mukaan otettava huomioon 

myös perustamissopimuksen määräykset, erityisesti 86 artikla. Kyseisen artiklan 

2 kohta sisältää julkisia palveluvelvoitteita (”yleisiin taloudellisiin tarkoituksiin 

liittyvät palvelut”) koskevan säännöksen, jonka nojalla voidaan poiketa 

perustamissopimuksen erityisesti kilpailuoikeudellisista määräyksistä. 

Komission kanta voi sinänsä olla oikea, mutta on kuitenkin huomattava, että 

EY:n tuomioistuin vaikutti PreussenElektra –tapauksessa antavan direktiivin 

etusijasäännöksille laajemman etusijamerkityksen – etusijan sähköntuotannossa 

– kuin vain etusijan ajojärjestyksessä (ks. lähemmin jäljempänä jakso 

2.3.1). 

9 COM (1998) 167 final, 16.3.1998.

7 (12) 

2.2.2 Energian toimitusvarmuus julkisena palveluvelvoitteena – ESB-tapaus 

Komissio käsittelee energian toimitusvarmuuden merkitystä julkisena palveluvelvoitteena 

päätöksessään Irlannin turvesähkön hankinta-/ ylläpitovelvoitteesta. 

10 Tapauksessa oli kysymys järjestelystä, jossa Irlanti oli asettanut omistamalleen 

yhtiölle (Electricity Supply Board, ESB) velvoitteen pitää vuosittain 

hallussaan turpeella maassa tuotettua sähköä määrä, joka vastasi 15 prosenttia 

Irlannissa vuosittain kulutetun sähkön tuottamiseen tarvitun primäärienergian 

määrästä. Kansallinen energiaregulaattori korvaa vuosittain tästä velvoitteesta 

ESB:lle aiheutuvat ylimääräiset kustannukset verrattuna sähkön markkinahintaan 

(ESB ei voinut siirtää niitä hintoihinsa). Regulaattori sai nämä varat sähkönkäyttäjiltä 

peritystä erityisestä maksusta. 

Komissio totesi päätöksessään mm. seuraavaa: Koska mainitut varat tulivat 

erityiseltä valtion perustamalta tililtä tai rahastosta, kysymys oli vakiintuneen 

oikeuskäytännön mukaan valtiotuesta. Koska toisaalta järjestely voitiin kuitenkin 

nähdä pitkälle Feed in –tariffiin rinnastuvana, komissio ei voinut varmuudella 

todeta, oliko kysymyksessä todella valtiontuki. 

Tämän toteaminen ei ollut komission mukaan kuitenkaan myöskään välttämätöntä, 

koska komissio katsoi mahdollisen tuen julkisen palveluvelvoitteen nojalla 

joka tapauksessa perustelluksi. Komissio viittasi tältä osin sähkön alkuperäisen 

sisämarkkinadirektiivin 96/92/EY 3 (2) ja 8 (4) artiklaan (etusijasäännös, 

nykyisin 11 (4) artikla) sekä vetosi siihen, että energian toimitusvarmuutta 

koskevassa vihreässä kirjassa korostetaan, että energian toimitusvarmuus 

on tunnustettava ympäristönsuojelun rinnalla ”olennaiseksi julkisen palvelun 

tavoitteeksi”. 

10 Komission päätös 30.10.2001, C(2001)3265 fin (N 6/A/2001).

8 (12) 

Komissio totesi myös, että muut edellytykset täyttyivät, jotta mahdollinen valtiontuki 

voitiin hyväksyä julkisen palveluvelvoitteen perusteella: (1) Velvoite 

perustui lainsäädäntöön; (2) ESB:lle maksetut korvaukset eivät olleet suhteettomia 

ESB:n ylimääräisiin kustannuksiin nähden, minkä vuoksi järjestely oli 

katsottava suhteellisuusperiaatteen mukaiseksi; ja (3) vaikutus jäsenvaltioiden 

väliseen kauppaan oli rajallinen. 

Tapaus vahvistaa, että tukijärjestelmän rajaaminen kotimaiseen sähköön voidaan 

perustella tavoitteella turvata energian toimitusvarmuus, ainakin mainittuun 

15 prosenttiin saakka sähkön kokonaiskulutuksesta. 

Tapauksen merkityksen suhteen on vielä huomattava, että energian toimitusvarmuudella 

perusteltiin poikkeusta valtiontukikiellosta. Feed in –tariffi ei ole 

valtiontukea. Sen osalta tarve vedota toimitusvarmuuteen voisi koskea lähinnä 

poikkeamista sähkön sisämarkkinadirektiivin 3 (1) artiklasta, jonka mukaan 

jäsenvaltiot eivät saa harjoittaa syrjintää sähköalan yritysten välillä niiden oikeuksien 

tai velvollisuuksien suhteen. Ottaen huomioon myös direktiivin 11 

(4) artiklan etusijasäännöksen, vaikuttaa selvältä, että energian toimitusvarmuudella 

voidaan perustella mahdollisesti tarvittava poikkeus direktiivin 3 (1) 

artiklan mukaisesta syrjintäkiellosta. 

2.2.3 Johtopäätös 

Juuri todetun perusteella voidaan johtopäätöksenä todeta, että tässä lausunnossa 

tarkoitetun Feed in -tariffin on katsottava olevan sähkön sisämarkkinadirektiivin 

mukainen. Mikäli tariffin voidaan ylipäätään katsoa olevan relevantti 

sähkön sisämarkkinadirektiivin 3 (1) artiklan asettaman tasapuolisuusvelvoitteen 

kannalta, voidaan se joka tapauksessa perustella tavoitteella turvata energian 

toimitusvarmuus. Tätä tulkintaa tukee vahvasti myös direktiivin 11 (4) artiklan 

säännös kotimaisella primäärinenergialla tuotetun sähkön etusijasta ajo-

9 (12) 

järjestyksessä. 11 Lisäksi on tältä osin syytä korostaa vielä sitä, ettei Feed in – 

tariffijärjestelmien mainitun direktiivin mukaisuutta ole lainkaan asetettu kyseenalaiseksi 

EY:n tuomioistuimen ja komission ratkaisukäytännössä. 12 

Näin Feed in –tariffi voi olla EY-oikeuden vastainen ainoastaan, mikäli se rikkoo 

EY:n perustamissopimuksen määräyksiä. Näistä on edellä jo todettu, että 

tariffi ei sisällä valtiontukea (EY 87-88 artikla). Tariffi on kuitenkin tutkittava 

vielä tavaroiden vapaata liikkuvuutta koskevien EY 28 ja 30 artiklan nojalla, 

kuten EY-tuomioistuin teki PreussenElektra –tapauksessa. Nämä ovat ainoat 

tässä lausunnossa kysymyksessä olevan Feed in –tariffin kannalta relevantit 

EY:n perustamissopimuksen määräykset. 13 

2.3 Tavaroiden vapaa liikkuvuus – perustamissopimuksen 28 ja 30 artikla 

2.3.1 Tapaus Preussen Elektra 

Edellä todettiin jo, että tapauksessa PreussenElektra EY-tuomioistuin vahvisti 

Feed in –tariffijärjestelmän olevan myös EY:n perustamissopimuksen tavaroiden 

vapaata liikkuvuutta koskevien määräysten (28 ja 30 artikla) mukainen. 

Tuomioistuimen perustelut on syytä tuoda esiin relevantein osin ennen kuin 

otetaan kantaa nimenomaan turvelauhdesähköä koskevan Feed in –tariffin yhteensopivuuteen 

näiden määräysten kanssa. 14 

11 Kuten edellä jo todettiin, EY:n tuomioistuin vaikutti PreussenElektra –päätöksessä antavan direktiivin 8 (3) artiklalle – eli 

nykyisin 11 (3) artiklalle – laajemman etusijamerkityksen kuin vain etusijan ajojärjestyksessä. Saman on katsottava pätevän 

olennaisesti myös 11 (4) artiklaan. Ks. PreussenElektra –tapauksesta lähemmin jakso 2.3.1. 

12 Komissio on mm. todennut, että se ei voi ottaa kantaa Feed in –tariffin tasoon eli siihen, sisältääkö tariffi ylikompensaatiota, 

koska kysymyksessä ei ole valtiontuki. Komission lehdistötiedote IP/02/739, joka koski Saksan Feed in –tariffijärjestelmistä 

vuonna 2002 annettuja komission päätöksiä. 

13 Komissio käsitteli Irlannin turvesähkön hankintavelvoitteen rahoitusmekanismia myös EY:n perustamissopimuksen 25 artiklan 

(tuontitulleja ja niitä vastaavia maksuja koskeva kielto) perusteella. Hankintavelvoite oli järjestelmässä kuitenkin rahoitettu 

valtion sähkönkäyttäjiltä erikseen perimällä maksulla, josta saadut varat siirrettiin sitten kyseiselle elimelle, jolle turvesähkön 

hankinta/ylläpitovelvoite oli asetettu. Tässä lausunnossa kysymyksessä olevaan Feed in –tariffiin ei sen sijaan sisälly valtion 

perimää veroa tai maksua, johon EY 25 artiklaa – tai verosyrjinnän kieltävää 90 artiklaa – voitaisiin soveltaa. 

14 Ks. tapauksesta Alanen, Tavaroiden vapaa liikkuvuus Euroopan unionissa, Helsinki 2002, s. 188-190.

10 (12) 

EY:n tuomioistuimen vakiintuneesta oikeuskäytännöstä seurasi tuomioistuimen 

mukaan, että kaikkiin jäsenvaltion talouden toimijoihin kohdistuva velvoite 

hankkia tietty prosentuaalinen osuus tietyistä tuotteista kotimaiselta tavarantoimittajalta 

rajoittaa vastaavasti kyseisen tuotteen tuontimahdollisuuksia. 

Kysymys oli toisin sanoen EY 28 artiklassa tarkoitetusta tuonnin rajoituksesta. 

Artiklassa 28 tarkoitettu tuonnin rajoitus on kuitenkin sallittu, mikäli se voidaan 

perustella joko 30 artiklan sisältämillä tai oikeuskäytännössä luoduilla 

poikkeusperusteilla (mm. ympäristönsuojelu). PreussenElektra -tapauksessa 

tuomioistuin katsoikin, että Saksan Feed in –tariffijärjestelmä oli perusteltu 

ympäristön suojelemiseksi. Tuomiostuin korosti, että tutkittaessa sitä, oliko 

kyseinen ostovelvoite perustamissopimuksen mukainen, oli otettava huomioon 

yhtäältä kyseessä olevan lainsäädännön tavoite ja toisaalta sähkömarkkinoiden 

erityispiirteet, ja perusteli Feed in –tariffin sallittavuuden seuraavasti: 

Tuomioistuin korosti, että uusiutuvien energialähteiden käyttö on hyödyllistä 

ympäristönsuojelun kannalta, koska ”sen avulla voidaan vähentää kasvihuonekaasupäästöjä, 

jotka ovat yksi pääasiallisista syistä ilmastonmuutokseen, jota 

vastaan Euroopan yhteisö ja sen jäsenvaltiot ovat sitoutuneet taistelemaan”. 

Sähkön sisämarkkinadirektiivistä 96/92/EY tuomioistuin totesi puolestaan, että 

direktiivissä annetaan jäsenvaltioille lupa asettaa etusijalle uusiutuvia luonnonvaroja 

käyttävä sähköntuotanto ympäristönsuojeluun perustuvista syistä. 

Tuomioistuin huomautti kuitenkin, että sähkö on sen luonteista, että kun se 

kerran otetaan siirto- tai jakeluverkkoon, sen alkuperää ja erityisesti energialähdettä, 

jonka avulla se on tuotettu, on vaikea määrittää. Tältä osin tuomioistuin 

korosti, että komission vuonna 2000 antamassa direktiiviehdotuksessa uusiutuvilla 

tuotetun sähkön edistämisestä sähkön sisämarkkinoilla todetaan, että 

”jokaisen jäsenvaltion on toimeenpantava uusiutuvista energialähteistä tuotetun 

sähkön alkuperän sertifiointijärjestelmä, joka tunnustetaan vastavuoroisesti, 

sen varmistamiseksi, että uusiutuvista energialähteistä tuotetun sähkön 

kauppa on sekä luotettavaa että käytännössä mahdollista”.

11 (12) 

Tuomioistuin toisin sanoen korosti, että yhteisön on tarkoitus luoda tällainen 

sertifiointijärjestelmä, mutta koska järjestelmä ei ole vielä käytössä, sähkön 

alkuperää ja tuotantotapaa ei voida todentaa. 

Johtopäätöksenään tuomioistuin totesi, että kun otetaan huomioon kaikki edellä 

esitetyt seikat, sähkömarkkinoita koskevan yhteisön oikeuden nykytilassa 

muutetun Saksan järjestelmän kaltainen lainsäädäntö ei ole perustamissopimuksen 

28 artiklan vastainen. 

2.3.2 Johtopäätös 

Tuomioistuin katsoi Saksan Feed in –tariffin sallituksi ympäristönsuojeluperusteella. 

On ilmeistä, että turvelauhdesähkön Feed in –tariffi voidaan vastaavasti 

perustella energian toimitusvarmuustavoitteella. 

Ensiksi, tuomioistuin on jo aikaisemmin hyväksynyt kansallisen energian hankintavelvoitteen 

tarpeella turvata energian toimitusvarmuus. Tuomioistuin katsoi 

energian toimitusvarmuuden sisältyvän EY 30 artiklan mainitsemaan yleiseen 

järjestykseen ja turvallisuuteen kansallisena poikkeusperusteena. 15 

Toiseksi, energian toimitusvarmuus rinnastetaan yhteisöpolitiikassa tärkeydeltään 

olennaisesti ympäristönsuojeluun, kuten komissio korosti edellä käsitellyssä 

ESB-tapauksessa. 

Kolmanneksi, sähkömarkkinoissa ja niitä koskevissa EY-säännöksissä ei ole 

tapahtunut sellaista kehitystä – kuten Feed in –tariffien tai yleisemmin kansal- 

15 Asia 72/83, Campus Oil ym., tuomio 10.7.1984, Kok. 1984, s. 2727.

12 (12) 

listen tukijärjestelmien harmonisointia – joiden voitaisiin katsoa merkitsevän 

sitä, etteivät tuomioistuimen perustelut enää pätisi tältä osin. 16 

Näin johtopäätöksenä voidaan tältä osin todeta, että turvelauhdesähkön Feed 

in –tariffin on katsottava olevan myös EY:n perustamissopimuksen tavaroiden 

vapaata liikkuvuutta koskevien määräysten mukainen. 

Jouni Alanen 

16 On myös huomattava, etteivät tuomioistuimen ratkaisussaan mainitsemat seikat ole luonteeltaan tuomioistuimen asettamia 

”kriteerejä”, joiden on ehdottomasti täytyttävä, jotta tällainen tariffi voitaisiin katsoa sallituksi, vaan nimenomaan tuomioistuimen 

perusteluja sille, minkä vuoksi se katsoi tariffin sallituksi.

1 (7) 

MUISTIO 13.2.2006 

Jouni Alanen 

SYÖTTÖTARIFFIJÄRJESTELMÄN TOTEUTTAMINEN 

1 Muistion tarkoitus 

Muistion tarkoituksena on vastata GreenStream Network Ltd:n 

syöttötariffijärjestelmän toteuttamista koskevaan kahteen oikeudelliseen 

kysymykseen, jotka liittyvät kauppaja teollisuusministeriön asiaa 

käsittelevän työryhmän työhön: 

Kysymys 1. Sähkömarkkinadirektiivin 11(4) artiklassa mainitaan ”sähkön 

toimituksen turvaaminen” (security of supply) sallittuna etusijan asettamisen 

perusteluna. Voidaanko tarkasteltava turpeen syöttötariffijärjestelmä 

perustella sähkön toimituksen turvaamisena erityisesti 18.1.2006 päivätyn 

direktiivin valossa (PE-CONS 3654/4/05 direktiivi sähkön toimitusvarmuuden 

ja infrastruktuuri-investointien turvaamiseksi toteutettavista toimenpiteistä) 

Ks. erityisesti artiklat 2b, 3(1) ja 3(3) a. 

Kysymys 2. Jos ajatellaan kahta vaihtoehtoa syöttötariffijärjestelmäksi 

(syöttötariffilla tarkoitetaan tässä yhteydessä sähkön markkinahinnan päälle 

maksettavaa preemiota, €/MWh e ) 

1) Kuukausittain etukäteen tietyn laskukaavan mukaan päivitettävä, 

kiinteä tariffi tai 

2) Toteutuneen kehityksen (polttoaineiden ja päästöoikeuden hinnat) 

mukaan jälkikäteen määritettävä tariffi. 

Tariffi maksetaan toteutuneen tuotannon perusteella neljälle suurimmalle 

turvelauhdesähkön tuottajalle. Maksamisen ja keräämisen suorittaa sama 

organisaatio, joka on mahdollisesti kantaverkonhaltija, eikä tariffin

2 (7) 

maksamiseen käytetä valtion budjettivaroja. Tariffin kustannukset 

kohdistetaan sähkön käyttäjille. 

Jos toimitaan em. tavalla, niin mihin osiin Suomen lainsäädäntöä, ja 

erityisesti sähkömarkkinalakia, kohdistuu muutostarpeita Ja 

minkälaisia Onko edellä esitettyjen kahden toteutusvaihtoehdon välillä eroja 

lainsäädännöllisissä vaatimuksissa 

2 Sähkön toimitusvarmuus ja direktiiviluonnos 

Kysymystä on käsitelty Turveteollisuusliitolle 24.10.2005 antamassani 

lausunnossa (Feed in –tariffi ja EY-oikeus), joka on luovutettu em. ministeriön 

työryhmälle. Lausunnossa ei kuitenkaan otettu huomioon em. sähkön 

toimitusvarmuutta ja infrastruktuuri-investointeja koskevaa direktiiviluonnosta 

(jäljempänä ”direktiivi” tai ”direktiiviluonnos”). 

Alustavana huomiona on direktiiviluonnoksesta todettava, että sen vaikutus 

riippuu yleisesti siitä, milloin direktiivi tulisi voimaan ja mihin mennessä se 

olisi pantava täytäntöön. Direktiiviluonnoksen 8 artiklan mukaan direktiivi 

tulisi panna täytäntöön 24 kuukauden kuluttua direktiivin 

voimaantulopäivästä. Direktiivi tulisi puolestaan 10 artiklan mukaan voimaan 

20 päivän kuluttua sen julkaisupäivästä. Mikäli syöttötariffia koskeva 

lainsäädännön muutos annettaisiin direktiivin hyväksymisen jälkeen, mutta 

ennen direktiivin täytäntöönpanon määräajan päättymistä, tulisi ottaa 

huomioon EY:n tuomioistuimen vakiintuneessa oikeuskäytännössä vahvistettu 

periaate, jonka mukaan jäsenvaltion on direktiivin hyväksymisen jälkeen 

pidättäydyttävä toimenpiteistä, jotka estävät tai heikentävät direktiivin 

tehokkuutta eli tarkoituksen toteutumista. 

Joka tapauksessa direktiivin merkityksen osalta keskeisessä asemassa on 

luonnollisesti se, sisältääkö se säännöksiä, jotka suoraan tai välillisesti 

estävät tai asettavat rajoituksia syöttötariffijärjestelmän käyttöönotolle. 

Tämä estävä tai rajoittava vaikutus voisi tapahtua siis joko siten, että 

syöttötariffijärjestelmä olisi joko suoraan direktiivin vastainen tai sitten 

direktiivi vaikuttaisi sähkömarkkinadirektiivin tulkintaan niin, ettei tariffia

3 (7) 

voitaisi katsoa enää viimeksi mainitun direktiivin mukaiseksi. Em. 

lausunnossahan päädyttiin siihen, että syöttötariffijärjestelmä olisi 

sähkömarkkinadirektiivin (ja ylipäätään EY-oikeuden) mukainen. 

Tältä osin on ensiksi kiinnitettävä huomiota direktiivin luonteeseen ja 

tarkoitukseen (direktiivin 1 artikla). Direktiivin tarkoituksena on 

nimenomaan turvata sähkön toimitusvarmuus mm. varmistamalla riittävä 

tuotantokapasiteetti sekä kysynnän ja tarjonnan tasapaino. Lisäksi direktiivissä 

vahvistetaan kehys jäsenvaltioiden toimenpiteitä varten. Vaikka direktiivin 

tarkoituksena on myös sähkön sisämarkkinoiden moitteettoman toiminnan 

varmistaminen ja siinä todetaan, että jäsenvaltioiden tulisi em. kehyksen 

puitteissa määriteltävä avoin, vakaa ja syrjimätön sähkön toimituspolitiikka, 

voidaan todeta, että direktiiviluonnoksessa lähinnä kannustetaan 

jäsenvaltioita sähkön toimitusvarmuutta turvaavien toimenpiteiden 

käyttöönottoon. Vastaavasti direktiivi ei juurikaan aseta – varsinkaan 

tiukkoja – rajoituksia vaan asettaa vain ”kehyksen” jäsenvaltioiden 

sähkön toimitusvarmuutta turvaaville toimenpiteille. 

Säännöstasolla relevantti on lähinnä direktiiviluonnoksen 3 artikla ja erityisesti 

sen 2 kohta. Artiklan 1 kohdan mukaan jäsenvaltioiden on varmistettava 

sähkön toimitusvarmuuden korkea taso mm. toteuttamalla tarvittavat 

toimenpiteet vakaiden investointiolosuhteiden edistämiseksi ja määrittämällä, 

mitkä ovat toimivaltaisten viranomaisten, tarvittaessa mukaan lukien 

sääntelyviranomaiset, ja kaikkien asiaankuuluvien markkinatoimijoiden 

tehtävät ja vastuut, ja julkistamalla tätä koskevaa tietoa. Asianomaisiin 

markkinatoimijoihin kuuluvat muun muassa siirto- ja jakeluverkonhaltijat, 

sähkön tuottajat, sähkön toimittajat ja loppukäyttäjät. 

Artiklan 2 kohdan mukaan jäsenvaltioiden on toteuttaessaan 1 kohdassa 

tarkoitettuja toimenpiteitä otettava huomioon seuraavat tekijät: 

a) sähköntoimitusten jatkuvuuden varmistamisen tärkeys; 

b) avoimen ja vakaan sääntelykehyksen tärkeys; 

c) sisämarkkinat ja mahdollisuudet sähkön toimitusvarmuuteen liittyvään rajat 

ylittävään yhteistyöhön;

4 (7) 

d) siirto- ja jakeluverkkojen säännöllisen kunnossapidon ja tarvittaessa 

uudistamisen tarve verkon toimivuuden ylläpitämiseksi; 

e) sähköntuotannon edistämisestä uusiutuvista energialähteistä tuotetun 

sähkön sisämarkkinoilla 27 päivänä syyskuuta 2001 annetun Euroopan 

parlamentin ja neuvoston direktiivin 2001/77/EY ja hyötylämmön tarpeeseen 

perustuvan sähkön ja lämmön yhteistuotannon edistämisestä sisämarkkinoilla 

11 päivänä helmikuuta 2004 annetun Euroopan parlamentin ja neuvoston 

direktiivin 2004/8/EY2 sähkön toimitusvarmuuteen liittyvien asianmukaisen 

täytäntöönpanon varmistamisen tarve; 

f) vakaata toimintaa varten on tarpeen varmistaa riittävä sähkönsiirron ja – 

tuotannon varakapasiteetti, ja 

g) on tärkeää edistää likvidien tukkumarkkinoiden perustamista. 

Artiklan 4 kohdan mukaan jäsenvaltioiden on varmistettava, etteivät tämän 

direktiivin mukaisesti vahvistetut toimenpiteet ole syrjiviä ja aiheuta 

kohtuutonta taakkaa markkinatoimijoille, mukaan lukien 

markkinatulokkaat tai yritykset, joilla on pienet markkinaosuudet. 

Jäsenvaltioiden on myös otettava huomioon toimenpiteiden vaikutus 

loppukäyttäjien maksamaan sähkön hintaan ennen niiden toteuttamista. 

Vaikka 3 artiklassa esitetään seikkoja, jotka jäsenvaltioiden on otettava 

huomioon (tai ne voivat ottaa huomioon) ryhtyessään toimitusvarmuutta 

turvaaviin toimenpiteisiin, voidaan todeta, ettei artikla estä sähkön 

syöttötariffin käyttöönottoa eikä artiklasta myöskään seuraa minkäänlaisia 

varsinaisia, identifioitavissa olevia rajoituksia tai reunaehtoja kyseisen tariffin 

käyttöönotolle. 

Lisäksi, ja erityisesti, on huomattava, ettei direktiiviluonnos sisällä 

minkäänlaista viittausta sähkön sisämarkkinadirektiivin 11 (4) artiklaan. 

Onkin todettava, että sisämarkkinadirektiivin 11 (4) artikla on 

erityissäännös suhteessa direktiiviluonnoksen säännöksiin. Näin ollen 

sähkön syöttötariffijärjestelmän sallittavuus on ratkaistava sähkön 

sisämarkkinadirektiivin ja muiden em. lausunnossa todettujen säännösten 

perusteella ja direktiiviluonnoksella voi olla merkitystä lähinnä vain 

näiden säännösten tulkinnassa. Kyseisen tulkinnan osalta on puolestaan

5 (7) 

todettava, ettei direktiiviluonnoksella voi näkemykseni mukaan olla 

sellaista merkitystä, että 24.10.2005 lausunnossa esittämäni näkemys feed 

in-tariffin sallittavuudesta olisi syytä asettaa kyseenalaiseksi. Tältä osin 

on erityisesti korostettava edellä mainittua seikkaa, että 

direktiiviluonnoksen tarkoituksena on ennen kaikkea kannustaa 

jäsenvaltioita toimitusvarmuutta turvaavien toimenpiteiden 

käyttöönottoon, ei niinkään asettaa rajoituksia näille toimenpiteille. 

3 Suomen lainsäädännön muutostarpeet 

Sähkömarkkinalain tarkoituksena on varmistaa edellytykset tehokkaasti 

toimiville sähkömarkkinoille siten, että kohtuuhintaisen ja riittävän 

hyvälaatuisen sähkön saanti voidaan turvata. Sen saavuttamisen ensisijaisina 

keinoina ovat terveen ja toimivan taloudellisen kilpailun turvaaminen sähkön 

tuotannossa ja myynnissä sekä kohtuullisten ja tasapuolisten 

palveluperiaatteiden ylläpito sähköverkkojen toiminnassa. Laki tukeutuu siis 

toisaalta huoltovarmuuden turvaamiseen ja toisaalta vapaan kilpailun 

toteuttamiseen sähkömarkkinoilla. Huoltovarmuusnäkökohtaa tukee erityisesti 

lain 21 §:n mukainen toimitusvelvollisuus, joka koskee kaikkia niitä 

sähkönmyyjiä, joilla on huomattava markkinavoima jakeluverkonhaltijan 

vastuualueella. 

Suomen energialainsäädännöstä ja erityisesti sähkömarkkinalaista ei 

löydy säännöksiä, jotka estäisivät tai rajoittaisivat 

syöttötariffijärjestelmän käyttöönottoa. Sähkömarkkinalaissa 

verkonhaltijoihin liittyy lähinnä sen 3luku, joka koskee verkonhaltijoiden 

yleisiä velvoitteita ja kehittämistavoitteita. Verkonhaltijalla on hallitsemansa 

verkon osalta yleinen kehittämisvelvollisuus, joka velvoittaa erityisesti 

huomioimaan asiakkaiden kohtuulliset tarpeet ja turvaamaan jatkuva sähkön 

saanti asiakkaille. Verkonhaltijalla on myös velvollisuus liittää verkkoon 

alueen sähköntuotantopaikat ja velvollisuus myydä kapasiteetin rajoissa 

sähkön siirtopalveluita niitä tarvitseville. Nämä velvoitteet johtavat 

syöttötariffijärjestelmässä käytännössä siihen, että kantaverkonhaltija ei voi

6 (7) 

estää syöttötariffijärjestelmään kuuluvan laitoksen pääsyä järjestelmään tai 

olla siirtämättä turvelauhdelaitoksen tuottamaa syöttötariffisähköä. 

Sähkömarkkinalain 14 §:n mukaan verkkopalvelujen myyntihintojen ja - 

ehtojen sekä niiden määräytymisperusteiden on oltava tasapuolisia ja 

syrjimättömiä kaikille verkon käyttäjille. Niistä saa poiketa vain erityisistä 

syistä. Verkkopalvelujen hinnoittelun on oltava kohtuullista. 

Verkkopalvelujen hinnoittelussa ei saa olla perusteettomia tai 

sähkökaupan kilpailua ilmeisesti rajoittavia ehtoja tai rajauksia. Siinä on 

kuitenkin otettava huomioon sähköjärjestelmän toimintavarmuuden ja 

tehokkuuden vaatimat ehdot sekä kustannukset ja hyödyt, jotka 

aiheutuvat sähköntuotantolaitoksen liittämisestä verkkoon. Nämä 

säännökset rajaavat osaltaan syöttötariffijärjestelmän suunnittelua, 

mutta eivät muodosta mitään esteitä järjestelmän toteuttamiselle. 

Hahmoteltuun syöttötariffijärjestelmään ja kantaverkkoyhtiön velvoitteisiin 

liittyy myös sähkömarkkinalain 16 §, jossa säädetään kantaverkkoyhtiön 

järjestelmävastuusta. Järjestelmävastuussa kantaverkkoyhtiö joutuu myös 

osaltaan valvomaan sähkömarkkinoiden tasapuolisuutta ja syrjimättömyyttä. 

Pykälässä on tärkein sen 2 momentti, jonka mukaan kantaverkonhaltija voi 

asettaa ehtoja sähkön siirtojärjestelmän sekä siihen liitettyjen voimalaitosten ja 

kuormien käyttämiselle. Vahvistamismenettely koskee järjestelmävastuun 

piiriin kuuluvan toiminnan yleisiä ehtoja. Ehtoja voidaan soveltaa 

yksittäistapauksissa sen jälkeen, kun Energiamarkkinavirasto on hyväksynyt 

ne. Säännös ei sen sijaan oikeuta Energiamarkkinavirastoa puuttumaan 

ennakolta järjestelmävastaavan toimintaan yksittäisissä tapauksissa. 

Toisaalta kantaverkkoyhtiön toimintaa rajoittaa tasesähkön ostoon liittyvän 

tasevastuun edellyttämä sähkömarkkinalain 16 a §:n mukainen 

tasapuolisuusvelvoite. Sen mukaan valtakunnallisen tasevastuun hoitamiseen 

tarvittavan sähkön hankintaehtojen sekä tasesähkön kauppaehtojen on oltava 

tasapuolisia ja syrjimättömiä sähkömarkkinoiden osapuolille eikä niissä saa 

olla perusteettomia tai sähkökaupan kilpailua ilmeisesti rajoittavia ehtoja tai 

rajauksia. Niissä on kuitenkin otettava huomioon sähköjärjestelmän 

toimintavarmuuden ja tehokkuuden vaatimat ehdot. Tasesähkön hinnoittelun

7 (7) 

on oltava kohtuullista. Riippuen myös syöttötariffijärjestelmän 

toteuttamistavasta, on mahdollista, että pykälän mukainen 

tasapuolisuusvelvoite on relevantti lisättäessä sähkömarkkinalakiin asiaa 

koskevia säännöksiä. 

Jotta syöttötariffijärjestelmä voidaan toteuttaa järkevästi, on 

sähkömarkkinalain järjestelmävelvoitteita koskevaan 4 lukuun syytä lisätä uusi 

erillinen pykälä, jolla luodaan perusteet syöttötariffijärjestelmälle. 

Syöttötariffijärjestelmä syrjäyttää sähkömarkkinalain yleisen 

tasapuolisuusvaatimuksen/periaatteen, mikä tulee huomioida uutta pykälää 

kirjoittaessa. 

Sähkömarkkinadirektiivin huolellisen täytäntöönpanon ja 

sähkömarkkinalainsääsäädännön selkeyden kannalta säännökset 

syöttötariffista on perusteltua – ja jopa välttämätöntä – antaa lain tasolla kuin 

esim. kantaverkkoyhtiön ohjeissa. Syöttötariffijärjestelmästä seuraa hyvin 

merkittävänä pidettäviä oikeuksia ja velvoitteita, ja lakien säätämistä ja 

säädöshierarkiaa koskevat oikeusministeriön ohjeet velvoittavat sisällyttämään 

merkitykseltään keskeiset säädökset lain tasolle. 

Syöttötariffin kahden esitetyn toteuttamisvaihtoehdon välillä ei ole eroja 

lainsäädännöllisissä perusvaatimuksissa.

1 (3) 

Tom Pippingsköld 22.2.2006 

Fingrid Oyj:n kommentit kauppaja teollisuusministeriön tilaamaan selvitykseen 

turvelauhdesähkön tuotannon turvaamisesta suhteessa kivihiililauhde- ja 

maakaasulauhdesähköön rajattua syöttötariffijärjestelmää käyttäen 

1 EU:n sähkömarkkinan näkökulmasta 

Päästökauppa luotiin fossiilisten päästöjen pienentämiseksi. CO2-päästöjen 

vähentäminen on yksi EU:n päätavoitteista ("priority objectives"), johon Suomenkin 

ilmastostrategia tähtää. Tästä näkökulmasta ei tunnu perustellulta sellainen järjestelmä, 

jossa yhden tuotantomuodon käyttöä markkinoilla, muista kuin ympäristösyistä, tuetaan. 

Eri Euroopan maissa käytössä olevat feed-in tariffijärjestelyt johtuvat näiden maiden 

osittain vielä suljetuista tai siirtymävaiheessa olevista sähkömarkkinoista tai tarpeesta 

luoda ohjauskeino uusiutuvien energiamuotojen lisäämiselle. Suomen osalta kumpikaan 

näistä lähtökohdista ei perustele tukea turpeelle. 

Syöttötariffijärjestelmää on perusteltu sähköntoimituksen turvaamisella. Selvitykseen 

liittyvä juridinen asiantuntijalausunto ei kuitenkaan kata EU-tason lainsäädännön 

tarkastelua koskien sähköntoimitusten turvaamista. Turvetuotannon syöttötariffijärjestelmän 

ei voida katsoa turvaavan toimitusvarmuutta, koska se samalla heikentää 

muiden laitosten ylläpidon varmistamista. Kansallinen toimenpide, jolla ei ole legitiimiä 

päämäärää eli aitoa sähköntoimituksen turvaamistarvetta, ei läpäise EU-oikeudellista 

suhteellisuustestiä, sillä kyseinen syöttötariffijärjestelmä ei ole välttämätön sähkön 

toimitusvarmuuden turvaamiseksi. Lisäksi EU-tason määräykset vaativat, että 

turvaamistoimenpiteissä on otettava huomioon jäsenvaltioiden välisen kapasiteetin lisäksi 

sähkömarkkinoiden tehokas toiminta ja ympäristönäkökohdat. 

2 Pohjoismaisen sähkömarkkinan näkökulmasta 

Pohjoismaat ovat yhdessä kehittäneet sähkömarkkinaa pitkäjänteisesti, rakentamalla 

rajasiirtokapasiteettia, luomalla ja kehittämällä pohjoismaista fyysistä sähköpörssiä ja 

kehittämällä kantaverkko-organisaatioiden välistä toimintaa ja pelisääntöjä. 

Pohjoismainen sähkömarkkina on EU:n sähkömarkkinoiden vapauttamiselle määriteltyjen 

ehtojen ja aikataulujen näkökulmasta 100 prosenttisesti vapautettu kilpailulle ja toimii 

mallina muiden Euroopan maiden kehittäessä sähkömarkkinoitaan. Tähän sopii huonosti 

yhden CO2-päästöisen tuotantomuodon asettaminen ajojärjestyksessä etusijalle. 

Nordelin selvitykset kantaverkkoyritysten järjestelmävastuun yhdenmukaistamisesta ja 

pohjoismaisten sähkömarkkinoiden toimivuutta parantavien johtoyhteyksien 

toteuttamisesta pitävät sisällään määrittelyn järjestelmävastuullisen keskeisistä tehtävistä 

(ns. "core activities"), jotka on tarkkaan rajattu, eivätkä sisällä syöttötariffijärjestelmän 

hoitamiseen liittyviä tai muitakaan ylimääräisiä tehtäviä. Nordelin selvitys on mm. 

toimitettu Pohjoismaiden Ministerineuvostolle keväällä 2005. Verkkotoiminnan 

ulkopuoliset tehtävät ja niistä aiheutuvien kustannusten sisällyttäminen

2 (3) 


verkkotariffeihin hämärtävät kantaverkkotoiminnan kustannusten läpinäkyvyyden 

ja toimijoiden tasapuolisen kohtelun. 

3 Suomen sähkömarkkinan näkökulmasta 

Syöttötariffijärjestelmää on perusteltu turpeen heikentyneellä kilpailukyvyllä lauhdevoiman 

tuotannossa. Tilastojen mukaan turpeen suhteellinen osuus lauhdevoiman polttoaineena 

on kuitenkin lisääntynyt. Todellinen ongelma turpeen kannalta on se, että lauhdesähköä 

tarvitaan yleisesti entistä vähemmän. Vaikka turvelauhdelaitokset saatettaisiinkin 

syöttötariffilla ajamaan ennen hiililauhdelaitoksia, jäävät käyttöajat joka tapauksessa 

useimpina vuosina niin lyhyiksi, että mm. tavoiteltuja turvetuotannon työllisyysvaikutuksia 

ei savutettaisi. Kuivina vesivuosina sen sijaan lauhdevoimalaitosten sähkö tarvitaan. 

Markkinat ohjaavat tällöin turvelauhdelaitokset ajamaan ilman tukeakin. 

Maankattavan kylmän kauden aikana on erityisen tärkeää, että koko kotimainen 

voimalaitoskapasiteetti, myös turve- ja hiilivoimalaitokset, on käytettävissä. Tämä 

korostuu erityisesti, jos Suomeen tuotavaa sähköä joudutaan rajoittamaan tai Suomen 

omissa voimalaitoksissa sattuu samanaikaisesti häiriöitä. Tulisikin ehdottomasti pyrkiä 

löytämään ratkaisuja, joilla turvataan koko erillisen lauhdutusvoimalaitoskapasiteetin 

säilyminen ja riittävän nopea käyttöönottovalmius. 

4 Fingridin velvoitteiden näkökulmasta 

Fingrid Oyj:n tehtävät on määritelty sähkömarkkinalaissa, verkkoluvassa ja yhtiön 

perustamisasiakirjoissa, joihin valtio on myös osaltaan sitoutunut. Yhtiön tehtävänä on 

siirtää sähköä kantaverkossa, ylläpitää sähkön kulutuksen ja tuotannon kunkinhetkinen 

tasapaino, selvittää osapuolten väliset sähköntoimitukset valtakunnan tasolla, kehittää 

kantaverkkoa ja edistää sähkömarkkinoiden toimintaedellytyksiä. Näiden tehtävien 

hoitamisessa yhtiöltä edellytetään tehokkuuden lisäksi ehdotonta tasapuolisuutta. Yhtiön 

toimintaperiaatteisiin kuuluu myös ympäristönäkökohtien huomioon ottaminen 

jokapäiväisessä toiminnassa. 

Yhtiö ei voi osallistua sähkökauppaan häviösähkön hankintaa lukuun ottamatta. Yhtiö ei 

voi myöskään puuttua voimalaitosten ajojärjestykseen. Järjestelmävastaavana yhtiöllä on 

oikeus tarkoituksenmukaiseen kuormien rajoittamiseen tai tuotannon ohjaamiseen 

ainoastaan käyttövarmuutta uhkaavissa ääritilanteissa. 

Fingridiä velvoittavien säädösten mukaan: 

• Fingridin tulee hoitaa sähkömarkkinalain mukaiset tehtävänsä sähkömarkkinoiden 

osapuolten kannalta tasapuolisella ja syrjimättömällä tavalla. 

• Fingridin verkkopalvelun myyntihintojen ja -ehtojen sekä niiden 

määräytymisperusteiden on oltava tasapuolisia ja syrjimättömiä kaikille verkon 

käyttäjille. 

• Fingridin verkkopalvelun hinnoittelussa ei saa olla perusteettomia sähkökaupan 

kilpailua ilmeisesti rajoittavia ehtoja tai rajauksia.

3 (3) 


Edellä todetun perusteella: 

• Fingrid voi hoitaa vain kantaverkkoliiketoimintaan kuuluvia tehtäviä, joten 

turvelauhdetuotannon tukeminen osana Fingridin toimintaa ei ole Fingridille 

asetettujen velvoitteiden mukaan mahdollista. 

• Fingridin tulee hoitaa tehtävänsä tasapuolisesti ja syrjimättömällä tavalla, joten 

Fingrid ei voi asettaa turvesähkön tuottajaa palveluidensa hinnoittelussa 

erityisasemaan. 

• Kantaverkkotariffilla tulee kattaa vain kantaverkkotoiminnan kustannukset. 

Fingridille asetettujen velvoitteiden mukaan ajatellunlainen tukijärjestely osana 

Fingridin toimintaa ei ole sähkömarkkinalain mukainen. Fingridin toiminnallinen 

tehokkuus ja Euroopan alhaisin kantaverkon siirtotariffi perustuu vain yllä kuvattujen 

tarkasti rajattujen velvoitteiden hoitamiseen. 

5 Yhteenveto ja ratkaisuehdotus 

Nykyisten erillisten hiili-, maakaasu- ja turvelauhdevoimalaitosten säilyminen 

käyttövalmiudessa on sähkön toimitusvarmuuden kannalta tärkeää. Ajatellunlainen tuki 

turvelauhdetuotannolle saattaa vaarantaa tätä tavoitetta. Selvittämättä on myös se, onko 

esitetty tukijärjestely EU-oikeudellisen suhteellisuusperiaatteen mukaisesti tarpeellinen 

sähköntoimituksen turvaamiseksi. Syöttötariffi ei sovellu pohjoismaiseen markkinamalliin 

ja kantaverkkotoiminnan rooliin markkinoilla. Se vääristää sähkön markkinahinnan 

muodostumista. Tukikustannusten kerääminen verkkotariffien kautta ei todennäköisesti 

myöskään johtaisi tavoiteltuihin työllisyys- yms. vaikutuksiin, koska kustannukset 

kiertyisivät tällöin jokatapauksessa merkittäviltä osin turvevoimalaitosten taustayhtiöiden 

maksettavaksi ja olisivat näin turvetuotannon lisäkustannuksena. Syöttötariffijärjestelmä 

vaatii lakimuutoksia, on monimutkainen ja kallis hallinoida sekä aiheuttaa selvityksen 

tekijän mukaan varovastikin arvioiden syrjäytetylle tuotannolle mittavat 7 - 28 miljoonan 

euron menetykset. 

Turvelauhdelaitosten syöttötariffimallin selvittelyn sijasta turvelauhdelaitokset 

tulisi ottaa osaksi lyhyen käyttöajan kapasiteetin käyttövalmiuden varmistamista 

koskevia tarkasteluja. Tätä kautta turvelauhdelaitokset voisivat saada korvausta 

käyttövalmiuden ylläpidosta. 

Turpeen tuotannon mahdolliseksi tukemiseksi tulee tarkastella syöttötariffin sijasta 

muita tehokkaampia ja työllisyyttä suoraan ylläpitäviä keinoja mm. EUrakennerahastojen 

ja Suomen alue-, maatalous- ja työllisyystukien käyttöä 

turvevarastoinnin tukemiseen, jotta tuki ensinnäkin olisi suoraan kohdennettu turpeen 

tuottajille, kuljetusyhtiöille ja turvekaluston valmistajille ja tällä mekanismilla myös 

lauhdetuotanto, oli polttoaineena sitten kivihiili- tai turve säilyy yhtenä vaihtoehtoisena 

tuotantomuotona tasaamaan vuosittaisia sähkön kysynnän vaihteluita varsinkin kuivina 

vuosina pohjoismaissa. 

Tällainen suora tuki eroaa oleellisesti feed-in syöttötariffijärjestelmästä siten, että siinä 

edelleen sähkön fyysinen markkinahinta määrää laitosten ajojärjestyksen ja lisäksi 

sähkömarkkina määrää ne tunnit, jolloin turvelaitokset vuosittain käyvät eli kuten nytkin 

sähkömarkkinat pohjoismaissa toimivat - markkinaehtoisesti.

TURVETEOLLISUUSLIITTO RY. 

VAPAUDENKATU 12, FIN-40100 JYVÄSKYLÄ 

Tel. +358 14 3385 400, Fax +358 14 3385 410 

turveteollisuusliitto@turveliitto.fi 

www.turveliitto.fi 

KTM 

Green Stream Network 24.2.2006 

Turveteollisuusliitto ry:n kommentti turvelauhdetuotannon syöttötariffista, III kierros 

Turveteollisuusliitto pitää yksiselitteisenä asiana sitä, että tarkastellun turvelauhteen 

syöttötariffin tarkoituksena on nimenomaan varmistaa paikallisen sähköntuotannon ja siinä 

tarvittavan kotimaisen polttoaineen toimitusvarmuutta. Ellei tariffia oteta käyttöön, 

vähintäänkin osa turvelauhdetuotannon laitoskapasiteetista ja merkittävä osa siihen 

käytettävästä turvepolttoaineen tuotantokapasiteetista henkilöresurssit mukaan lukien 

joudutaan ajamaan alas niin, että niitä ei voida enää ottaa käyttöön kuin hyvin pitkällä 2-3 

vuoden aikajänteellä, jos silloinkaan. Syöttötariffilla voidaan siten hyvin edullisesti ylläpitää 

sähköntuotannon huoltovarmuutta ja omavaraisuutta. 

Edelleen käsityksemme mukaan syöttötariffin tulee toimia niin, että se luo selkeän 

kannustimen tuottaa sähköä turvelauhdevoimalaitoksilla ennen kivihiililaitoksia. Selkeästi 

tarkoittaa sitä, että hintaero ei voi olla näennäinen, vaan konkreettinen, vähintäänkin joitakin 

prosentteja. Esitämme, että käyttöön otettaisi hallinnollisesti yksinkertainen ja markkinoilla 

toimiville tahoille selkeä kiinteä, markkinahinnan päälle tuleva syöttötariffituki. Esitämme tuen 

suuruudeksi 8 euroa/sähköMWh. 

Kertaamme aiemmin esittämämme näkemyksen, että lauhdelaitosten rajaus yli 1000 GWh:n 

kokoluokkaan on kohtuuton ja turha. Tuen piiriin pitäisi mahtua turvelauhteen tasapuolisen 

kohtelun vuoksi kaikki turvelauhdelaitokset, myös pienemmät lauhdehäntälaitokset. 

Laitoksista jotkin ovat viime vuosina investoineet uuteen lauhdekapasiteettiin, jotkin niistä 

ovat menettäneet suhteellisesti päästöoikeuksissa muihin toimijoihin nähden olleessa 

edelläkävijöitä puupolttoaineen käytön edistämisessä, ja lopuksi, jotkin toimijat menettivät 

turvesähkölle myönnetyn pienvoimalaitostuen. 

Tervehtien 

Turveteollisuusliitto ry 

Jaakko Silpola 

toimitusjohtaja

Jukka Leskelä, Energiateollisuus ry. 27.2.2006 

NÄKÖKULMIA SELVITYKSEEN ”RAJATUN 

SYÖTTÖTARIFFIJÄRJESTELMÄN SOVELTAMINEN 

PERUSTURVELAUHDESÄHKÖN TUOTANNON TURVAAMISEEN” 

Turve on tärkeä kotimainen polttoaine. Sen kilpailuasema on 

heikentynyt päästökauppaympäristössä, koska sen hiilidioksidipäästöt suhteessa 

energiasisältöön eli nk. päästökerroin on korkea. Erillisessä lämmöntuotannossa ja 

yhdistetyssä sähkön ja lämmön tuotannossa turpeen asema on kuitenkin hyvä 

erityisesti sen jälkeen, kun valmistevero sen osalta poistettiin. 

Tämän selvityksen tavoitteena olikin tutkia yhtä vaihtoehtoa eli rajattua syöttötariffia 

turpeen tukemiseksi erillisessä sähköntuotannossa. 

Erillinen sähköntuotanto ja pohjoismaiset sähkömarkkinat 

Pohjoismainen sähkömarkkina on hyvin vesivoimavaltainen. Noin puolet sähköstä 

tuotetaan vesivoimalla, jonka tuotanto on kuitenkin osin sääolosuhteista riippuvaa ja 

vuosittaiset vaihtelut melko suuria. Yksinkertaistaen voidaan sanoa, että 

pohjoismaisessa sähköjärjestelmästä erillinen sähköntuotanto eli nk. lauhdevoima 

tasaa vesivoiman vaihteluita. Kuivina ajanjaksoina lauhdevoimantuotanto on suurta ja 

runsaina vesivuosina hyvin vähäistä. Viime vuosina on koettu sekä poikkeuksellisen 

runsaita vesivuosia (mm. 2005 ja 2000) että poikkeuksellisen niukkoja vesivuosia 

(2004 ja 2003). 

Lauhdevoiman tuotanto ja vastaavasti kaikkien siinä käytettävien polttoaineiden 

kulutus vaihtelee runsaasti eri vuosien välillä. On odotettavissa, että vaihtelu on 

runsasta myös tulevaisuudessa. 

Esitetty syöttötariffi ongelman ratkaisijana 

Turveyrittäjien voi olla vaikea taloudellisesti hallita sähkömarkkinoista aiheutuvaa 

voimakasta kulutuksen vaihtelua. Koko esitettyä tukijärjestelmää tarvitaankin 

ensisijaisesti polttoainesektorin, ei sähköntuotannon tukemiseksi. 

Esitetty ratkaisumalli eri tuotantolaitosten ajojärjestyksen muuttamisesta 

syöttötariffilla ei kuitenkaan poista itse perusasetelmaa: joinakin vuosina turvetta 

tarvitaan lauhdesähkön tuotantoon paljon, joinakin vuosina ei juuri lainkaan. 

Järjestelmä ei takaisi mitään minimitasoa turvelauhteen tuotannolle ja toisaalta ilman 

sitäkin joinakin vuosina kulutus voisi olla suurta. Tästä näkökulmasta esitetty malli on 

varsin tehoton ratkaisemaan esillä oleva ongelma. 

Syöttötariffi avoimilla sähkömarkkinoilla 

Syöttötariffijärjestelmä ei sovi avoimille sähkömarkkinoille monestakaan syystä. 

Markkinoiden toiminta perustuu kilpailuun tuotantoyksiköiden kesken. Tukimuoto, 

joka pakottaa laitokset tiettyyn ”ajojärjestykseen” on täysin vastoin kilpailun 

periaatetta. Lisäksi se vie perusteet tehdä kilpailukykyä parantavia kehittämistoimia.

Kulutuksen puolella sähkömarkkinoiden avoimuus merkitsee asiakkaan eli sähkön 

käyttäjän mahdollisuutta valita sähköntoimittajansa. Esitetyssä mallissa sähköasiakas 

joutuisi tukemaan yhtä tuotantomuotoa, vaikka olisi valinnut sähkön, jossa tällaista 

tuotantoa ei lainkaan ole mukana. 

Sähkömarkkinoiden keskeinen elementti on myös verkkoliiketoiminnan eriyttäminen 

sähköntuotannosta ja sähkön myynnistä. Esitetyssä mallissa verkkoliiketoiminnalle 

annettaisiin tuotantoon ja sähkökauppaan liittyviä tehtäviä, mikä olisi vastoin avointen 

markkinoiden perusperiaatetta. Kantaverkkoyhtiöllä on markkinoilla aivan oma 

keskeinen roolinsa, johon esitetyn syöttötariffijärjestelmän kaltaiset tehtävät eivät 

sovi. Tästä on kantaverkkoyhtiön edustaja antanut omat lausuntonsa. 

Tuki kohdentuisi vain neljälle olemassa olevalle laitokselle määräajan. Kyseiset neljä 

laitosta eivät muodosta tekniikoiltaan tai tuotannon luonteensa puolesta keskenään 

yhtenäistä ryhmää. Erillistä sähköntuotantoa harjoitetaan lisäksi pitkälti yli 

kymmenessä muussa olemassa olevassa voimalaitoksessa ja todennäköisesti myös 

kaikissa uusissa suuremmissa turvevoimalaitoksissa. Tuen kohdentumien vain 

joihinkin laitoksiin vääristäisi markkinaa myös turvetta käyttävien laitosten kesken. 

Esitetty syöttötariffimalli ja sähkön toimitusvarmuus 

Selvityksen perusteella turpeen syöttötariffijärjestelmän ainoa oikeudellisesti 

hyväksyttävissä oleva perusta näyttäisi olevan sähkön toimitusvarmuuden 

turvaaminen. 

Selvityksessä ei ole analysoitu esitetyn syöttötariffijärjestelmän vaikutuksia sähkön 

toimitusvarmuuteen kokonaisuuden kannalta. Kilpailuaseman lakisääteinen muutos 

saattaisi johtaa siihen, että osa muihin polttoaineisiin perustuvasta 

lauhdevoimakapasiteetista poistuisi markkinoilta. Tällöin vaikutus toimitusvarmuuteen 

voisi olla kielteinen. 

Tarvittava tukitaso selvityksen tavoitteen saavuttamiseksi 

Selvityksen tavoitteena oli tutkia syöttötariffijärjestelmää, joka palauttaisi turpeen 

kilpailukyvyn päästökauppaa edeltävälle tasolle lauhdevoiman tuotannossa. Erityisesti 

vertailukohteena ovat fossiiliset tuontipolttoaineet kivihiili ja maakaasu. Maakaasun 

kilpailukyky on vielä selvästi turvetta ja kivihiiltä heikompi johtuen voimakkaasti 

kohonneesta maakaasun hinnasta, joten mielekäs vertailukohta on kivihiili. 

Myös kivihiilen päästökerroin on korkea, mutta hieman alempi kuin turpeen. 

Päästöoikeuden hinnan nykytaso eli noin 25 euroa/tCO2 vastaa polttoaine-energian 

osalta suunnilleen 1 euro/MWh hinnanmuutosta näiden polttoaineiden kesken 

kivihiilen eduksi. Näin ollen kilpailuasema palautuisi tilanteeseen ilman 

päästökauppaa, jos turve saisi vastaavan tuen. Turpeen ja kivihiilen hinnat ovat viime 

vuosina olleet luokkaa 6-8 euroa /MWh. Hieman pidemmällä, 2-3 vuoden 

tarkastelujaksolla kivihiilen hinta on kuitenkin noussut päästökaupan vaikutusta 

enemmän. 

Selvityksessä ei laskelmien lähtökohdaksi ole otettu toimeksiannon mukaista ”Tällöin 

(järjestelmän voimassa ollessa) turvelauhdesähkön sähkömarkkinatilanne olisi 

likimain sama kuin ennen EU:n sisäisen päästökaupan käyttöönottoa 1.1.2005.”

Selvityksessä on lähdetty siitä, että kaikki tukea saavat neljä turvelauhdesähköä 

tuottavaa laitosta olisivat joka tilanteessa kilpailukykyisempiä kuin paras 

kivihiililauhdevoimalaitos. 

Ilmeisesti tästä johtuen päädytään myös huomattavasti edellä mainittua korkeampiin 

tukitasoihin (2,5…3 euroa / MWh polttoainetta). 

Yhteenveto ja johtopäätökset 

Esitetty järjestelmä vaikuttaa siis sekä ohjausvaikutukseltaan heikolta että melko 

kustannustehottomalta. Olisikin syytä pohtia toisenlaisia ratkaisuja. 

Huomattavasti vakaamman tuloksen voisi saada suuntaamalla tuki- ja edistämistoimia 

turvetuotantoon esimerkiksi polttoturpeen kausivarastointia kehittämällä. Tällöin 

turvetuottajat voisivat tuottaa tuotantoedellytystensä mukaan ja sähkömarkkinoiden 

toiminta voisi pysyä markkinaehtoisena. Samalla turpeen toimitusvarmuus sekä 

erilliseen sähkön että yhdistettyyn sähkön ja lämmön tuotantoon paranisi. 

Sähkömarkkinoiden ohjauksen tulisi olla loogista ja johdonmukaista. 

Syöttötariffijärjestelmä olisi vastoin sekä ilmastopolitiikan tavoitteita että sitä 

kehitystä, jolla markkinoita on viime vuosina rakennettu. Päästökaupan tultua 

voimaan olisi olemassa olevaa ohjausta vähennettävä eikä lisättävä. Epävarma 

toimintaympäristö vaikeuttaa investointeja ja johtaa sähkön hinnan nousuun ja 

toimitusvarmuuden heikkenemiseen

Selvitys - Elinar

You also want an ePaper? Increase the reach of your titles

Delete template?

Save as template?