Tehoreservin historia yltää vuoteen 2006 saakka. Tuolloin säädettiin ensimmäinen määräaikainen tehoreservilaki. Lakia on sittemmin päivitetty ja jatkettu useampaankin kertaa, mutta järjestelyn peruselementit ovat pysyneet samankaltaisina; Energiavirasto arvioi Suomessa tarvittavan tehoreservin määrän ja valitsee laitokset tarjouskilpailulla.
Reservin suuruus on vuosien mittaan vaihdellut 300–600 MW:n tasolla. Talvikaudella laitokset ovat 12 tunnin käynnistysvalmiudessa ja kesällä lainsäädännön jokseenkin teennäisesti vaatimassa yhden kuukauden valmiudessa. Järjestelyyn valitut voimalaitokset ovat olleet elinkaarensa ehtoopuolella olevia fossiilisiin polttoaineisiin perustuvia laitoksia. Kysyntäjousto on tehoreservissä jäänyt kuriositeetiksi.
Sähkönkäyttäjät rahoittavat tehoreservin. Järjestely maksaa talvikuukausina 3–5 miljoonaa euroa kuukaudessa, ja se rahoitetaan Fingridin kantaverkkolaskutuksen yhteydessä perittävällä erillisellä tehoreservimaksulla.
Järjestely on maksanut suomalaisille sähkönkäyttäjille noin 200 miljoonaa euroa.
Tehoreservin käyttö on koko järjestelyn ajan ollut äärimmäisen vähäistä. Edellisestä käyttökerrasta on jo yli 10 vuotta aikaa. Elinkaarensa aikana järjestely on maksanut suomalaisille sähkönkäyttäjille suunnilleen 200 miljoonaa euroa.
Alkuperäisen tehoreservilain mukaan voimalaitosten tuottama sähkö tuli tarjota markkinoille. Koska järjestelyllä ei kuitenkaan haluttu sotkea vapaiden markkinoiden toimintaa, tarjouksen hinnaksi tuli asettaa raskasta polttoöljyä käyttävän lauhdelaitoksen muuttuvat kustannukset. Tämän katsottiin edustavan kalleinta mahdollista kilpailtua sähköntuotantoa ja siten reservin markkinoita häiritsevä vaikutus jäisi vähäiseksi.
Oli kuitenkin huomionarvoista, että tehoreservin hinnoittelureferenssi haettiin todellisista sähköntuotantokustannuksista, ja se oli selvästi matalampi kuin sähköpulasta sähkönkäyttäjille aiheutuva haittakustannus.
Sittemmin hinnoittelua muutettiin vuosien varrella. Pitkään käytössä olleen mallin mukaan tehoreservi tarjottiin sähköpörssiin hinnalla, joka vastasi pörssin kalleinta markkinaehtoista myyntitarjousta. Tehoreservin hinnoittelu perustui tällöinkin todelliseen sähkönmyyntitarjoukseen.
Perustavanlaatuinen muutos tehoreservin hinnoitteluun ja käyttötapaan tuli EU:n sähkömarkkina-asetuksen uudistuksen myötä vuonna 2019. Eurooppalainen sääntely luokitteli tehoreservin strategiseksi reserviksi ja uudistetun sääntelyn mukaan strategista reserviä voisi käyttää ainoastaan, kun kantaverkkoyhtiön käytössä olevista tasehallintaresursseista on niukkuutta. Niukkuustilanteissa strategisella reservillä tuotettu sähkö tulisi myydä tasesähkönä ja hinnoitella siten, että sen arvo on vähintään sähköpulan aiheuttaman haitan arvo (Suomessa valtioneuvoston periaatepäätöksellä määritetty 8 000 €/MWh) tai intraday-markkinan tekninen hintakatto (9 999 €/MWh).
Käytännössä tämä tarkoitti, että tehoreservisähkön hinnaksi tuli asettaa 10 000 €/MWh, eli 10 €/kWh! Muutoksen myötä tehoreservillä tuotetusta sähköstä tuli moninkertaisesti kalliimpaa ja samalla katosi hinnoittelun yhteys todellisiin sähköntuotantokustannuksiin tai tarjontaan.
Uusi hinnoittelu vie mielekkyyden nykymuotoisen tehoreservin ylläpidolta. Miksi sähkönkäyttäjien kannattaisi maksaa tehoreservilaitoksien ylläpidosta kuukausimaksua, jos tarpeen vaatiessa tehoreservisähköstä joutuu maksamaan enemmän kuin mikä on sähköpulan aiheuttaman haitan arvo? Sama kuin maksaisi kesämökin palovakuutusta ja tulipalon sattuessa saisi ostaa uuden mökin kartanon hinnalla.
Pahimmillaan uusi hinnoittelu nostaa tasesähkön hintaa niukkuustilanteissa.
Pahimmillaan uusi hinnoittelu nostaa tasesähkön hintaa niukkuustilanteissa. Toistaiseksi tasesähkön korkein hinta Suomessa on ollut 5 000 €/MWh. Tehoreservin käyttö siis varmistaa, että niukkuustilanteessa tasesähkö hinnoitellaan sen uuteen hintakattoon eli kymppitonniin.
On vielä täysin oma kysymyksensä, poistaako tehoreservijärjestely tarjontaa vuorokausimarkkinoilta. Lähes kaikki tehoreserviin kerran valitut voimalaitokset on suljettu lopullisesti tehoreservikauden päättyessä, mikä indikoisi, että laitokset olisivat todennäköisesti poistuneet markkinoilta joka tapauksessa. Toisaalta kaikkia laitoksia, jotka ovat olleet mukana tarjouskilpailussa mutta jääneet valitsematta reserviin, ei ole suljettu, vaan osa tarjokkaista on jatkanut markkinoilla.
Näyttää vahvasti, että nykyisillä EU-säännöillä sähkönkäyttäjien etu olisi jättää tehoreservi kokonaan hankkimatta ja Suomen kannattaisi lakkauttaa nykymuotoinen järjestelmä. Toisaalta energiakriisi on karvaasti osoittanut, että erilaisiin uhkakuviin kannattaa varautua. Ohjattavan ja energiavarastona toimivan voimalaitoskapasiteetin ylläpidolle poikkeustilanteita varten on Suomessa tärkeä paikkansa jatkossakin.
Kysymys kuuluu, millainen järjestely tarvitaan tehoreservin tilalle ja miten sen säännöt asetetaan, jotta sähkönkäyttäjät saavat vakuutusmaksuilleen vastinetta tosipaikan tullen?
