Luku 18: Taloudellisia näkökulmia tuulivoimasta sähkövoimajärjestelmässä (Economic Aspects of Wind Power in Power Systems)

Transkriptio

1 Luku 18: Taloudellisia näkökulmia tuulivoimasta sähkövoimajärjestelmässä (Economic Aspects of Wind Power in Power Systems) 18.1 Johdanto Thomas Ackermann ja Poul Erik Morthorst Tuulivoima voi saavuttaa sähkövoimajärjestelmissä merkittävän penetraatiotason. Sähkövoimajärjestelmät on suunniteltu konventionaalisia tuotantomuotoja varten, ja tuulivoiman integrointi aiheuttaa muutoksia voimajärjestelmän suunnitteluun ja käyttöön. Muutokset vaikuttavat sähkövoimajärjestelmän kokonaiskustannuksiin. Tässä kappaleessa käsitellään tuulivoiman verkkoliitynnän ja tuulivoiman aiheuttaman verkon vahvistuksen kustannuksia, sekä tarkastellaan tuulivoiman vaikutuksia sähkön hintaan ja balansointikustannuksiin Verkkoliitynnän ja verkon vahvistamisen kustannukset Eri maissa on erilaisia käytäntöjä tuulivoimaloiden ja tuulipuistojen liityntäkustannusten määrittelyssä. Eri käytännöt voidaan jakaa kolmeen ryhmään: matalat (shallow), syvät (deep) ja matalahkot (shallowish) liityntäkustannukset. Taulukko 18.1 esittää voimassa olevia käytäntöjä eri EU-maissa. Matalat liityntäkustannukset (shallow connection charges) Matalat liityntäkustannukset sisältävät ainoastaan suorat liittymiskustannukset, eli voimalan ja jo olemassa olevan verkon pisteen välisen uuden syöttöjohdon sekä osittain myös jännitteennostomuuntajan kustannukset. Yksityiskohtaiset käytännöt eri maiden välillä vaihtelevat kuitenkin merkittävästi, ja tätä on havainnollistettu seuraavissa esimerkeissä. Esimerkki: Tanska Tanskassa viranomaiset määrittelevät maantieteellisen alueen tuulipuistolle, jonka sisällä olevat verkostokustannukset maksaa tuulipuiston omistaja. Alueen reunalla on ns. kytkentäpiste (CP Connection point), jota on havainnollistettu kuvassa Verkkoyhtiö kustantaa kaikki kustannukset

2 kytkentäpisteeltä eteenpäin, ja yhtiö voi sosialisoida kaikki nämä kustannukset eli jakaa kustannukset tasan kaikkien verkkoasiakkaiden kesken. Tanskassa tuulipuiston liitäntä sisältää yleensä uuden johdon (tavallisesti maakaapeli) kytkentäpisteeltä johonkin vahvaan verkon pisteeseen. Tällaisella menettelyllä saavutetaan joitakin teknisiä etuja. Taulukossa 18.2 on esitetty vuosittaisia Tanskan länsiosan CHP-laitosten ja tuulivoiman integrointikustannuksia. Taulukosta nähdään, että kustannukset kapasiteettia kohden voivat vaihdella huomattavastikin. Esimerkki: Saksa Saksassa jakeluverkkoyhtiö märittelee verkon pisteisiin A tai B tai sähköasemalle (Substation) (ks. kuva 18.2) kytkettävän kapasiteetin suuruuden. Tuulipuiston omistajan täytyy maksaa liittymiskustannukset tuulipuiston ja verkon CP:n (mukaan lukien itse CP) väliltä. Verkkoyhtiö maksaa pääosin suojausjärjestelmän ja jännitteensäätöjärjestelmän kustannukset. Verkkoyhtiö voi jakaa ( sosialisoida ) kustannukset kaikkien Saksan verkonkäyttäjien kesken.

3 Esimerkki: Ruotsi Ruotsissa jakeluverkkoyhtiöllä täytyy olla regulaattorilta saatu lupa operoida verkkoa tietyllä maantieteellisellä alueella. Yhdelle alueelle annetaan vain yksi lupa, ja jos alueelle ollaan tuomassa tuulivoimaa, täytyy verkkoyhtiön rakentaa liityntä tälle voimalalle. Verkkoyhtiö voi laskuttaa tämän uuden johdon rakentamiskustannukset sekä tuulivoimalan omistajan täytyy maksaa verkon käytöstä verkkoyhtiölle. Jos tuulipuisto lisää esim. verkkoyhtiön kustannuksia siirtoverkon käytöstä, ei tätä maksua saa kuitenkaan periä tuulivoiman omistajalta. Ruotsalaisen systeemin heikko puoli on se, että kustannukset joudutaan jakamaan ko. verkkoyhtiön asiakkaiden kesken eikä esimerkiksi kaikkien ruotsalaisten verkonkäyttäjien tai tuulivoimatuottajien kesken, eikä verkkoyhtiöllä ole siten kannustimia liittää suuria tuulipuistoja verkkoon. Syvät liityntäkustannukset (Deep connection charges) Syvät liityntäkustannukset sisältävät kaikki liityntälaitekustannukset sekä kaikki verkkoinvestointikustannukset niin siirto- kuin jakeluverkkotasollakin. Tällä menettelyllä on useita ongelmia. On vaikea määritellä, mitkä kustannukset johtuvat tuulivoiman lisäyksestä ja mitkä muista tekijöistä. Lisäksi verkkoon myöhemmin liittyvät tuulivoimalat hyötyisivät perusteettomasti aikaisemmin liittyneiden voimaloiden omistajien maksamista verkkoinvestoinneista. Käytännössä syvät verkkokustannukset aiheuttavat konflikteja eri tahojen välillä. Matalahkot liityntäkustannukset (Shallowish connection charges) Matalahkot liityntäkustannukset ovat yhdistelmä matalista ja syvistä liityntäkustannuksista, eli liittymismaksut sisältävät myös osittain verkonvahvistamiskustannuksia. Esimerkki: Yhdistynyt kuningaskunta (UK) Englantilaisen ja Walesilaisen regulaattorin Ofgem:n näkemys on se, että koska kuormitusten ja konventionaalisten tuotantoyksiköiden verkkoliitynnän kustannukset perustuvat matalien liityntäkustannusten periaatteeseen, ei hajautettua tuotantoa (esim. tuulivoimaa) voi kohdella eri tavalla. Ofgem soveltaakin matalahkojen liityntäkustannusten periaatetta. Verkon tekniset rajoitukset Verkon vahvistaminen on tarpeellisia, jos tietyt rajat (kapasiteetti- tai stabiilisuusrajat) ylittyvät. Usein ajatellaan, että verkon rajoitukset ovat luonteeltaan teknisiä. Kuitenkin ne liittyvät usein taloudellisiin näkökulmiin. Esimerkiksi komponenttien hetkellinen ylikuormittuminen ei välttämättä johda laiterikkoihin, mutta komponenttien elinikä voi pienentyä ylikuormituksen johdosta.

4 Taloudellisessa mielessä lyhytaikaisen ylikuormittumisen salliminen voi olla taloudellisesti kannattavaa, jos sillä vältetään verkkoinvestointeja. Koska tuulivoimatuotanto (ja myös kulutus) vaihtelee, tietyntyyppiset teknisiä rajoja määrittelevät tapahtumat voivat olla melko harvinaisia, ja nämä tilanteet voidaan selvittää esim. hyväksymällä lyhytaikainen ylikuormitus tai rajoittamalla tuulivoimatuotantoa näissä tilanteissa. Yleisesti näiden näkökulmien sisällyttäminen liityntäkustannuksiin voi olla kuitenkin haasteellista. Yhteenvetoa liityntä- ja verkonvahvistuskustannuksista Edellä esitetyt esimerkit kuvaavat hyvin erilaisia periaatteita tuulivoimaa ja siihen liittyviä liityntä- ja verkonvahvistuskustannuksia koskien. Tuulivoiman nopea kehittyminen Saksassa ja Tanskassa viimeisen vuosikymmenen aikana on osittain matalien liityntäkustannusten periaatteen soveltamisen ansiota. Matalien liityntäkustannusten periaatteen varjopuoli on se, että ne eivät kannusta liittämään tuulivoimaa sellaisiin kohteisiin, joiden liityntäkustannukset ovat pienet Järjestelmän käyttökustannukset vapailla markkinoilla Tuulivoiman vaihtelevuus vaikuttaa järjestelmään sähkövoimajärjestelmän käyttöön. Vaihtelevuus lisää tuotannon ja kulutuksen tasapainon ylläpitämisestä aiheutuvia kustannuksia. Balansointi voidaan jakaa primääri- (lyhyen aikavälin) ja sekundaarisäätöön (10 30 minuutin aikajänteen säätö). Primäärisäätökysymykset Tuulivoiman vaikutukset lyhyen aikavälin taajuusvaihteluun ovat pienet (ks. kappale 3). Primäärisäätö tapahtuu yleensä taajuusherkkien suurten voimalaitosten tahtigeneraattoreiden taholta. Yleinen kysymys on, että lisääkö tuulivoima primäärisäätökapasiteetin tarvetta ja sitä kautta kustannuksia. Kokemus osoittaa, että normaaleissa olosuhteissa tuulivoima ei lisää primäärisäätökapasiteetin tarvetta. Kuitenkin, jos suuri määrä tuulivoimaloita irtoa verkosta suhteellisen lyhyessä ajassa, voidaan tarvita ylimääräistä primäärisäätökapasiteettia. Tällainen voi tapahtua kahdella eri tavalla. Ensimmäinen tapa on se, että myrsky lähestyy suurta joukkoa tuulivoimaloita, ja tuulennopeus kasvaa niin suureksi, että tuulivoimalat joudutaan äkillisesti pysäyttämään tilanteessa, jossa niiden tuotantotehon on maksimissaan. Toinen mahdollisuus on se, että verkon vika aiheuttaa verkossa taajuus- tai jännitevaihteluita minkä johdosta tuulivoimalat irtoavat verkosta. Uusilta tuulivoimailoilta odotetaan kuitenkin viansietokykyä, joka estää tällaiset tilanteet. On vaikea määrittää primäärisäätöön liittyvää kustannusten lisääntymistä selkeästi. Tuulivoiman primäärisäätöön liittyvien lisäkustannusten syntymistä voidaan estää määrittämällä voimaloille tietynlaisia teknisiä vaatimuksia. Käyttökustannusten käsittely Järjestelmän käyttökustannukset liittyvät primäärisäätöön, primäärisäätökapasiteettiin, pimeäkäynnistyskustannuksiin ja järjestelmän robustisuutta parantaviin investointeihin. Joissakin maissa tuulivoima ei ole velvollinen osallistumaan näihin kustannuksiin, mutta esim. englantilainen ja walesilainen Ofgem harkitsee tuulivoiman velvoittamista näihin kustannuksiin osallistumiseen. Sekundaarisäätökysymykset

5 Jos tuotannon ja kulutuksen välillä on epätasapaino, primäärisäätö toimii pienentääkseen tätä epätasapainoa. Sekundaarisäädöllä vapautetaan käytettyä primäärisäätökapasiteettia ja palautetaan taajuus lähelle nimellistä arvoaan epätasapainon jälkeen. Jos tuulivoiman ennusteen ja todellisen tuotannon välillä on eroa, sekundaarisäätökapasiteetti täyttää tämän eron. Sekundaarisäädön tarve riippuu tuulivoiman tuotantoennusteen virheestä. Tämä virhe riippuu osittain ennusteen tekemisen ja todellisen tuotannon välisen ajanjakson pituudesta. Vapailla markkinoilla sähköpörssin sulkeutumisaika määrittää viimeisen mahdollisen ennustamisajankohdan, eli sulkeutumisajankohta vaikuttaa tuulivoiman ennustevirheeseen. Taulukko 18.3 esittää joidenkin sähkömarkkinoiden sulkeutumisaikoja. Pääasiassa vesivoimaan perustuva pohjoismainen Elspotmarkkina sulkeutuu tuntia ennen todellista toimitusta, vaikka vesivoima ei tarvitse tällaista suunnittelu- tai käynnistysaikaa. Elbas-markkina voidaan nähdä Elspot-markkinan täydennyksenä. Osapuolet voivat parantaa taseitaan tai fyysisiä sopimuksiaan Elbas-markkinalla. Pitkään sulkeutumisaikaan liittyvät ongelmat realisoituivat Englannissa ja Walesissa vuonna 2001 käyttöön otetussa NETA-järjestelmässä. NETA:ssa tuulivoiman tuottajat joutuvat maksamaan epätasapainokustannukset (imbalance cost) ennustetun ja toteutuneen tuotannon välillä. Aluksi markkinoiden sulkeutumisaika oli 3,5 tuntia, mikä aiheutti tuulivoimatuotannon taloudellisen tuoton vähenemisen 33 %:lla. Sulkeutumisaika pienennettiin yhteen tuntiin, mikä vähensi tuulivoimatuottajien epätasapainokustannuksia huomattavasti. Tuulipuistojen maantieteellinen hajauttaminen näytti pienentävän mahdollista epätasapainoa. Tuulivoimatuottajilla, joilla on vain yksi tuulipuisto, tämä tasoittava ilmiö on pienempi, ja ennusteen ja toteutuneen tuotannon erot voivat olla silti merkittävät. Laajalle alueelle levittäytyneiden tuuliturbiinien tuotannon vaihtelut vähenevät kertoimella 1/ n, missä n on tuuliturbiinien lukumäärä. Jos kaikki tuuliturbiinit olisivat saman omistajan omistamia, tämän epätasapainokustannukset olisivat n. 1/ n-kertaisesti alemmat kuin tilanteessa, jossa olisi suuri määrä riippumattomia omistajia jotka maksaisivat omat epätasapainokustannuksensa erikseen. Tämä asia voitaisiin ratkaista siten, että kaikkia riippumattomia tuulipuistoja käsiteltäisiin yhtenä tuotantoyksikkönä, jonka kokonaisepätasapainokustannukset jaettaisiin omistajien kesken. Sähkömarkkinanäkökulmia Sähköpörssi on tärkeä sähkömarkkinoiden instrumentti. Sähköpörssi määrittelee markkinahinnan, joka on tuottajan marginaalikustannusten ja viimeisen kuluttajan maksaman hinnan leikkauskohta.

6 Tuulivoiman marginaalikustannukset ovat hyvin pienet, ja tuulivoimatuottaja tarjoaa tuotantoaan markkinoilla aina kun tuulee. Tämä voi johtaa seuraaviin implikaatioihin. Tuulivoima lisää markkinoiden tehokkuutta, mutta voi vaikeuttaa tuotannon ja kulutuksen välisen tasapainon saavuttamista Esimerkki: Nord Pool Tässä luvussa tarkastellaan lähemmin tanskalaisen tuulivoiman vaikutusta pohjoismaiseen sähköpörssiin, Elspot-markkinoihin ja säätösähkömarkkinoihin. Nord Pool -sähköpörssi on sidottu maantieteellisesti Norjaan, Ruotsiin, Suomeen ja Tanskaan. Markkinaa dominoi tällä hetkellä norjalainen ja ruotsalainen vesivoima, vaikkakin sähkökauppa Saksan kanssa kasvaa ja siten pienentää vesivoiman vaikutusta. Nord Pool -sähköpörssi Nord Pool Elspot on päivittäismarkkina, missä sähkön hinta määräytyy tuotannon ja kulutuksen mukaan. Tuottajat ja kuluttajat antavat tarjouksensa markkinoille tuntia etukäteen ilmoittaen sähkön kulutuksen tai tuotannon määrät hintoineen. Siten, jokaiselle tunnille, hinta joka johtaa kysynnän ja tarjonnan tasapainoon määräytyy Nord Pool -pörssissä. Vain pieni osuus sähköntuotannosta kaupataan pörssissä, vaikkakin pörssihinta vaikuttaa myös pörssin ulkopuoliseen kauppaan. Kuva 18.3 esittää tyypillistä esimerkkiä vuotuisesta tuotanto- ja kulutuskäyristä pohjoismaisessa voimajärjestelmässä. Vesi- ja tuulituotantotarjoukset sijoittuvat tuotantokäyrällä alimmalle tasolle pienien marginaalikustannusten takia. Yleisesti sähkönkysyntä on hyvin joustamatonta. Jos siirtoyhteydet eivät rajoita kaupan tekemistä, pohjoismaihin muodostuu vain yksi hinta. Mutta jos sähkökauppaa ei voida toteuttaa fyysisesti, markkina-alue jakaantuu useiksi osamarkkinoiksi. Elspot-hinnoittelu

7 Vesivoiman dominoimassa järjestelmässä spot-hintaan vaikuttaa huomattavasti sademäärä. Tämä näkyy kuvassa 18.4, jossa hinnat vaihtelevat melkein nollasta n. 350 Norjan kruunuun. Kuva 18.5 havainnollistaa hintoja vuodesta 2001 vuoden 2003 alkupuolelle. Hinnat ovat vuoden 2002 loppuun asti suhteellisen tasaisia, jonka jälkeinen kuiva kausi nosti hintoja tuntuvasti. Länsi- ja Itä-Tanskan hinnat ovat tavallisesti lähellä toisiaan, mutta vuoden 2002 lopun ja 2003 alun Länsi- Tanskan hinta poikkesi huomattavasti systeemihinnasta suuren tuulivoimatuotannon takia. Tuulivoima ja sähköpörssi Tuulivoimalla on kaksi ominaisuutta, jotka vaikuttavat merkittävästi sen toimintaan voimajärjestelmässä. Tuulivoimatuotanto on vaihtelevaa ja vaikeasti ennustettavaa. Tuulivoimalla on suuret alkukustannukset (investointi) ja melko pienet muuttuvat kustannukset, ja rajakustannukset (marginaalikustannukset) ovat hyvin pienet. Nämä seikat huomioon ottaen nousee monia kysymyksiä tuotaessa tuulivoimaa vapaille markkinoille. Kuinka paljon tuulivoimaa voidaan lisätä vaarantamatta sähköpörssin ja voimajärjestelmän toimintaa? Kuinka tuulivoima vaikuttaa spot-

8 markkinahintaan? Kuinka suuri on sekundaarisäädön tarve suhteutettuna markkinoiden sulkeutumisaikaan? Minkä suuruiset ovat tuulivoiman kustannukset siitä, että se ei kykene täyttämään tekemiään tarjouksia? Näihin kysymyksiin yritetään vastata hyödyntämällä Tanskasta (etenkin Länsi-Tanskasta) saatuja kokemuksia. Länsi-Tanskassa tuulivoiman osuus tuotetusta energiasta vuonna 2002 olin. 18 %. Järjestelmässä sovelletaan tuulivoimalle sekä pienimuotoiselle CHP-tuotannolle priorisoitua ajojärjestetystä, eli järjestelmäoperaattorin täytyy ottaa tuulivoima vastaan milloin vain. Tuulivoiman osuus sähköpörssissä Kuva 18.6 esittää tuulivoiman osuutta kokonaissähkönkulutukseen Jutland-Funen-alueella vuoden 2002 joulukuussa. Tuulivoiman osuus kokonaiskulutuksesta on paikoitellet ollut lähellä 100 %. Vuonna 2002 priorisoitu tuotanto on ylittänyt sähkönkulutuksen, mikä on johtanut sähkön vientiin ja siten lisännyt siirtokapasiteettiongelmia. Seuraukset voidaan nähdä kuvasta 18.7, joka kuvaa Nord Pool:n systeemihinnan ja Länsi-Tanskan hinnan eroavaisuuksia. Länsi-Tanskan hinnat ovat usein huomattavasti systeemihintaa alhaisempia, koska Länsi-Tanskan siirtokapasiteetin ollessa kokonaan käytetty ja tuotannon ylittäessä kulutuksen, konventionaaliset tuotantolaitokset vähentävät tuotantoaan, mikä johtaa hinnan alenemiseen. Hajautettua CHP:a ollaan ottamassa pois priorisoidun ajojärjestyksen piiristä, mikä mahdollistaa tulevaisuudessa vielä suuremman tuulivoiman osuuden markkinalla. Suuren tuulituotannon vaikutus sähkön hintaan Tuulivoiman oletetaan vaikuttavan sähkön hintaan kahdella tavalla. Tuulivoima siirtää alhaisten rajakustannusten takia tuotantokäyrää oikealle, mikä alentaa järjestelmän systeemihintaa olettaen, että kysyntä ei jousta. Toiseksi, siirtokapasiteetin pullonkaulan aikana tuotantoalueelle muodostuu oma hinta-alueensa, jossa konventionaaliset tuotantolaitokset joutuvat pienentämään tuotantoaan. Tämä yleensä laskee hintaa tällä hinta-alueella. Kuva 18.8 kuvaa Länsi-Tanskan tuulivoimakapasiteetin vaikutusta systeemihintaan. Yleisesti, mitä suurempi kapasiteetti on, sitä alhaisemmaksi systeemihinta muodostuu. Kuitenkin erittäin suurella tuotantokapasiteetilla päivällä hinta on alhaisempi ja yöllä korkeampi.

9 Kuva 18.9 esittää tuulivoiman vaikutusta Länsi-Tanskan hintatasoon, jos järjestelmässä on siirtokapasiteetin suhteen pullonkaula, joka on aiheuttanut oman hinta-alueen muodostumisen Länsi-Tanskan alueelle. Kuvasta nähdään, että mitä suurempi tuulivoimakapasiteetti on, sitä pienemmäksi hinta muodostuu. Tuulivoima ja säätösähkömarkkinat Länsi-Tanskan järjestelmäoperaattori Eltra hallinnoi järjestelmän sekundaarisäätökapasiteettia. Eltran mukaan sekundaarikapasiteettitarve on kasvanut huomattavasti tuulivoiman takia. Säätösähkömarkkinoilla on samankaltaiset vaatimukset sekundaarisäätökapasiteetin kanssa (kapasiteetin oltava toiminnassa 15 minuutin kuluttua pyynnöstä). Yleisesti, halvimmat vaihtoehdot käytetään ensin.

10 Säätösähkömarkkinat Kun ennustettu tuotanto ja todellinen kulutus eivät ole tasapainossa, säätösähkömarkkinoiden täytyy toimia. Säätösähkömarkkinoille osallistujat antavat tarjouksensa 1 2 tuntia ennen todellista tuotantotuntia. Kuva kuvaa säätösähkömarkkinoiden toimintaa. Jos tuulivoiman tuotanto ylittää tuotantoennusteen, muiden tuottajien täytyy säätää tuotantoaan alas. Tässä tapauksessa tuulivoiman tuottajan ylimääräisestä tuotannostaan saama hinta on matalampi kuin markkinahinta. Jos tuulivoiman tuotanto on alhaisempi kuin ennuste, muiden tuottajien täytyy säätää tuotantoaan ylöspäin, ja he saavat tästä ylimääräisestä tuotannosta markkinahintaa korkeamman hinnan, joka viime kädessä lankeaa tuulivoimatuottajan maksettavaksi. Vuoteen 2002 asti Nord Pool:n mailla oli omat säätösähkömarkkinansa, ja edellinen kuvaus säätösähkömarkkinoiden toiminnasta muistuttaa Norjalaista mallia. Vuodesta 2003 alkaen on ollut käytössä yhteinen markkina. Spot-markkinoille myyvät tuulivoiman tuottajat ovat taloudellisessa vastuussa tuotantonsa tasapainottamisesta. Tuottajat voivat antaa järjestelmäoperaattorin hoitaa tasapainottamisen, ja maksaa siitä seuraavat kustannukset, tai vaihtoehtoisesti tuottajat voivat tehdä sopimuksia yksityisten yritysten kanssa tasapainottamisesta.

11 Tuulivoiman tasapainottamisen tarve Tuulivoiman lisäksi myös muut tuottajat tarvitsevat tuotannon ja kulutuksen tasapainottamista kuormitus- ja tuotantomuutosten takia. Kuvassa on esitetty Jutland-Funen:n alueella toteutettuja ylös- tai alassäätöjä eri tuulivoimakapasiteeteilla. Säädöt sisältävät muutkin kuin tuulivoiman ennustevirheestä aiheutuneet säädöt. Näyttäisi siltä, että mitä enemmän tuulivoimaa tuotetaan, sitä enemmän joudutaan tekemään alassäätöä, ja päinvastoin. Kuvassa 18.2 on esitetty säädön tarpeita prosenttiosuutena kulutuksesta eri järjestelmissä. Jutland-Funeninin alueella tuulituotannon osuus kulutuksesta on 20 % ja Zealand:n alueella 10 %. Suomessa ja Ruotsissa on hyvin vähän tuulivoimaa. Kuva havainnollistaa selvästi tuulivoiman vaikutusta säätösähkön tarpeeseen. Yleisesti, mitä enemmän on tuulivoimaa, sitä suuremmaksi säädön tarve kasvaa. Tuulivoiman tasapainotuksen kustannukset sähkömarkkinoilla Pohjoismaisilla sähkömarkkinoilla tuuliturbiinien omistajilla, jotka tuottavat enemmän kuin tuotantoennusteensa saavat spot-hinnan kaikesta tuotannostaan. Heidän täytyy kuitenkin maksaa lisämaksu, koska muiden tuotantoyksiköiden täytyy säätää tuotantoaan alas. Jos omistajat tuottavat tuotantoennustetta vähemmän, täytyy heidän maksaa lisämaksua siitä osuudesta, jonka muut tuottajat joutuvat tuottamaan ylössäädössä. Kuva esittää säädön kustannuksia Jutland-Funen

12 alueella tammi-helmikuussa Kuvasta nähdään, että säätökustannukset ovat olleet lähes riippumattomia tuulivoiman määrään nähden. Kuva esittää säätökustannuksia koko vuodelle 2002 kuukausittaisina keskiarvoina laskettuna. Ylössäätö on yleensä alassäätöä kalliimpaa. Säätökustannukset ovat myös odotetusti riippuvaisia spot-markkinahinnoista, mitkä nousivat vuoden 2002 lopulla. Kuvassa on esitetty estimaatti (yläraja) tuulivoiman aiheuttamat säätökustannukset sekä ne suhteutettuna kokonaissähköntuotantoon Jutland-Funen:n alueella. Tuulivoiman säätökustannukset ovat suuret sellaisten ajanjaksojen aikana, jolloin tuulituotanto on suurta, ja päinvastoin.

13 18.5 Johtopäätökset Tuulivoima voi saavuttaa huomattavan suuren penetraatiotason sähköjärjestelmissä. Tuulivoiman lisääntyminen aiheuttaa kuitenkin kustannuksia, jotka liittyvät tuulivoimaloiden verkkoonliityntään, verkon vahvistamiseen ja säätötarpeiden lisääntymiseen. On olemassa erilaisia tapoja kohdentaa nämä kustannukset. Yleisesti, kustannukset tuulivoiman lisäämisestä riippuvat tuulivoiman määrästä suhteutettuna sähkömarkkinoiden kokoon sekä sähköpörssin toimintamallista. Kokemukset Länsi-Tanskasta, missä tuulivoiman osuus on 20 % sähkönkulutuksesta johtavat seuraaviin johtopäätöksiin. Suuri tuulivoimakapasiteetti ei aiheuta voimajärjestelmän luotettavuuden huonontumista. Tuulivoimalla on pieni negatiivinen (alentava) vaikutus sähkön hintaan, mutta siirtokapasiteetin pullonkaulatilanteessa vaikutus on suuri. Tuulivoima lisää alassäädön tarvetta säätösähkömarkkinoilla.