Luku 9: Tuulivoiman arvo (The Value of Wind Power)

Transkriptio

1 Luku 9: Tuulivoiman arvo (The Value of Wind Power) 9.1 Johdanto Lennart Söder Voimalaitoksen tehtävä on syöttää kuormia taloudellisesti, luotettavasti ja ympäristöystävällisesti. Eri voimalaitokset suoriutuvat näistä vaatimuksista eri tavoilla. Tässä luvussa (luku 9) kuvataan voimalaitoksille asetettavia erilaisia vaatimuksia, ja tarkastellaan tuulivoiman mahdollisuuksia suoriutua niistä. 9.2 Voimalaitoksen arvo Voimalaitokset omaavat erityyppisiä arvoja. Tavallinen tilanne on se, että uuden voimalaitoksen arvoksi ajatellaan voimalan marginaaliarvo (marginal value) olemassa olevassa sähkövoimajärjestelmässä. Seuraavassa käsitellään erityyppisiä voimalaitoksiin liittyviä arvoja, jotka ovat käyttökustannusarvo (Operating cost value), saatavuusarvo (Capacity credit value), säätöarvo (Control value), häviöarvo (Loss reduction value), ja verkkoinvestointiarvo (Grid investment value). Käyttökustannusarvolla tarkoitetaan uuden voimalaitoksen kykyä pienentää jo olemassa olevien voimalaitosten tuotantokustannuksia. Koska uusi voimalaitos korvaa vanhojen voimalaitosten tuotantoa, se vähentää samalla niiden tuotantokustannuksia. Saatavuusarvo viittaa voimalaitoksen kykyyn parantaa sähkövoimajärjestelmän luotettavuutta. Sähkövoimajärjestelmälle on olemassa tietty riski, että tuotanto ei riitäkään kattamaan kulutusta. Uusi voimalaitos (lisääntynyt tehokapasiteetti) pienentää tätä riskiä. Sähköntuotannon täytyy joka hetki vastata sähkönkulutusta. Säätöarvo viittaa voimalaitoksen kykyyn seurata kulutuksen muutoksia. Säätöarvo voi olla myös negatiivinen, jos voimalaitos lisää säätötarpeita voimajärjestelmässä. Häviöarvo viittaa voimalaitoksen kykyyn pienentää sähköverkon tehohäviöitä. Jos uusi voimalaitos sijaitsee lähellä kulutuspistettä, sähköä ei jouduta siirtämään kaukaa kulutuspisteelle, ja häviöt alentuvat. Häviöarvo voi kuitenkin olla tietyissä tilanteissa myös negatiivinen. Verkkoinvestointiarvo, joka myös voi olla positiivinen tai negatiivinen, viittaa uuden voimalaitoksen rakentamisen vaikutusta verkkoinvestointeihin. 9.3 Tuulivoiman arvo Tässä kappaleessa (9.3) tarkastellaan edellä esiteltyjä arvokomponentteja tuulivoiman näkökulmasta. Tässä yhteydessä energiatalousjärjestelmän oletetaan olevan ideaalinen, eli eri arvot

2 tarkoittavat suoraan kokonaiskustannusten vähenemistä. Tämän kappaleen esimerkkitarkastelut perustuvat ruotsalaiseen sähkövoimajärjestelmään. Tuulivoiman käyttökustannusarvo Jokainen tuulivoimalla tuotettu kilowattitunti korvaa jollakin toisella tuotantomuodolla tuotetun kilowattitunnin. Ruotsalaisen järjestelmä sisältää huomattavasti vesivoimaa, mutta tuulivoima ei juuri koskaan korvaa vesivoimaa. Tavallisesti tuulivoima korvaa lämpövoimalaitosten tuotantoa. Lämpövoimalaitoksia käytetään siten, että halvimmat tuotantomuodot käytetään ensin, ja viimeiseksi käytetään (käyttöön otetuista tuotantomuodoista) kalleinta tuotantoa. Tämä tarkoittaa sitä, että tuulivoima korvaa tavallisesti kalleimmalla tuotantomuodolla tuotettua energiaa. Tuulivoiman saatavuusarvo Tuulivoiman saatavuusarvo määritellään samalla tavalla kuin muunkin tyyppisillä voimalaitoksilla. Kuva 9.1 kuvaa esimerkkiä kuorman käyttäytymistä viikon ajalta. Saatavilla oleva kapasiteetti (ei todellinen) on 3250 MW. Kuvasta nähdään, että viikon ajalta löytyy 40 h, joidenka aikana tuotanto ei riitä kattamaan kulutusta. Kuvassa 9.2 on esitelty tilanne, jossa järjestelmään on lisätty 1994 MW tuulivoimaa. Nyt kapasiteettivajauksen omaavien tuntien lukumäärä on vähentynyt 27:än, eli tuulivoiman lisääminen on kasvattanut järjestelmän luotettavuutta. Kuvassa 9.3. joka tunnin kuormitusta on lisätty 300 MW:lla. Kuvasta nähdään, että kapasiteettivajaus kasvaa 40 tuntiin. Tämä tarkoittaa sitä, että ko. tuulivoimakapasiteetin mahdollistaa 300 MW kuormituksen lisäämisen (15 % osuus tuotantokapasiteetista) luotettavuuden säilyessä samana. Edellä kuvattu esimerkki havainnollisti asiaa, mutta käytännössä luotettavuustarkastelut tulee tehdä useita vuosia käsittävällä datalla. Tässä esimerkissä tuulivoimalan saatavuusarvo vastaa n. 70 % saman vuosienergian tuottavan tyypillisen lämpövoimalaitoksen saatavuusarvosta.

3 Tuulivoiman säätöarvo Tuulivoiman säätöarvoa tulee tarkastella erikseen eri aikaskaalojen mukaan. Erityyppisiä säätötarpeita edustavat primäärisäätö, sekundaarisäätö, päivittäis- ja viikoittaissäätö, vuodenaikasäätö sekä monivuotinen säätö. Lyhimmällä säätöaikaskaalalla (sekunneista minuutteihin) toimii primäärisäätö. Primäärisäätö toimii automaattisesti sähköverkon taajuuden perusteella, mikä toimii tuotannon ja kulutuksen välisen tasapainon indikaattorina. Tuulivoima ei yleensä osallistu primäärisäätöön, koska tuulivoimalat eivät pidä tehonsäätömarginaalia ylöspäin, vaan energiaa tuotetaan yleensä niin paljon kuin tuuliolosuhteet mahdollistavat. Tuulivoima tuo lisää tehovaihtelua tuotantoon, joka taas lisää primäärisäätötarvetta voimajärjestelmässä. Merkittävät tuulivoiman vaihtelut voidaan jakaa vallitsevan tuulennopeuden suhteen kahteen osaan: käynnistys- ja nimellistuulennopeuksien välillä sekä voimalan pysäyttämistuulennopeuden ympärillä tapahtuviin vaihteluihin. Taulukossa 9.1 on esitetty tyypillisiä tuulivoiman vaihtelunopeuksia eri aikajänteillä kahdessa eri verkossa. Kumpikaan vaihtelutyypeistä ei kuitenkaan aiheuta kovinkaan suuria muutoksia reservitarpeisiin.

4 Sekundaarisäätö toimii primäärisäädön jälkeen aina yhden tunnin aikaskaalaan asti. Tuulivoiman vaihtelut lisäävät sekundaarisäädön tarvetta, ja siten säätöarvo on tältäkin osin negatiivinen. Lisäys on suurempi kuin primäärisäädön tapauksessa, koska yhteen tuntiin asti ulottuvalla aikajaksolla tuulivoiman kokonaisvaihtelut ovat suurempia. Päivittäissäätö- (24 tunnin aikajakso) mutta myös viikoittaissäätötarpeet ovat ilman tuulivoimaakin melko suuret, ja tuulivoima ei aiheuta kovinkaan suuria lisäyksiä tähän säätötarpeeseen, mutta säätöarvo tämän aikaskaalan osalta on myös negatiivinen. Vuodenaikojen välinen säätötarve tuulivoimalle riippuu järjestelmästä. Ruotsalaisessa järjestelmässä kuormitus on talvella suurempi kuin kesällä, ja sama korrelaatio pätee myös tuulivoimatuotannon vaihteluille. Siten tuulivoiman säätöarvo on tältä osin positiivinen. Eri vuosien välinen säätö tulee kyseeseen järjestelmässä, jossa on paljon vesivoimaa. Vuosittaiset virtaamat (inflow) käyttäytyvät tuulisuuden suhteen siten, että tulivoimalla säätöarvo on hiukan negatiivinen. Tuulivoiman häviöarvo Tuulivoiman häviöarvo riippuu tuulivoiman ja kuormitusten sijainnista verkossa. Taulukossa 9.2 on esitetty esimerkki yhtä suurten vuosienergian tuottavien voimaloiden lisäämisen vaikutus verkon kokonaishäviöihin. Kolmesta vaihtoehdosta tuulivoimalla päästiin tässä tapauksessa suurimpiin häviön alennuksiin. Tuulivoiman verkkoinvestointiarvo on voimakkaasti tapauskohtainen eikä siitä voida vetää yleisiä johtopäätöksiä. Verkkoinvestointiarvoon vaikuttaa lisäksi se, että mikä osa verkkoinvestoinnista lasketaan tuulivoimalainvestointiin ja mikä verkkoinvestointiin.

5 9.4 Tuulivoiman arvo markkinoilla Tässä kappaleessa (9.4) kuvataan tuulivoiman arvokomponentteja Ruotsalaisella markkinalla. Näkökulma painottuu markkinatoimijan kokonaiskustannusten muutoksiin. Vuonna 1996 Ruotsissa otettiin käyttöön uusia käytäntöjä sähkömarkkinoihin. Tärkeitä muutoksia olivat mm. verkkojen avaaminen kaikilla tasoilla, verkkopalveluiden eriyttäminen sähköntuotannosta ja -myynnistä sekä siirtoverkko-operaattorin (transmission system operator TSO) saattaminen vastuuseen lyhyen aikavälin tehotasapainosta. Tuulivoiman markkinakäyttökustannusarvo Pohjoismaisilla sähkömarkkinoilla sähköä voidaan myydä kolmella eri tavalla. Ensiksi, sähköä voidaan myydä kahdenvälisellä kaupalla suoraan tuottajalta kuluttajalle. Toiseksi sähköä voidaan myydä kahdenvälisellä kaupalla tuottajalta myyjälle, joka edelleen myy sähköä eteenpäin. Kolmas tapa on tehdä tarjouksia pohjoismaiseen sähköpörssiin Nord Pool (Spot) tai Elbas -markkinoille. Spot-markkinalla tarjoukset täytyy tehdä tuntia ennen fyysistä sähkön toimitusta, ja Elbasmarkkinalla vähintään kaksi tuntia ennen toimitusta. Spot-markkinat sopivat huonosti tuulivoimalle, koska tuotannon ennustukset ovat vaaditun ajanjakson päähän epätarkkoja. Elbas-markkinalle tuulivoima soveltuu kuitenkin paremmin. Kuitenkin tämän tyyppinen markkinarakenne pienentää tuulivoiman arvoa. Tuulivoiman markkinasaatavuusarvo Historian valossa ruotsalaisen sähkövoimajärjestelmän luotettavuuden kanssa ei ole ollut ongelmia. Tehopulatilanteessa tai sen uhatessa Ruotsin järjestelmäoperaattori Svenska Krafnät voi nostaa huomattavasti säätösähkömarkkinoiden hintatasoa, jolloin tuulivoimatuotannollekin voitaisiin saada korkea hinta. Tuulivoiman markkinasäätöarvo Ruotsalaisessa järjestelmässä järjestelmäoperaattori vastaa primääri- ja sekundaarisäädöstä, ja tuulivoiman tuottaja maksaa tästä järjestelmäoperaattorille. Säätösähkömarkkinoilla kilpailu voi olla liian pientä, mikä voi johtaa hintojen nousuun ja tuulivoiman säätöarvon alenemiseen. Vuodenaikojen välinen säätöarvo sisältyy markkinahintoihin, jotka riippuvat pääasiassa vesitilanteesta. Sähkön vuosittaista keskihintaa voidaan approksimoida vesivoimalaitosten virtaaman funktiona. Kuva 9.6 esittää sähkön vuosittaisen keskihinnan käyttäytymistä lämpövoimalaitosten tuotannon (kuormitus josta on vähennetty vesivoimalaitosten virtaama) funktiona. Kuvassa näkyviin todellisiin pisteisiin on sovitettu suora pienimmän neliösumman kriteerillä. Muodostetun suoran perusteella on vuoden 2002 kuormitusta hyväksikäyttäen muodostettu toinen suora (esitetty kuvassa 9.7), joka kuvaa sähkön keskihintaa virtaaman funktiona. Vuosittainen virtaama noudattaa normaalijakaumaa, mitä on havainnollistettu myös kuvassa 9.7.

6 Kuva 9.8 esittää hinnan käyttäytymistä tilanteessa, jossa on vesivoiman lisäksi huomioitu uuden lisätyn voimalaitoksen vaikutus. Kuvan 9.7 ja 9.8 malleilla voidaan arvioida sähkönhinnan käyttäytymistä eri vuosina.

7 Edellä muodostettuja malleja hyväksikäyttäen on laskettu esimerkkitapaus, jossa verrattiin uuden lämpövoimalaitoksen, vesivoimalaitoksen ja tuulivoiman lisäämisen vaikutusta sähkön vuosittaisen keskihinnan odotusarvoon. Oletuksena oli, että kukin voimala tuottaa 7 TWh vuosittain, ja sähkönkulutus kasvaa vuosittain saman verran. Vesivoiman tuotanto riippuu virtaamasta, ja ruotsalainen ja pohjoismainen vesivoimatuotanto eroavat hiukan toisistaan virtaamien korrelaatiokertoimen ollessa 0,89. Tuulivoima ja vesivoima korreloivat jonkin verran toistensa kanssa, ja korrelaatiokertoimen oletettiin olevan 0,4022. Lämpövoimalaitoksen tuotanto on riippumatonta virtaamasta. Tulos oli, että vuosittaisen keskihinnan odotusarvot olivat seuraavat: lämpövoimalalle 0,0230 /kwh, vesivoimalle 0,0225 /kwh ja tuulivoimalle 0,0228 /kwh. Tuulivoima sijoittui keskimmäiseksi tässä vertailussa. Tuulivoiman markkinahäviöarvo Tarkastellaan tuulivoiman markkinahäviöarvoa aiemmin taulukossa 9.2 esitetyn esimerkin (Gotlannin saarelle sijoitettu tuulivoima) avulla. Taulukossa 9.3 on esitetty tuulivoiman markkinahäviöarvo esimerkkitapauksessa. Tuulivoiman tuottaja ei joudu maksamaan paikallisen verkon omistajalle kasvaneista häviöistä. Tuulivoiman tuottajalle maksetaan pienentyneistä häviöistä, jotka aiheutuvat mantereelta tapahtuvan siirron pienenemisestä. Tämä maksu ei kuitenkaan perustu todellisiin häviökustannuksiin, vaan tariffit perustuvat koko alueverkon keskimääräisiin häviökustannuksiin. Tästä seuraa, että tuulivoiman tuottajalle maksetaan vähemmän kuin mitä todelliset kustannusvaikutukset ovat. Tuulivoiman markkinaverkkoinvestointiarvo Ruotsalaisessa järjestelmässä verkkoyhtiöille maksetaan tariffimaksuja. Tarkastellaan esimerkkiä tuulivoiman vaikutuksesta Gotlannin saaren syöttömaksuihin. Gotlannin verkkoyhtiö joutuu maksamaan mantereen alueverkkoyhtiölle maksua sähkönsiirrosta saarelle. Taulukossa 9.4 on esitetty käytössä olevat tariffit. Vuosittainen teho (Yearly power) tarkoittaa kahden suurimman kuukausittaisen maksimituntikeskitehon keskiarvoa. Suuren kuorman teho (High load Power) tarkoittaa samaa kuin edellinen sillä erotuksella, että tarkasteltavat tunnit sijoittuvat marraskuun, joulukuun, tammikuun, helmikuun tai maaliskuun arkipäiville klo väliselle ajalle. Lisäksi näille kummallekin tariffille on määriteltävä etukäteen tehorajat, joiden ylittymisestä seuraa ylimääräinen

8 maksu. Ylimääräiset maksut ovat määritetyn tehorajan ylimenevältä osalta kaksinkertainen ensimmäiselle tariffille (6,8 /kw) ja 1,5-kertainen toiselle (12 /kw). Kuvassa 9.9 on esitetty tuntitehojen käyttäytyminen yhden viikon ajalta. Tässä esimerkissä on oletettu, että mitoittavat tehot ovat viikoilla, joiden aikana tehot vaihtelevat kuvan 9.9 mukaisesti keskitehojen kuitenkin poiketessa toisistaan eri viikoilla. Ko. tehot ovat samalla myös suuren kuorman tehot. Pyritään optimoimaan etukäteen valittava tehoraja. Tehorajan ollessa liian suuri, maksetaan aina liikaa. Jos taas tehoraja on liian pieni, joudutaan maksamaan ylimääräisiä maksuja. Optimaalinen raja voidaan määrittää tilastollisesti, kun tiedetään tariffit sekä tunnetaan tuulivoiman ja kuormituksen tilastollinen käyttäytyminen. Tariffien optimaalista valintaa sekä ilman tuulivoimaa kuvaavat kuva 9.11 ja taulukko 9.5 on esitetty lisäksi rajojen mukaiset kustannusvaikutukset. Huomataan, että optimaaliset tehorajat ovat 126,7 MW ja 124,6 MW, ja tariffimaksut ovat 0,46 M ja 1,03 M.

9 Seuraavassa asiaa on tarkasteltu tilanteessa, jossa verkkoon on lisätty 43 MW tuulivoimaa. Tuulivoiman alentama kuormitus näkyy kuvassa 9.12 ja tuulivoiman lisäyksen vaikutus optimaalisiin rajoihin sekä rajojen tuomiin kustannuksiin on esitetty taulukossa 9.6. Kuvasta 9.12 voidaan havaita, että mitoittava teho on 4,3 MW alempi kuin ilman tuulivoimaa. Taulukosta 9.6 nähdään, että tehorajat alentuivat 3,6 MW:lla ja 4,3 MW:lla, sekä rajojen tuomat kustannukset alentuivat molempien tariffien tapauksessa

10 9.5 Johtopäätökset Tuulivoiman arvot voidaan jakaa edellä esitettyihin komponentteihin, joille voidaan määrittää todelliset arvot eli niiden todellinen kustannuksia vähentävä vaikutus. Kuitenkin, tuulivoiman omistajien saamat rahalliset hyödyt eivät kuitenkaan aina vastaa näitä todellisia arvoja.