Vuoden 2021 sähkömarkkinalain muutos antoi sähköyhtiöille lisäaikaa säävarman sähköverkon kehittämiselle. Tämä on hieman hidastanut investointitahtia, mutta ei merkittävästi.
Verkon toimitusvarmuus määritellään sähköjakelun keskeytysaikojen perusteella. Sähköverkot on suunniteltava niin, että myrskyistä tai lumesta johtuvat keskeytykset kaupunkialueella saavat kestää korkeintaan kuusi tuntia ja haja-asutusalueella korkeintaan 36 tuntia.
”Säävarmuuden takarajaksi on asetettu kaupunkiolosuhteille vuosi 2028 ja maaseudulle vuosi 2036”, selventää verkko-osaston johtaja Veli-Pekka Saajo Energiavirastosta.
”Säävarmuuden takarajaksi on asetettu kaupunkiolosuhteille vuosi 2028 ja maaseudulle vuosi 2036.” Veli-Pekka Saajo
Viraston mukaan noin 47 prosenttia toimitusvarmuuden kannalta keskeisestä keskijänniteverkosta on nyt maakaapeloitu eli yli puolet on vielä perinteisesti ilmajohtoina. Pienjänniteverkossa kaapelointiaste on korkeampi, jo lähes 60 prosenttia.
Saajon mukaan koko keski- ja pienjänniteverkkoa ei kuitenkaan kaapeloida. Laki lähtee sähkön laatu- ja toimitusvarmuudesta, jotka voidaan toteuttaa myös ilmajohdoissa.
”Niiden sijoittaminen tienreunaan ja johtokäytävien vierimetsien hoito ovat siinä keskeisiä keinoja”, hän havainnollistaa.
Energiaviraston mukaan pitäisi vuoteen 2028 mennessä saada keskijänniteverkkoa laatuvaatimusten piiriin vielä tuhat kilometriä ja pienjänniteverkkoa 3000 kilometriä. Vuoteen 2036 mennessä luvut kasvavat jo 47 000 ja 73 000 kilometriin eli sähköyhtiöillä riittää vielä tekemistä.
”Analysoimme parhaillaan tämän vuoden tietoja, kuinka yhtiöt ovat tavoitteissaan. Edellisessä tarkastelussa kaksi vuotta sitten näytti kuitenkin ihan hyvältä, enkä usko, että nytkään tulee mitään yllätyksiä”, Saajo arvelee.
Ilmaista säävarman sähköverkon toteuttaminen ei todellakaan ole. Energiaviraston mukaan verkon investointikustannukset nousevat vuoteen 2036 mennessä kaikkiaan 13 miljardiin euroon.
Pirkanmaalla ja Satakunnassa toimiva sähköyhtiö Leppäkosken Sähkö investoi sähköverkon kehittämiseen vuoteen 2028 mennessä noin 23 miljoonaa euroa ja vuosina 2029-2036 noin 43 miljoonaa euroa.
”Näillä investoinneilla varmistamme, että vuonna 2036 sähköverkkomme täyttää lain vaatimukset säävarmuuden osalta. On hyvä muistaa, että toimiva sähköverkko on myös alueellisen elinvoimaisuuden varmistamisessa keskeinen tekijä”, korostaa Leppäkosken Sähkön verkkojohtaja Jukka Rajala.
Leppäkosken Sähkö ei kaapeloi koko sähköverkkoaan. Vuonna 2036 sen keskijänniteverkosta on kaapeloitu noin 60 prosenttia ja pienjänniteverkosta noin 70 prosenttia.
”Pystymme näin optimoimaan kokonaiskustannuksia. Tehokkaan ja paikallisen viankorjausorganisaation ansiosta pystymme varmistamaan myös ilmaan jäävän sähköverkon osalta nopean sähköjen palautuksen vikatilanteissa, vaikka koko verkkomme ei olisikaan maakaapeloitu”, Rajala perustelee.
Nyt Leppäkosken Sähkö Oy:n jakeluverkon 1600 kilometrin keskijänniteverkosta on kaapeloitu noin 40 prosenttia. 3000 kilometrin pienjänniteverkon kaapelointiaste on 60 prosenttia.
Asemakaava-alueella kummankin verkon kaapelointiaste on jo 90 prosenttia. Haja-asutusalueen 1400 kilometrin keskijänniteverkosta on kaapeloitu kolmannes ja 2300 kilometrin pienjänniteverkosta hieman yli puolet.
”Taajama-alueiden korkeaan kaapelointiasteeseen on vaikuttanut myös maankäyttö, koska ilmajohtojen sijoittaminen ei ole usein mahdollista”, Rajala sanoo.
”Ilmajohtoverkkoa on pidettävä kunnossa enemmän kuin maakaapeliverkkoa esimerkiksi raivaamalla johtoaukkoa, joka lisää kokonaiskustannuksia.” Jukka Rajala
Leppäkosken verkkotöiden painopiste onkin siirtynyt haja-asutusalueelle, jossa verkkoa on pidempien välimatkojen vuoksi kaapeloitava enemmän asiakasta kohti. Taajamassa sähköverkkoa on asiakasta kohden vain joitain kymmeniä metrejä, mutta haja-asutusalueella satoja metrejä.
Leppäkosken Sähkö vastaa toimialueensa sähköliittymistä ja lähes 30 000 asiakkaan sähkönjakelusta Pirkanmaalla ja Satakunnassa.
Sen saneerattavat verkkokohteet valitaan vuosittain aina kokonaisarvioon perustuen, johon vaikuttavat muun muassa sähköverkon vikatiheys, ikä ja kunto. Kustannustehokkain toteutustapa harkitaan aina tapauskohtaisesti.
”Investointikulujen lisäksi otamme huomioon myös kaikki muut elinkaarikustannukset. Ilmajohtoverkkoa on pidettävä kunnossa enemmän kuin maakaapeliverkkoa esimerkiksi raivaamalla johtoaukkoa, joka lisää kokonaiskustannuksia.”
”Kun ilmajohtoverkko ei ole yhtä hyvin suojassa sääilmiöiltä kuin maakaapeliverkko, se aiheuttaa myös viankorjauskustannuksia pidemmällä aikavälillä”, Rajala korostaa.
