TUULEN Nro 4/2006 17. vuosikerta SILMÄ SELVITYS SYÖTTÖTARIFFEISTA TUULIVOIMATUOTANNON LYHYTAIKAINEN ENNUSTAMINEN TUULIMITTAUKSIA SISÄMAASSA KEMIN AJOKSEEN SUOMEN SUURIN TUULIPUISTO
PÄÄKIRJOITUS Erkki Haapanen Toiminnanjohtaja Euroopan parlamentti esittää uusiutuvan energian tiekartassa uusiutuvan energian määräksi 25 % vuonna 2020. Tavoitteena on Euroopan energiaomavaraisuuden säilyttäminen vähintään nykyisellä 50 %:n tasolla. Ilman radikaaleja toimia omavaraisuus laskee 30 vuodessa kolmeenkymmeneen prosenttiin eli tasolle, jolla Suomi on jo nyt. Euroopan uudet mahdollisuudet omavaraiseen energian tuotantoon perustuvat pääosin tuuleen ja aurinkoon. Hiiltä on paljon, mutta sitä ei saisi käyttää ilmakehää saastuttavien ominaisuuksien vuoksi. Haastavasta tavoitteesta ei selvitä ilman tutkimusta ja tuotekehitystä, jonka tulisi synnyttää uusia käyttökelpoisia sovelluksia sekä kehittää jo olemassa olevan tekniikan luotettavuutta ja taloudellisuutta. Suomi on profiloitunut vahvasti korkean teknologian maaksi. Tuulivoimatekniikka on noussut vähitellen kyläsepän pajasta kohti huipputekniikkaa. Olisi korkea aika ottaa tuulivoiman kehittämisen asettamat tiedolliset vaatimukset koululaitoksemme opetusohjelmaan. Tuulivoimayhdistys on avannut tietä tuottamalla lähinnä lasten käyttöön tarkoitetun Myllärin tuulivoimaa opetuslevykeen ja tuulimylläri on myös yhdistyksen verkkosivuilla. Yhdistyksellä on myös valmisteilla laaja suomenkielinen tuulivoimaa käsittävä tietopaketti, joka on tarkoitettu internet-levitykseen. Hanke on pysähtynyt puuttuvan rahoituksen vuoksi mutta jatkuu, kun rahoitus saadaan kuntoon. Tuulivoiman laajamittainen toteutuminen Suomessa saa edelleen odottaa. Valtiovalta on päättänyt pitää tuulivoiman tuet niukalla mutta vaatimattomalla tasolla tulevinakin vuosina. Tuulivoimakehityksen jättäminen pelkän tukijärjestelmän varaan rajoittaa alan kehitystä. 500 MW tavoitteesta vuoteen 2010 mennessä ei ole vielä luovuttu, mutta sitä ei ole enää edes kehdattu mainita tuoreimmassa energiapolitiikan linjauksessa, jonka hallitus tarkensi tänä vuonna. Linjauksessa olemme edelleen sitoutuneet käyttämään samoja menetelmiä, jotka EU-komission tekemän selvityksen mukaan ovat olleet kustannustehokkuudeltaan kaikista alhaisimmat. Olisi aika muutokselle. Olemme varautuneet kaavoituksessa merituulivoiman tuloon. Myös rahoitusjärjestelmän on kestettävä merituulivoiman mittakaava. Hankkeet ovat suuria, riskit korkeita ja tekniikka haastavaa. Onko meillä itsellämme siinä vaiheessa kykyä toteuttaa hankkeita omin voimin vai tulevatko muut, ajallaan asiansa opetelleet yritykset lyömään meidät laudalta omalla alueellamme. Tässä meille on haastetta ja mietittävää. Vielä on aikaa tehdä jotain asian hyväksi. Suomen Tuulivoimayhdistyksen (STY) hallitus vuonna 2006-07 Puheenjohtaja: FK Bengt Tammelin, Ilmatieteen laitos Puh: (09) 1929 4160 Erkki Kunnari Winwind Oy KTT TkL Yrjö Rinta-Jouppi YRJtechnology Oy BSc Merja Paakkari Tj. Juhani Jokinen Hafmex Windforce Oy DI Timo Laakso VTT TkT Jari Ihonen Prof. Timo Vekara Vaasan Yliopisto DI Folke Malmgren Vindkraftföreningen r.f. Tj. Lauri Luopajärvi PVO-Innopower Oy Tj. Risto Kantola Keskusosuuskunta Oulun Seudun Sähkö Toiminnanjohtaja: DI Erkki Haapanen puh. (040) 771 6114 s-posti: tuuli@tuulivoimayhdistys.fi TUULENSILMÄ 4/2006
TUULENSILMÄ ISSN 0787-8796 Julkaisija: Suomen Tuulivoimayhdistys ry Päätoimittaja: Bengt Tammelin Toimituskunta: Bengt Tammelin Timo Laakso Merja Paakkari Folke Malmgren Erkki Haapanen Toimitussihteeri: Merja Paakkari Ulkoasu: Merja Paakkari Painopaikka: M-Print, Vilppula Ilmoitushinnat: Sivu 1/1 590 euroa 1/2 340 euroa 1/3 170 euroa 1/4 135 euroa Yrityshakemisto 17 euroa Tilaushinta: Lehti ilmestyy 4 kertaa vuodessa Vuosikertatilaus: 42 euroa Postiosoite: SUOMEN TUULIVOIMAYHDISTYS RY Raininkaistentie 27 35600 HALLI S-posti: tuuli@tuulivoimayhdistys.fi Internet: www.tuulivoimayhdistys.fi EWEA: www.ewea.org 4/2006 Pääkirjoitus 2 Erkki Haapanen Selvitys syöttötariffeista 4 Jari Ihonen Euroopan sähköverkkoseminaari 6 Hannele Holttinen Tuulimittauksia sisämaassa 8 Yrjö Rinta-Jouppi Kemin Ajokseen Suomen suurin tuulipuisto 10 Tuulivoiman tuotantotilastot 11 Tuulivoimatuotannon lyhytaikainen ennustaminen 14 Hannele Holttinen Buona Vento - terveiset Italiasta 16 Harri Vihriälä Onko koolla merkitystä? 18 Bengt Tammelin Tapahtunutta 20 Tapahtumakalenteri 20 Yritysesittelyssä REPS Oy 21 Jonas Stjenberg Yrityshakemisto 22 Yhdistyksen jäsenmaksut: Henkilöjäsenet 35 euroa Opiskelijat 10 euroa Yritykset 1000 euroa Yhteisöt 1200 euroa Pienyritykset 200 euroa Pankkitili: Sampo Pankki 800017-70121854 Kansikuva: Kuvamontaasi tulevasta Kemin Ajoksen tuulipuistosta, PVO TUULENSILMÄ 4/2006 3
SYÖTTÖTARIFFIT Selvitys syöttötariffeista STYn esitys WWF:n Virtaa Tulevaisuuteen -työpajassa 24.11.2006 TkT Jari Ihonen Suomen Tuulivoimayhdistys ry Osallistuin kutsuttuna puhujana STYn puolesta WWF:n Virtaa Tulevaisuuteen projektiin kuuluvaan työpajaan, jossa käsiteltiin energia- ja ilmastopolitiikan ohjauskeinoja. Tietoa työpajan ohjelmasta löytyy WWF: n sivuilta [1]. Aiheenani oli Syöttötariffit tuulivoimalle ja pienimuotoiselle bioenergialle. Tässä esityksessä on koottu se mitä työpajassa todettiin tuulivoimasta ja syöttötariffeista. Sen lisäksi otan esille muutamia muita kohtia aiemmin julkaistuista raportista, jotka liittyvät työpajan aiheisiin sekä kommentoin KTM:n vastauspuheenvuorossa ollutta virhettä. Esityksen yleispiirteet Esityksessäni otin lyhyesti esiin tuulivoiman merkityksen energian tuotannossa, jonka jälkeen kävin läpi syöttötariffien ominaisuuksia ja käyttöä ohjauskeinona. Syöttötariffit eivät luonnollisesti ole ainoa eikä aina välttämättä paras ohjauskeino uusiutuvan sähkön tuotannon edistämiseen. Tuulivoiman kohdalla kuitenkin syöttötariffit ovat osoittautuneet varsin hyväksi ohjauskeinoksi, kuten vuoden 2005 lopulla julkaistussa EU:n komission tiedonannosta käy ilmi [2]. Syöttötariffeista syöttötariffeista on komission tiedonannossa hyvä kuvaus. Tässä lyhyesti yleispiirteet. Syöttötariffijärjestelmissä vahvistetaan tietty hinta, joka sähköyhtiöiden, yleensä jakeluyritysten (Suomessa soveltuvin olisi Fingrid), on maksettava kotimaisille vihreän 4 sähkön tuottajille. Järjestelmistä aiheutuvat ylimääräiset kustannukset jaetaan sähköntoimittajien kesken suhteessa niiden myynnin määrään, ja kustannukset siirretään kuluttajille loppukäyttäjän kwh-hintaan sisältyvän hintalisän avulla. Hinta vahvistetaan tavallisesti useaksi vuodeksi ja hinta on erilainen eri teknologioille riippuen niiden kehitysasteesta. Voidaan myös todeta että syöttötariffit ovat käytetyin ohjauskeino EU:n jäsenvaltioissa. Esityksessä kommentoidut raportit ja niiden herättämät kysymykset WWFn esitystä varten kävin läpi runsaasti materiaalia. Kotimaisista tutkimuksista otin mukaan tuoreimmat tutkimukset eli KTM:n asettaman (26.5.2003) työryhmän Mietinnön [3] sekä sen Taustaraportin [4]. Lisäksi luin aiemman KTM:n raportin aiheesta [5]. Vertasin näiden mietintöjen väitteitä muun muassa komission tiedonantoon [2] ja sen työraporttiin [6]. Työryhmän mietinnössä [3] on syöttötariffien käyttöönottoa vastaan esitetty kolme keskeistä väitettä, joiden kaikkien paikkansapitävyys voidaan kyseenalaistaa. Sivulla 52: Arvioitaessa syöttötariffien soveltuvuutta Suomeen voidaan ensiksi todeta ettei se ole periaatteiltaan avoimien sähkömarkkinoiden tavoitteiden mukainen. Sivulla 53: Kun uusiutuva sähkö ei joudu kilpailemaan perinteisen sähköntuotannon kanssa, kannuste tehostaa uusiutuvan sähkön tuotantoa ja parantaa sen kilpailukykyä muuhun sähköntuotantoon on heikko. Sivulla 53: Koska päästökauppa kuitenkin parantaa uusiutuvien kilpailutilannetta tulee tariffien oikean tason määrittäminen entistä vaikeammaksi, koska tariffien tulisi reagoida päästö-oikeuden hintaan. Valtiovallan tulisi tarkistaa tariffeja mahdollisesti vuosittain. Soveltumattomuus avoimille pohjoismaisille sähkömarkkinoille? Jonkun tuotantomuodon tukeminen ei koskaan ole hyvä asia avoimilla sähkömarkkinoilla. Olisi kuitenkin hyvä tietää mitä käytännön ongelmia syöttötariffien käyttöönotosta Suomessa voisi Pohjoismaisilla sähkömarkkinoilla seurata, jotta mahdollisia haittoja voisi punnita syöttötariffien kiistattomien etujen kanssa. Mietinnössä tai taustaraportissa ei mainita mitään käytännön ongelmia mitä syöttötariffien käyttöönotto voisi vapailla sähkömarkkinoilla aiheuttaa - lukuun ottamatta myös virheellistä väitettä että syöttötariffit eivät kannusta tehokkuuteen (s.61). Sinällään lievähkö mietinnön kanta on myös jalostunut matkan varrella huomattavasti voimakkaammiksi kannanotoiksi. Esimerkkinä ote: Syöttötariffit soveltuvat huonosti avoimeen kilpailuun perustuville sähkömarkkinoille [7]. TUULENSILMÄ 4/2006
SYÖTTÖTARIFFIT Mietintö [3] on myös on ristiriidassa aiemman KTM:n raportin kanssa [6], jossa on myös mainita syöttötariffeista (s. 58): Kaikki edellä esitetyt mallit ovat yhteensopivia pohjoismaisten sähkömarkkinoiden kanssa, koska niillä ei ole vaikutusta fyysiseen sähkökauppaan. KTM:n vastauspuheenvuorossa työpajassa ei asiaan tullut lisää selvyyttä eli käytännön ongelmia ei löytynyt. Kysyin asiaa vielä paneelikeskustelun edustajilta ja sieltäkään ei voitu esittää mitään todellisia ongelmia. Voisi siis todeta että periaatteen tasolla syöttötariffit voivat olla ongelmallisia avoimilla sähkömarkkinoilla, mutta jos käytännön ongelmia ei löydy on syöttötariffien sulkeminen pois keskustelusta vahingollista. Lopuksi voisi todeta että syöttötariffijärjestelmä, sen lisähintaversiona, on käytössä Tanskassa, joka on pohjoismaisen avoimen sähkömarkkinan piirissä. Syöttötariffit eivät kannusta kustannustehokkuuteen? Väitettä syöttötariffien kustannustehottomuudesta perustellaan mietinnössä [3] väittämällä että koska tuotanto ei ole avoimen kilpailun piirissä niin kannuste tehostamiseen on heikko. Tämä on outo perustelu koska, jos tuottaja parantaa kustannustehokkuuttaan, saavuttaa hän suuremman liikevoiton. Kannuste tehokkuuden lisäämiseen on täysin sama kuin muussakin liiketoiminnassa. Mietinnössä ei mainita mitään viitteitä tutkimuksiin tai kansainvälisiin kokemuksiin ja mietinnön taustaraportissa asiaa ei edes mainita. Komission tiedonannossa ja työraportissa syöttötariffeja pidetään sen sijaan sekä vaikuttavimpana että kustannustehokkaimpana tukimuotona tuulivoimalle, jonka näkee komission tiedonannon liitteen 3 kuvasta 5 sekä liitteen 4 kuvasta 1 [2]. Erikseen mainitaan vielä tiedonannon sivulla 7: Syöttötariffijärjestelmien vaikuttavuus on hyvä jo silloin kun tuottajien voitot ovat melko alhaisia. Eli alhaisilla voitoilla (alhaisella kannusteella = tuella) saavutetaan hyvä investointihalukkuus. Tariffien tulisi reagoida päästöoikeuden hintaan koska päästökauppa parantaa kilpailutilannetta? Väite, että tariffien tulisi reagoida päästöoikeuden hintaan, laittaa miettimään ovatko mietinnön kirjoittajat ymmärtäneet, mikä syöttötariffijärjestelmä on. Tuottajien saaman syöttötariffin taso on täysin irtikytketty sähkömarkkinoista, jonka hintatasoon päästökauppa vaikuttaa. Siten, mitään vaikutusta esimerkiksi tuulivoiman kilpailukyvylle ei ole olemassa. Bioenergian osalta kytkös päästökauppaan on olemassa, mutta päinvastainen kuin mietinnössä esitetään koska päästökauppatilanteessa biomassan (polttoaineen) markkinahinta nousee mikä lisää tuotantokustannuksia. Ainoa tapaus, jossa kytkös on olemassa, on silloin kun käytössä on syöttötariffien harvinainen hintalisiin perustuva järjestelmä (käytössä Tanskassa, osin Espanjassa, ks. komission tiedonanto s.4). Tässä tapauksessa voidaan kuitenkin markkinahinnan ja lisähinnan summalle laittaa hintakatto, joka estää ylisubvention. Eli lisähintajärjestelmänkään tapauksessa tariffien muuttaminen ei ole tarpeellista. Kaikki väitteet, jotka mietinnössä esitettiin syöttötariffeja vastaan, ovat siis perusteettomia. KTM:n vastauspuheenvuoro tuulivoiman tukitaso syöttötariffijärjestelmissä kymmenkertainen? Yli-insinööri Petteri Kuuva oli edustamassa Kauppa- ja teollisuusministeriötä vastauspuheenvuorossa. Hän otti syöttötariffien lisäongelmiksi vaikeuden asettaa sopiva tariffitaso sekä investoijan riskin takuuhintatasojen muuttumisesta. Edellinen on onnistunut muissa maissa ja jälkimmäiseen taitaa päteä kariutuneiden kustannusten periaate, mikäli sitä sovelletaan jo tehtyihin investointeihin. KTM:n kanta Petteri Kuuvan mukaan on myös se, että syöttötariffien avulla saavutettu investointien määrä johtuu syöttötariffien suuruudesta eikä tuen rakenteellisesta ominaisuudesta. Tässä on KTM:n kanta täysin päinvastainen Komission tiedonantoon nähden. Käsitystä tukemassa oli KTM:n esityksessä väite: Saatu aikaan runsaasti investointeja tuulivoimaan esim. Saksassa, Tanskassa, Espanjassa ja Portugalissa, mutta järjestelmien tukitasot ovat olleet noin kymmenkertaisia Suomen tukiin verrattuina. Väitteen lähteenä mainittiin Energiaja ilmastostrategian valtioneuvoston selonteon [8] taustaraportti [9]. Tässä ilmeisesti KTMn edustaja on joutunut oman osastonsa kirjoittaman raportin harhaanjohtamaksi. Taustaraportissa vertailu nimittäin tapahtuu, jostakin syystä, Suomen verotukeen, joka muodostaa kokonaistuesta kolmanneksen tai neljänneksen, riippuen investointituen tasosta ja laskentaparametreistä. Ote taustaraportista (s. 104): Sillä on saatu aikaan myös runsaasti uusia investointeja Saksassa, Tanskassa, Espanjassa ja Portugalissa, mutta järjestelmän tukitasot ovat olleet noin kymmenkertaisia Suomen verotukeen verrattuna. Voi olettaa, että jos taustaraporttia valmistelleen ministeriön osaston asiantunteva virkamies joutuu harhaanjohdetuksi tekstin johdosta, niin silloin voidaan käytännössä olla varmoja, että myös koko ministerityöryhmälle on käynyt samoin. On hyvä kysymys onko määrällisten tavoitteiden puuttuminen tuulivoimalle samoin kuin selonteon maininnat tuulivoiman heikosta kustannustehottomuudesta [9, s. 25] taustaraportin huonon muotoilun syytä. TUULENSILMÄ 4/2006 5
SÄHKÖVERKKO Mainittakoon että kymmenkertaisessa vertailussa verotukeen on siinäkin ollut pakko olettaa koko syöttötariffi tueksi, muuten laskelma ei täsmää. Koska sähkön markkinahinta on mainituissa maissa aiemmin ollut 50% syöttötariffin tasosta, on tuki itse asiassa 5 -kertainen Suomen verotukeen verrattuna ja siten vain noin puolitoistakertainen kokonaistukeen verrattuna. Euroopan sähköverkko -seminaari TkT Hannele Holttinen, VTT Johtopäätökset WWF:n työpaja oli varmasti opettavainen kokemus monelle sen suhteen miten vaikeaa nykyisessä ilmapiirissä on tukijärjestelmää uudistaa tuulivoiman osalta. Kun vielä tukijärjestelmiä käsittelevä Suomessa tuotettu virallinen tieto on sen tasoista kuin tämä artikkeli osoittaa, ei voi muuta kuin toivottaa WWF:n työntekijöille jaksamista projektissaan. Lähteet 1. http://www.wwf.fi/ymparisto/ilmastonmuutos/virtaa_tulevaisuuteen_ hanke/tilaisuudet_seminaarit.html 2. Uusiutuviin energialähteisiin perustuvan sähköntuotannon tukeminen {SEK(2005) 1571} http://ec.europa.eu/energy/res/biomass_action _plan/doc2005_12_07_ comm_biomass_electricity_fi.pdf 3. EU:n päästökaupan, energiatuotannon ja energiaverotuksen tukien yhteensovittaminen http://www.ktm.fi/files/13635/ohjauskeinotr_mietinto.pdf 4. Energiatuotannon tukijärjestelmän sovittaminen päästökaupan olosuhteisiin, Juha Vanhanen, Jari Hiltunen, Mikko Halonen http://www.ktm.fi/files/13632/energiatuotannon_tukijarjestelma _loppuraportti.pdf 5. Uusiutuvilla energialähteillä tuotetun sähkön edistämiskeinot. Kauppa- ja teollisuusministeriön kertomuksia ja selvityksiä 5/2002. Oy Edita Ab. 6. http://ec.europa.eu/energy/res/biomass_ action_plan/doc/sec_2005_1571_impact _assessment_en.pdf 7. KTM:n energiakatsaus 3/2004 (s.12). 8. Lähiajan energia- ja ilmastopolitiikan linjauksia kansallinen strategia Kioton pöytäkirjan toimeenpanemiseksi. Valtioneuvoston selonteko eduskunnalle 24. päivänä marraskuuta 2005 http://www.ktm.fi/files/15789/strategia_211105_.pdf 9. Lähiajan energia- ja ilmastopolitiikan linjauksia kansallinen strategia Kioton pöytäkirjan toimeenpanemiseksi. Taustaraportti. http://ktm.elinar.fi/ktm_jur/ktmjur.nsf/all/ A35C347021F65211C 225710D004EE2D4/ $file/jul4eos _2006_netti.pdf 6 EWEA Special Topic Conference Large Scale Integration of Wind Energy järjestettiin Brysselissä 7-8.11.2006. Kahden päivän seminaari järjestettiin Euroopan tuulivoimayhdistyksen ja Euroopan järjestelmäoperaattorien ETSO yhteistyönä. Puhujat ja panelistit oli kutsuttu, ja konferenssia seurasi noin 250 henkilöä. Pidin itse esitelmän tuulivoiman järjestelmävaikutusten arvioinnista ja IEA yhteistyöstä. Esitelmien kalvot on julkaistu EWEAn sivuilla www. ewea.org (Events). Konferenssin missiona oli saada järjestelmäoperaattorit (TSOt) ja tuulivoimateollisuus yhteen. Euroopan järjestelmäoperaattorien yhteenliittymä ETSO on aloittanut Euroopan tuulivoimaintegraation selvityshankkeen (EWIS). Yhtenäistä EU:n energiapolitiikkaa viedään eteenpäin, tärkeänä kolmiyhteytenä kestävyys, toimitusvarmuus ja kilpailukyky. EU:n komissiossa tehdään parhaillaan uusiutuvien roadmap työtä. Komissiosta muistutetaan, että kaasuun ja öljyyn laitetut rahat eivät jää Eurooppaan eikä EU voi luottaa siihen, että Venäjältä riittäisi/ saisi kaikissa tilanteissa kaasua. Energian riittävyys ja hintariskit nousivat esille useissa puheenvuoroissa. Tärkeimpinä asioina nousi esiin siirtoverkkojen kehittäminen ja Euroopan-laajuisten markkinoiden avaaminen, erityisesti lyhyiden, muutaman tunnin eteenpäin toimivien markkinoiden sekä säätösähkön markkinoiden osalta. Myös tekniset vaatimukset tuulivoimaloille (Grid codes) erityisesti verkkovikojen tilanteissa olivat useiden esitelmien aiheena harmonisointia eri maiden vaatimusten osalta tarvitaan, mutta toisaalta on kohtuutonta vaatia kaikkialla samaa koska järjestelmän kannalta ominaisuuksia tarvitaan vasta kun tuulivoimaa on verkossa suuri määrä. Siirtoverkon rakentaminen Brittein saarilla on kovat tavoitteet tuulivoimalle ja verkon rakentaminen on kriittistä tavoitteiden toteutumiselle. Merituulipuistojen osalta on päätetty että verkonhaltija rakentaa ja omistaa verkon, mutta voi vaatia tuulivoimatuottajia maksamaan verkkotariffeja jo 4 vuotta ennen tuulipuiston rakentamista. Irlantivetoinen hanke Supergrid yhdistäisi jättikokoiset merituulipuistot eri EU maihin ja lisäisi sitä kautta merellisen siirtoverkon. Ensimmäistä 2000 MW hanketta ajetaan eteenpäin yhdessä ABB:n kanssa. ABB esitteli eri vaihtoehtoja verkkoinvestoinneille (FACTS, kaapelit, ilmajohdot, HVDC). Komissiosta esiteltiin TEN-E yhteistyötä (Trans-European Energy Network). Kolmen vuoden neuvottelujen jälkeen esiteltiin ensimmäinen lista kriittisistä siirtolinjoista. Tavoitteeseen pitäisi päästä viiden vuoden kuluessa suunnittelusta rakentamiseen. TUULENSILMÄ 4/2006
SÄHKÖVERKKO Italiassa tulossa paljon tuulivoimaa erityisesti etelään ja saarille, joka aiheuttaa siirron pullonkaulatilanteiden selvitystarpeita. Grid codes Germanischer Lloyd esitteli eri maiden vaatimuksia tuulivoimaloiden verkossa pysymiselle verkon vikatilanteiden aikana. Vikatilanteiden aikaista käyttäytymistä täytyy myös mallintaa ja mitata. Valmistajien edustaja GE:stä toi esille mitkä toiminta-alueet (jännite, taajuus) ovat haasteellisimpia toteuttaa tuulivoimaloille. Harmonisointia tietyssä määrin voisi tehdä. Espanjan ja Saksan esitelmissä tuotiin esille, että siellä on herätty liian myöhään vaatimaan vikatilanteiden kestoa tuulivoimaloilta ollaan tilanteessa missä verkkovika voi aiheuttaa yli 3000 MW tuulivoiman putoamisen verkosta, mikä on Keski-Euroopan sähköjärjestelmän sääntöjä vastaan. Espanjassa arvioidaan tuulivoimatavoitteita sen mukaan, että riippuen kuinka suuri osa voimaloista täyttää vikatilanteiden kestovaatimukset, voidaan suurempi määrä tuulivoimaa kytkeä Espanjan verkkoon. Grid code -vaatimuksia laadittaessa on huomioitava miten paljon tuulivoimaa on järjestelmässä, sähköjärjestelmän järeys ja millä jännitetasolla tuulivoima on kytketty verkkoon. Tanska Länsi-Tanskassa on niin paljon tuulivoimaa, että se vaikuttaa sähköpörssin aluehintoihin: ollut paljon 0 hintoja 2004, pahin tapaus nollahinnoista joulukuu 2002. Tämä on hellittänyt kun hajautettu CHP tullut mukaan toimimaan markkinahinnan mukaan. Suurin tuulivoimaosuus hetkellisesti on ollut 120 % sähkönkulutuksesta 10.9.2006 (koko Tanskassa maksimi ollut 80 % sähkönkulutuksesta). Tuulivoimasta on laskettu tulleen 1 mrd DKK etua kuluttajille kun sähkömarkkinoiden hinta laskenut. Kustannuksia 2 mrd DKK (tuotantotuki ja TSO: maksamat säätömaksut). Tuulivoimatuotannon säätömaksut 2005 olivat 0.2 c/kwh. Länsi-Tanskassa tuulivoiman ennusvirheet ovat laskeneet: v. 2000 tuotannosta 38 % jouduttiin korjaamaan tasesähköllä, v. 2005 28 % tuotannosta. Tuulivoima on Länsi-Tanskassa suurin tasevirheen aiheuttaja, kun arvioidaan tuulivoimavirhe 12-36 h etukäteen tehtyjen ennusteiden perusteella (eikä käytetä mahdollisuutta korjata virheitä kun tarkemmat ennusteet tulevat esimerkiksi 6 tuntia etukäteen). Jos voitaisiin ennustaa alle 36 tuntia eteenpäin, saavutettaisiin etua. Länsi-Tanskaan on tulossa joustava Elbas markkina huhtikuussa muutama tunti ennen toimitusta tehtävälle sähkölle. Espanja Espanjan tuulivoimaintegraatiossa tärkeitä asioita ovat grid code eli verkon vikautumistilanteiden vaatimukset tuulivoimaloille, tuulivoimatuotannon rajoitusmahdollisuus sekä paikalliset energianhallintakeskukset. Tuulivoimasta suurin osa toimii nykyään markkinoilla. Tuulivoima alentaa keskimääräistä spot-hintaa Espanjassa, minkä vaikutus on suurempi kuin säädön kustannusten lisääntyminen. Saksa Vuonna 2005 valmistuneen denastudy tuloksia esiteltiin useammassa esitelmässä. EONin tuulivoimahallintaan kuuluu se, että uusilta Schleswig Holsteinin tuulipuistoilta voidaan rajoittaa tuotantoa tarvittaessa. Siirtolinjojen monitorointi on aloitettu, jotta saadaan kylmällä tuulisella säällä käyttöön kaikki mahdolliset tehot siirtoon. Eurooppalainen näkökulma otetaan huomioon nyt EWIS projektin myötä, jossa Saksan TSOt ovat aktiivisesti mukana. Uutta siirtoverkkoa ei ole saatu dena-studyn jälkeenkään rakennettua niin paljon kuin pitäisi. E.ON Netziltä toivottiin tuulivoiman markkinalähtöistä tukijärjestelmää. Ranska Ranskassa ylitettiin 1000 MW raja kesällä (90 % jakeluverkoissa). Tavoite edelleen iso: 13.5 GW vuoteen 2010 ja 17 GW vuoteen 2015. Ranskan tuuliolosuhteet ovat sellaiset että Pohjois- ja Eteläosan tuulet eivät juurikaan korreloi ja vaihtelut tasoittuvat hyvin.. Tuulivoiman nopeat vaihtelut eivät lisää säädön tarvetta mutta 8 tunnin aikajänteellä tuulivoiman ennusvirheet kasvattavat käytetyn säädön määrää 30 %. Tuulivoima voi aiheuttaa siirron pullonkaulatilanteita paikallisesti sekä Euroopan tasolla: olisi syytä arvioida myös miten tuulivoima voisi osallistua niiden hallintaan. Tuulivoiman kapasiteettiarvo on Ranskassa 30 %, ja siinä vaiheessa kun 20 GW tuulivoimaa 15 % (eli tuulivoima voi korvata konventionaalista voimantuotantokapasiteettia 30 15 % asennetusta määrästä). TUULENSILMÄ 4/2006 7
TUULIMITTAUKSISTA Tuulimittauksia sisämaassa Tj Yrjö Rinta-Jouppi, YRJtechnology Oy Suomessa sisämaan mittaukset ovat kiinnostavia siksi että siellä ei juuri ole mittauksia tehty ja siksi että tunturit, meren rannat ja usein myös itse meri on suojeltua aluetta tuulivoimaloilta. Sisämaassa tilaa on, kysymys on vain siitä tuuleeko sisämaassa tarpeeksi. Härmän tuulenmittauspiste sijaitsee Alahärmän asemalla 80 metriä korkeassa GSM mastossa. Junat tosin eivät enää pysähdy asemalle, mutta ajavat sitä useammin ohi: onhan asema pohjois-/eteläradan varrella. Sisämaan mittauspiste on 26 km:n etäisyydellä lähimmästä merenlahdesta ja matka avomerelle on noin 50 km. Mittauspaikka on suurin piirtein etelä-pohjoissuunnassa virtaavan Lapuanjoen peltoaukean reunassa. Joen molemmat puolet ovat metsäiset. Oheisena on kuvasarja 80 m korkeudelta. Pohjoiseen suuntautuvassa kuvassa näkyy osa ratapihasta. Idässä näkyy Kuva 1. Mittauspaikka, Alahärmän rautatieasema. Kuvat ovat ylhäältä vasemmalta lähtien järjestyksessä pohjois-, itä-, etelä- ja länsisuuntaan. metsän reuna, etelässä metsää ja peltoaukeamaa sekä lännessä itse Lapuanjoki puiden takana. Mittausvälineenä oli NRG inc. yhtiön Symphonie mallin loggeriyksikkö, GSM modeemi ja anturit. ks. oheinen anturikonfiguraatio. Modeemi lähettää valinnaisesti kerran vuorokaudessa mittausdatan nettipalvelimelle, joka puolestaan lähettää sen vastaanottajan palvelimelle ja sieltä edelleen vastaanottajan sähköpostiin. Tuulen nopeusjakauma (kuva3.) osoittaa että kaikista tuulista lähes 18 % on 6 m/s tuulia ja vallitseva tuulen suunta on etelästä. Syynä on ehkä joen uoman muodostama kanjonivaikutus. Turbulenttisuus 80 metrissä on matala (tuuliruusun ulkokehän numerointi). Logger Information - Model # 3090, Serial # 2621 GSM modem Information Model # 3122, Serial # 0193 Site Information - Site # 0007, Site Desc Härmä Project Code Lillba, Project Desc Heated/not sensors at 80/70/60 m Site Location Alahärmä railway station Site Elevation 38 m Latitude N 063 14.036 Longitude E 022 52.773 Time offset (hrs) 2 Sensor Information - Channel # 1, Type 1 Description NRG IceFreeII m/s Details On the top of mast Serial Number SN:11908 Height 80 m Scale Factor 0,5403 Offset 0,762 Units m/s Channel # 2, Type 1 Description NRG #40 Anem. m/s Kuva 2. Anturikonfiguraatio 8 Details m boom south end Serial Number SN:15333 Height 70 m Scale Factor 0,761 Offset 0,296 Units m/s Channel # 3, Type 1 Description NRG #40 Anem. m/s Details m boom south end Serial Number SN:13624 Height 70 m Scale Factor 0,7645 Offset 0,277 Units m/s Channel # 4, Type 1 Description NRG #40 Anem. m/s Details 1 m boom north end Serial Number SN:13625 Height 60 m Scale Factor 0,764 Offset 0,373 Units m/s Channel # 7, Type 3 Description HVEII Wind Vane Details On the top of mast Serial Number SN:30419 Height 80 m Scale Factor 0,351 Offset 0 Units deg Channel # 8, Type 3 Description #200P Wind Vane Details m boom north end Serial Number SN:3/03 Height 70 m Scale Factor 0,351 Offset 0 Units deg Channel # 9, Type 4 Description NRG #110S Temp C Details Serial Number SN:Harma Height 3 m Scale Factor 0,138 Offset -88,383 Units C Channel # 11 Type 4 Description BP-20 Barom. kpa Details Serial Number SN:1525 Height m Scale Factor 0,106 Offset 9,556 Units kpa TUULENSILMÄ 4/2006
TUULIMITTAUKSISTA Taulukosta huomataan että noin 50 km sisämaassa voidaan päästä lähelle merenrantaan sijoitettuja voimaloita energian tuotannossa. Kuitenkin on otettava huomioon 10 metriä korkeampi napakorkeus ja pitempi roottorin lapa eli pyyhkäisypinta-ala on tässä tapauksessa noin 30 % isompi. Näillä edellytyksillä energian saanto on vain 7 % pienempi sisämaassa kuin vastaavanlaisten voimaloiden keskiarvo merenrannalla. Kuva 3. 80 m nopeus- ja suuntajakauma mittausajalta (vuosi). Ilman lämpötila ja paine on huomioitu neliöllä merkatulla symbolilla. Ilman tiheyden vaikutus on tässä mittauksessa + 2,6 % saatuun energiaan. Graafista huomataan että merenrannan ja mittapisteen energian saannon ero ei ole suuri. Sen sijaan 10 metriä alempi (70 m) mittauskorkeus antaa merkittävästi vähemmän energiaa. Taulukko 1. WinWind 1 MW:n voimaloiden sijoituspaikkojen vertailu keskenään Kuva 4. Merenranta keskiarvo ja mittauspaikan energiasaannot. Strömmingsbåda on ulkoluoto noin 30 km päässä mantereelta, Vaasasta noin lounaaseen. Tuulianturi on 14,1 metriä merenpinnasta. Taulukostaa voidaan todeta, että 80 metrin korkeudessa tuulennopeus on noin 1 m/s pienempi kuin ulkoluodossa 14 metrin korkeudessa. Lisäksi on todettava, että 10 metriä napakorkeutta lisää nostaa tuulenkeskinopeutta yli 1 m/s. Loppupäätelmänä voisi todeta että sisämaassa on helpompi saada tuulivoimalalle pystytyslupa. Samoihin energiansaantoihin päästään tämän mittauksen mukaan nostamalla edelleen napakorkeutta ja laajentamalla roottorin halkaisijaa. Kilowattitunnin hinnan optimoimista varten on saatava investoinnin hinta eri vaihtoehdoilla. Päätöksentekoa helpottaa kun edessä on kunkin vaihtoehdon tuottama energian hinta. Lähteet: Mittaukset WinWind Oy VTT Ilmatieteen laitos Taulukko 2. Strömmingsbådan ja Mittauspaikan tuulennopeuksien vertailu. TUULENSILMÄ 4/2006 9
KEMIN AJOS Kemin Ajokseen Suomen suurin tuulipuisto TEKNISET TIEDOT WWD-3-tuulivoimala nimellisteho 3 MW napakorkeus 88 m roottorin halkaisija 100 m tornin paino 225 t roottorin paino 60 t konehuoneen kokonaispaino (sis. roottorin) 180 t vuosituotanto 8 000 MWh toimittaja Winwind Oy Kuva 1. Tuulivoimalaitosten sijainti Pohjolan Voiman tytäryhtiö PVO- Innopower Oy rakentaa Kemin Ajokseen Suomen suurinta tuulipuistoa. Ensimmäisessä vaiheessa rakennetaan viisi kolmen megawatin laitosta, yhteensä 15MW. Kaksi voimalaitosta pystytetään maalle ja kolme mereen rakennettaville keinosaarille. Vuoden 2007 aikana yhtiöllä on tarkoitus päättää toisen vaiheen 15 MW:n jatkoinvestoinnista. Suunnitellun toisen vaiheen viisi 3MW voimalaitosta rakennettaisiin keinosaarille. Näin tuulipuiston lopullinen koko olisi kymmenen voimalaa, yhteiseltä teholtaan 30 MW. Ajoksen tuulivoimapuiston poikkeuksellisen vaativa rakennusprojekti alkaa syksyn 2006 aikana. Tuulivoimalaitosten rakentaminen merelle on perusteltua parempien tuuliolosuhteiden takia. Samalla kuitenkin meriolosuhteet asettavat ympäri vuoden poikkeuksellisen kovat vaatimukset. Tästä ei tuulivoimarakentamisessa ole Suomessa aiempia kokemuksia. Ensimmäiset voimalaitokset pystytetään loppuvuodesta 2007. Suunnitelman mukaan Ajoksen tuulipuisto otetaan kaupalliseen käyttöön vuoden 10 2008 alussa. Ensimmäisen vaiheen kustannusarvio on 24 miljoonaa euroa ja koko 30 MW:n hankkeen suunniteltu kustannusarvio 50 miljoonaa euroa. 3 MW:n tuulivoimalaitoksen terästornin korkeus on 88 metriä ja roottorin halkaisija 100 metriä. 120 tonnia painavassa konehuoneessa sijaitsevat muun muassa generaattori, planeettavaihde, taajuusmuuttajat ja muuntaja. Kauppa- ja teollisuusministeriö on myöntänyt tuulipuiston ensimmäiselle vaiheelle investointitukea. Tukea on haettu myös Ajoksen toiselle vaiheelle. Kemin Ajoksen tuulipuistohankkeessa ovat mukana Pohjolan Voiman lisäksi Savon Voima Myynti Oy, Kemin Energia Oy, Keskusosuuskunta Oulun Seudun Sähkö, Rantakairan Sähkö Oy ja Haukiputaan Sähköosuuskunta. Keinosaari koko 30 x 50 m louhe 23 000 m³ raudoitus 42 t suodatinkangas 6000 m² betoni 700 m³ putkia 120 m joka saarella yksi laitos Nostot nosturi kuljetetaan keinosaarelle nosturin paino on noin 600 tonnia, ja nostot tehdään 20 metrin etäisyydellä, jolloin koukkukorkeus on noin 100 metriä painavin yksikkö on 120 tonnia 110 kv sähkölinja 20/110 kv kytkinasema sijoitetaan voimalan 2 läheisyyteen suora 100 kv-yhteys kantaverkkoon TUULENSILMÄ 4/2006
TUOTANTOTILASTOT Suomen tuulivoimatuotannon kehitys. Pylväät kertovat vuosituotannon (GWh/a), ja pisteet asennetun kapasiteetin (MW) vuoden lopussa. Suomen verkkoon kytkettyjen tuulivoimaloiden sijainti. Sääasemien tuulimittauksista 1500 kw:n voimalaitokselle lasketut tuulivoiman tuotantoindeksit 13 kuukauden ajanjaksolta vuosilta 2005-2006. 100 % on vuoden keskimääräinen tuotanto 15 vuoden ajalta ajanjaksolta 1987-2001. (IL Energia, Ilmatieteen laitos). TUULENSILMÄ 4/2006 11
TUOTANTOTILASTOT III Vuosineljännes vuonna 2006 Toimittanut: Hannele Holttinen, VTT http://www.vtt.fi/services/cluster7/index.jsp 12 TUULENSILMÄ 4/2006
TUOTANTOTILASTOT Teho Nimellisteho (kw) Roottori Roottorin halkaisija D (m) Korkeus Napakorkeus (m) Aloitus Tuotannon aloittamisajankohta (kuukausi/vuosi) Arvio Arvioitu keskimääräinen vuosituotanto (MWh/vuosi) kwh/m 2 Tuotanto jaettuna roottorin pyyhkäisypinta-alalla h Huipunkäyttöaika, tuotanto jaettuna nimellisteholla (kwh/kw) CF Kapasiteettikerroin, tuotanto jaettuna nimellisteholla ja ajanjakson tuntimäärällä (kwh/kw, h) Häiriöaika Aika, jolloin laitos ei ole ollut normaalitoiminnassa huollon, vikautumisen tai häiriön takia. 12 kk Liukuva 12 kk tuotanto (MWh) arviosta Tuotanto suhteessa arvioituun keskimääräiseen vuosituotantoon (%) TUULENSILMÄ 4/2006 13
ENNUSTAMINEN Tuulivoiman tuotannon lyhytaikainen ennustaminen TkT Hannele Holttinen, VTT Tuulivoimatuottaja tarvitsee tietoa tuulivoiman tuotantotasoista 1 40 tuntia eteenpäin mm sähkökauppaa varten. Käyttäen hyväksi sääennusteiden tuuliennusteita on mahdollista saavuttaa huomattavia säästöjä tasehallintakustannuksiin. Tekesin rahoittamassa projektissa on selvitetty miten hyviä tuuliennusteet ja tuotantoennusteet Suomessa ovat. Forecan tuuliennusteet on syötetty VTT:n ja Cybersoftin tuotantoennustemalleihin. Vuoden 2004 tietojen perusteella on arvioitu ennusvirheitä sekä niiden aiheuttamia tasehallintakustannuksia yhden tuottajan ja koko Suomen länsirannikolle levittäytyneen tuulivoiman kannalta. Artikkeli perustuu konferenssipaperiin: Holttinen, H, Saarikivi, P, Repo, S, Ikäheimo, J, Koreneff, G, Prediction Errors and Balancing Costs for Wind Power Production in Finland. Global Wind Power Conference, GWPC 2006, 18-21.9.2006, Adelaide, Australia. Lisätietoja: Hannele.Holttinen@vtt. fi, sami.repo@cybersoft.fi, Pirkko. Saarikivi@foreca.fi Tuuliennusteet Foreca ajoi sääennustemallinsa taannehtivasti vuodelle 2004. Meteorologiset ennusteet ajettiin kaksi kertaa vuorokaudessa valittujen tuulipuistojen kohdalle (kuva 1). Suomen tuulivoimatuottajista PVO oli mukana projektissa ja toimitti tietoja tuulipuistojensa toteutuneista tehoista sekä sähkömarkkinoiden hinnoista vuodelle 2004. PVO:n toimittamien tietojen lisäksi otettiin 14 mukaan myös Porin ja Ahvenanmaan tuotantotiedot, kun katsottiin laajemmalle levittäytyneen tuulivoimatuotannon etuja. Tuotantoennusteet Kun arvioidaan tuulivoimalaitoksen tuotantoa 1 40 tuntia eteenpäin, tarvitaan tietoa sekä voimaloiden tämän hetkisestä tuotannosta että ennusteita tuulisuuden kehittymisestä. Myös muita sääsuureita voidaan käyttää avuksi, mm tuulensuuntaa ja lämpötilaa. VTT:llä on kehitetty aikasarjamalli, jossa käytetään hyväksi tuulen nopeuden ja suunnan ennusteita sekä tuulivoimalan on-line tuotantotietoa. Malli tarvitsee ainakin kolmen kuukauden tiedot joista sille määrätään millä painokertoimilla näistä lähtötiedoista saa parhaan ennusteen. Malli on tehty tutkimuskäyttöön ja sillä laskettuja tuotantoennusteaikasarjoja käytetään tuulivoiman järjestelmävaikutusten arviointiin. Cybersoftilla on kehitetty neuroverkkoihin perustuva malli, jossa käytetään tuulitietojen lisäksi myös lämpötilaennustetta. Neuroverkoilla on mahdollista päästä tarkempaan ennusteeseen, mutta neuroverkkojen opettamiseen tarvitaan vastaavasti pidemmän ajanjakson tietoja mielellään koko vuosi. Malli toimii online käytössä, ja projektissa toteutetun testiajon ensimmäiset tulokset syksyn 2006 ajalta ovat hyviä. Tuotantoennusteiden virheet Tuulivoiman tuotantoa ennustettaessa muutama ensimmäinen tunti Kuva 1. Esimerkkilaskelmien tuulipuistojen sijainti. 1a d ovat noin 380 km päässä toisistaan ja enimmillään kaikkien paikkojen etäisyydeksi tulee noin 600 km. on helppo ennustaa ja ennusteiden vaikeus kasvaa mitä pidemmälle ennustetaan. Kuvassa 2. on vertailtu keskimääräistä virhettä eri aikahorisonteille ennustettaessa: 1 36 tuntia eteenpäin (x-akseli). Virhe on ilmoitettu suhteessa tuulivoimalan nimellistehoon (y-akseli). Virheet on laskettu sekä yhdelle tuulipuistolle että neljälle tuulipuistolle. Kuvan kaksi alinta käyrää kertovat keskimääräisen virheen käytettäessä (VTT:n ARX) tuotantoennustemallia. Ylemmät käyrät kertovat virheen jos käytetään yksinkertaista oletusta ennusteena: hetkellinen tuotantotaso säilyy tulevaisuudessa samana (persistence). Katkoviivalla on näytetty TUULENSILMÄ 4/2006
ENNUSTAMINEN mikä olisi keskimääräinen virhe jos käytettäisiin ennusteena keskimääräistä tehoa kaikille tunneille: jokaiselle päivälle ja tunnille sama ennuste huomioiden ainoastaan talven korkeampi keskiteho verrattuna kesäkuukausiin. Kuvasta nähdään että saavutetaan huomattava etu kun voidaan ennustaa usealle tuulipuistolle tuotantoa verrattuna siihen että tuulivoimalat olisivat yhdessä paikassa. Meteorologisiin ennusteisiin perustuvat tuotantoennusteet ovat selvästi parempia kuin yksinkertaiset keskiarvoon tai hetkelliseen tuotantotasoon perustuvat ennusteet. Hetkellinen tuotantotaso kertoo hyvin tuulivoimatuotannon 3 tuntia eteenpäin mutta sen jälkeen sen virhe kasvaa voimakkaasti. Tuotantoennusteiden toimivuus sähkömarkkinoilla Vuoden 2004 pörssihintojen pe- Kuva 3. Tuotantoennustemalleista kl 11 seuraavalle vuorokaudelle otettujen ennustetietojen ennusvirheet eri sijoituspaikoille sekä erilaisille sijoituspaikkojen kombinaatioille. TUULENSILMÄ 4/2006 15 rusteella laskettiin tasehallinnan kustannukset eli väärin ennustetun tuotannon aiheuttamat kustannukset. Vuoden 2004 keskimääräinen spothinta oli 2,77 c/kwh Suomen hintaalueella. Puuttuvasta tuotannosta joutui maksamaan keskimäärin 0,29 c/kwh enemmän kuin spot-hinta silloin kun oli käytössä ylössäätöhinta ja vastaavasti ylimääräisestä tuotannosta sai keskimäärin 0,46 c/kwh vähemmän silloin kun oli käytössä alassaatöhinta. Tasesähkössä on aina vain toinen hinta käytössä joten tuottajat eivät aina joudu maksamaan ylimääräistä ennusvirheistään. Tuulivoimatuottaja joutui vuoden 2004 hintojen perusteella maksamaan ennusvirheistään tasemaksuja alle puolet ajasta. Kaikesta ennusvirheestä joudutaan kuitenkin maksamaan 0,07 c/kwh kiinteä maksu. Yhden tuulipuiston osalta tasemaksut olisivat vuonna 2004 olleet 0,1 c/kwh käytettäessä tuotantoennustemallia. Neljälle tuulipuistolle tasemaksuista tuli 0,08 c/kwh lisäkustannus ja koko länsirannikolle levitetylle tuulivoimalle 0,06 c/kwh kustannus. Tuotantoennustemallin avulla tasekustannukset putoavat noin puoleen verrattuna tuulipuiston keskiarvoon perustuvaan ennusteeseen. Vaikka osasta tuotantoa joudutaankin maksamaan tasemaksuja, niin koko tuulivoimatuotantoon suhteutettuna tasemaksut jäävät Suomessa ainakin 2004 hintatasolla suhteellisen alhaiselle tasolle - mikäli käytetään sääennusteisiin perustuvaa tuotantoennustemallia ja pystytään hyödyntämään eri puolille rannikkoa rakennettua tuulivoimaa. Nordpoolin Elspot markkinoille tarvitaan tiedot tuotantotasoista vuorokauden jokaiselle tunnille kl 12 edellisenä päivänä. Tätä varten otettiin tuotantoennustemalleista kl 11 olevat ennustetiedot seuraavalle vuorokaudelle. Kuvassa 3. näkyy näiden aikasarjojen ennusvirheet eri sijoituspaikoille sekä erilaisille sijoituspaikkojen kombinaatioille. Neuroverkkoennuste toimi vuoden 2004 datalla paremmin kuin aikasarjaennuste. Neuroverkkoennusteessa suuri osa aineistosta oli samaa kuin millä malli oli opetettu. On line testin perusteella voidaan kuitenkin sanoa, ettei opetus- ja testivirheen välillä ole käytännössä merkittävää eroa. Kuvassa ennusvirhe on esitetty suhteessa keskimääräiseen tehoon eikä suhteessa nimellistehoon kuten edellisessä kuvassa. Tämä kertoo suoraan kuinka suuri osa vuosituotannosta ennustetaan väärin ja joudutaan korjaamaan tasesähkönä. Yksittäisille paikoille virhe on 45 62 % vuosituotannosta. Yhdistämällä eri puolella länsirannikkoa olevien tuulipuistojen tuotanto putoaa vuoden yli laskettu ennusvirhe 32%:iin vuosituotannosta. Kuva 2. Keskimääräinen virhe eri aikahorisonteille ennustettaessa 1 36 tuntia eteenpäin (x-akseli) suhteessa tuulivoimalan nimellistehoon (y-akseli).
ITALIA Buona Vento terveiset Italiasta Harri Vihriälä www.leitwind.com Italian tuulisuus & tuulimarkkinat Huonot uutiset Italiassa tuulivoimalan lupaprosessi on pitkä ja byrokratia raskasta. Tarvittavien lupien saamiseen menee tavallisesti 2-3 vuotta. Italian hajanaisesta historiasta johtuen eri alueilla on omat sääntönsä ja menettelynsä lupien saamiseen. Myös monille virkamiehille tuulivoima on uusi asia ja lupien käsittely pitkittyy tästäkin syystä. Italian parlamentti pyrkii nopeuttamaan lupaprosessia säätämällä lain 387/2003, jonka mukaan viranomaisen on annettava lausuntonsa 12 kk sisällä. Mikäli määräaika menee umpeen eikä kannanottoa asiaan tule, katsotaan ko. viranomaisen kanta automaattisesti myönteiseksi. Lupaprosessin hajanaisuus vaatii paljon aktiivisuutta ja oma-aloitteista selvittämistä tuulivoimaluvan hakijalta. Tuuliolosuhteet ovat keskinkertaiset, suurin osa sijaitsee saappaan kantapäässä sekä Sisiliassa ja Sardiniassa, jotka ovat Italian taloudellisesti kehittymättömintä aluetta. Hyvät uutiset Kun luvan on kerrankin saanut, on tuulivoimala kannattava bisnes, sillä sähkön hinta on Euroopan korkeimpia Italiassa ja päälle maksetaan vihreän sertifikaatin hinta 10,892 c/kwh (vuonna 2005). Kioton ilmastosopimus toteutetaan Italiassa käyttämällä vihreitä sertifikaatteja. Jokaisen tuottajan on tuotettava osuus tuottamastaan sähköstä uusiutuvilla energianlähteillä. Alunperin tuo määrä oli 2%, nousten vuonna 2005 2,7%:iin ja edelleen 3,05%: 16 Leitwind LTW77-turbiini iin vuonna 2006. Mikäli tuottajalla itsellään ei ole tarvittavaa määrää omia uusiutuvia energianlähteitä, voidaan ko. määrä kattaa vihreiden sertifikaattien avulla. Alussa Italian valtio ostaa kaikki uusiutuvien energialähteiden sertifikaatit ja takaa niille kysynnän ja tarjonnan mukaan maksimi- ja minimihinnan. Näin sertifikaattikauppa saadaan käyntiin keinotekoisen markkinan avulla. Tällä hetkellä tuo hinta on suuren kysynnän takia maksimissaan ja tuulivoiman ja muiden uusiutuvien tuotantoa lisätään kovalla vauhdilla. Vuosi 2005 oli ennätyksellinen: vuoden lopussa oli 1717 MW tuulivoimaa ja vuoden 2006 aikana on rakenteilla 500-700 MW lisää. Tavoitteena on italialaisen valkoisen kirjan mukaan nostaa tuulivoimakapasiteetin määrä 2500 megawattiin vuoteen 2012 mennessä. Tuulivoimalla tuotettiin vuonna 2005 vain 0,65% (2,14 TWh) koko sähköenergiankulutuksesta (229 TWh, josta 50 TWh oli nettotuontia ulkomailta). Italialla on vaikeuksia täyttää Kioton velvoitteensa vähentää kasvihuonekaasupäästöjään 6,5% vuoden 1990 tasosta, sillä 70% sähköstä tuotetaan hiili- ja kaasuvoimalla, 10% vesivoi- TUULENSILMÄ 4/2006
ITALIA maloilla ja loput on tuontia Ranskasta tai tuotettu muista uusiutuvista energianlähteistä. Opetukset Suomen tilanteelle: - taattu rahoitus ja kohtuulliset tuuliolot eivät riitä, jos poliittinen- ja lupaprosessi ovat epävarmoja - Suomesta puuttuvat nämä kaikki edellytykset 1. Suomessa ei ole mitään määrällistä ja ajallista tavoitetta millekkään uusiutuvalle energiamuodolle. Suomi on kuitenkin ilmoittanut virallisesti EU:lle lisäävänsä uusiutuvilla energianlähteillä tuotetun energian määrää. Näiden tavotteiden saavuttamiseksi pitää määritellä, miten Suomi aikoo ko. velvoitteet täyttää. 2. Kaavoitus - ja lupamenettely hakusessa: Tuulivoimaloille ei ole kaavoitettu juurikaan paikkoja. Tuulivoimakaava pitaa täydentää uusilla tuulivoimaloiden sijoituspaikoilla, jotka kattavat myos merialueet. Tuulivoimaloita näille alueille rakennettaessa riittää jatkossa vain kevennetty YVA-menettely ja lupaprosessi. Muille aluille rakennettaessa pitää määrätä valitusoikeus sekä tietty määrä-aika valitusten ja lupien käsittelylle. Mikäli määraika ylittyy, tulkitaan valitus automaattisesti hylätyksi tai lupa myönnetyksi. 3. Ei ole mitään taattua rahoitusmekamismia uusiutuvien energialähteiden lisäämiselle. Ei ole oleellista, onko tuki joko investointiperusteista tai taattu miminihinta tuotetulle energialle. Tuotettua energiaa tukevat tukimuodot ovat kuitekin toimineet tehokkaimmin. Hiilidioksidipäästöjä tehokkaimmin vähentävä, vihreisiin sertifikaatteihin perustuva tuki on Suomessa hyvä työkalu saavuttaa Kioton tavoitteet ja edistää uusiutuvien energialähteiden käyttöönottoa Leitwindin turbiinit Leitner AG valmistaa köysiratoja, hiihtohissejä, rinnekoneita sekä minimetroa. Leitnerin kiinnostus tuulivoimaan alkoi suoravetoisten hissimoottoreiden kanssa: hitaasti pyörivä kestomagneettimoottori on sopiva myös tuulivoimalaan. Tuulivoimaloiden ajateltiin olevan myös Kuva 1 Leiwindin voimalan konehuone ja turbiinin naparakenne. Kuva 2. Leitwind-voimalan suoravetogeneraattori. samankaltaisia tuotteita hiihtohisseihin nähden ja niillä voisi myös tasoittaa tuotannon vaihtelua: Pääosa hiihtohisseistä rakennetaan jouluksi laskettelukauden alkuun kun taas tuulivoimaloita rakennetaan lähinnä kesäisin. Leitwindin voimalan sydän on generaattori, joka on samalla osa kantavaa rakennetta (kts. kuva). Generaattorin laakeri on samalla turbiinin päälaakeri: Hitaasti pyörivällä laakerilla ei ole voiteluongelmia, jotka ovat vaivanneet vaihteistoa käyttäviä voimaloita. Generaattori on ontto eli turbiinin napaan voidaan kulkea generaattorin läpi melko vaivattomasti: Näin lähes kaikki huollot ja korjaukset voidaan suorittaa turvallisesti ja tehokkaasti konehuoneen sisällä, tarvitsematta kulkea ulkokautta napaan Generaattori on magnetoitu kestomagneetein eli magnetointihäviöt jäävät pois ja generaattorin hyötysuhde on korkea, erityisesti osakuormalla, jolla tuuliturbiinit usein pyörivät. Generaattorin osat on mahdollista vaihtaa laskematta generaattoria ja turbiinia alas, joka edelleen nopeuttaa ja tekee mahdolliset korjaustyöt halvemmaksi. Konehuoneen paino on rakenteesta johtuen alhainen, täysin verrannollinen vaihteellisiin ratkaisuihin. TUULENSILMÄ 4/2006 17
TUULIVOIMALAN KOKO Leitwind turbiinit ovat edelleen lähes öljyttömiä: ei vaihteistoöljyjä, ei hydrauliikkaa. Pieni määrä öljyä on vielä tarpeen lapakulmansäädön alennusvaihteessa ja suuntajarrussa, mutta muuten öljynvaihtojen tarve ja öljyvuodon riski on lähes poistettu. Voimalassa on turvasysteeminä joka lavan lapakulmansäätö omalla akkuvarmistuksella: Vian sattuessa yhdenkin lavan kääntyminen pois tuulesta riittää pysäyttämään voimalan. Onko koolla merkitystä? Bengt Tammelin Ilmatieteen laitos Vuoden 2003 elokuussa pystytettiin ensimmäinen prototyyppi LTW62-1,2 MW IEC Ia eli erittäin hyviin tuuliolosuhteisiin Mals:iin, Vinschgauaun, lähelle Reettien solaa, Meranosta luoteeseen. Prototyyppi on toiminut pienten alkuvaikeuksien jälkeen hyvin, vaikka onkin sijoituspaikkaansa nähden kohtuuttoman jykevä. Saatujen kokemusten perusteella pystytettiin toinen prototyyppi, tyyppiä LTW77 1,35 MW joulunalusviikolla 2005. Sähköverkon asentaminen oli myöhässä, joten voimala kytkettiin sähköverkkoon helmikuussa 2006. Voimala on optimoitu hyviin (IECII ) ja melko hyviin tuuliolosuhteisiin (IECIII) sopivaksi, jotka ovat yleisempiä. Voimalan turbiinin kokoa on kasvatettu ja muutenkin eri komponenttien mitoitusta on optimoitu ensimmäisestä prototyypistä saatujen kokemusten perusteella. Voimalassa on Leitnerin oma ohjausjärjestelmä, sillä yrityksellämme on paljon kokemusta hiihtohissien ohjausjärjestelmien kehittämisessä. Suomeen Kornäsiin vuonna 1991 pystytetyt neljä Nordtank in valmistamaa voimalaa ovat nimellisteholtaan 200 kw, roottorin halkaisija on 24,6 m ja tornin korkeus 32,5 m. Niiden arvioitiin tuottavan á 380 MWh vuodessa. Toteutunut tuotto on jäänyt hieman laskettua pienemmäksi. Viimeisimmät vuonna 2004 Raaheen rakennetut Bonuksen valmistamat voimalat ovat nimellisteholtaan á 2300 kw, roottorin halkaisija on 82,4 m ja tornin korkeus 80 m. Vuonna 2005 voimalat tuottivat runsaat 20 % ennakoitua keskimääräistä vuosituot- toa (MWh) enemmän. Sarjavalmisteisten tuulivoimaloiden koko (nimellisteho ja fyysiset mitat) on kasvanut kahdessa kymmenessä vuodessa kymmenkertaiseksi (v. 1985 50 kw ja v. 2005 4500 kw). Samalla tuulivoiman hinta ( per kw) on laskenut, vuodesta 1990 vuoteen 2000 mennessä lasku oli noin 20% (Lähde: EWEA). Tuulivoimatuotannon siirtyessä entistä enemmän merialueille tulee voimaloiden koko kasvamaan nykyisestä vielä huomattavasti. Artikkelin kirjoittajasta: Toimin Tuulivoimayhdistyksen sihteerinä 1994-95 ja johtokunnan jasenena 1994-xxx. Väittelin tuulivoimakäytoistä 2002 ja olen työskennellyt Leitnerilla suorakäyttöjen kehityksessä vuodesta 2004 alkaen. Kuva 1. Tuulivoimalan koon kasvu 1980-2005: napakorkeus ja roottorin halkaisija (m) on piirretty oikeassa suhteessa. Ao ajankohdan prototyyppikoot on merkitty kolmioilla ja sarjavalmisteiset nelikulmioilla. Viiva ja annetut kokoarvot (kw) kuvaavat suurimpien sarjavalmisteisten voimaloiden kehitystä. (Lähde: H. Seifert, 2006). 18 TUULENSILMÄ 4/2006
TUULIVOIMALAN KOKO Suurempi voimala tuottaa samalla tuulen keskinopeudella enemmän sähköä kuin pieni voimala (kuva 2). Toisaalta suuremman voimalan roottori on samalla paikalla yleensä paremmissa tuulioloissa kuin pienemmän, koska keskimäärin ottaen tuulivoiman kannalta merkittävissä korkeuksissa (< 200 m) tuulen nopeus kasvaa korkeuden kasvaessa (kuva 3). Suomessa korkeuden tuomat hyödyt ovat yleensä suuremmat kuin esimerkksi Saksassa tai Tanskassa, koska meillä melkeinpä joka paikassa on voimalan vieressä metsää tai metsäisiä saaria ja niemiä. Tuulen keskinopeuden lisääntymisen lisäksi korkeammalla tuulen turbulenttisuus on pienempi kuin lähellä pintaa. Pienempi turbulenttisuus parantaa tuulivoimalan toimivuutta, pidentää sen elinikää ja alentaa huoltokustannuksia. Kuva 2. Nimellisteholtaan erikokoisten voimaloiden (kw) vuosituotto (MWh) laskettuna napakorkeudella vallitsevan vuotuisen keskimääräisen tuulen nopeuden (m/s) mukaan, olettamalla tuulen nopeuden jakauman noudattavan Reyleighjakamaa (= Weibull-jakauma, kun muotoparametri k=2). Toisaalta mitä suurempi voimala sen paremmin se näkyy maisemassa. Mutta kuten maisema-arkkitehti Emilia Wickman toteaa Tuulensilmä 1/2006:ssa Tuulivoimaloiden maisemavaikutuksia ei tule nähdä pelkästään negatiivisina. Suunnittelun avulla harkitusti sijoitettuna ja maisema huomioon ottaen voimalat voivat tuoda ympäristölleen lisäarvoa. Kasvaako maisemallinen lisäarvokin tuulivoimalan koon kasvaessa?? Kuva 3. Tuulen nopeuden vertikaalinen muutos eri maastotyypeillä, kun 10 metrin korkeudella ao maastossa mitattu tuulen nopeus on 5 m/s. Maaston rosoisuusparametri z0=0,0001 vastaa avointa laajaa vesialuetta, z0=0,03 avointa peltoaluetta tai avointa sisäsaaristoa ja z0=0,4 pusikkoista ja/tai pienillä matalapuustoisilla metsiköillä kirjailtua avointa maisemaa. TUULENSILMÄ 4/2006 19
UUTISIA TAPAHTUMAT TAPAHTUNUTTA TAPAHTUMA- KALENTERI Tahkoluodon tuulivoimalan siipivaurion syy siiven liimaussaumassa 2007 WinWinDin toimittaman tuulivoimalan roottorin siipi varioitui Porin Tahkoluodossa 17.11.2006. Tuuli oli tapahtuma-aikana voimakas, mutta ei normaalista poikkeava. Sen nopeus vaihteli välillä 10 m/s 14m/s. Tapahtuma-ajan tuuli-, tuotanto-, yms. tietojen pe-rusteella voimala on toiminut ennen vauriota normaalisti ja vaurion satuttua pysähtynyt automaattisesti. Siiven rikkoontuminen ei aiheuttanut vahinkoa eikä vaaratilannetta ihmisil-le. WinWinDin ja siiven toimittajan, Euros GmbH:n, edustajat ovat käyneet tutkimassa voima-lan. Siipirikon syy on virhe siiven liimaussaumassa. Siipi muodostuu kahdesta puolikkaas-ta, jotka liimataan erikoisliimalla yhteen. Siipipuoliskojen välinen saumaliitos rikkoontui ja siipi halkesi osittain. Siiven vaurio ei ole aiheuttanut voimalalle muita merkittäviä vaurioita. Konehuone on huo-lellisesti tutkittu, merkkejä sähköisten komponenttien rikkoontumisista tai räjähdyksistä ei ole havaittu. Myöskään mekaanisia vaurioita ei ole havaittavissa, lukuun ottamatta siipeä ja voimalan lasikuitukuorta. Torstaina 30.11.2006 tilanteen kävi tarkastamassa riippumaton tarkastaja saksalaisesta German Lloyds yhtiöstä. Diplomi-insinööri Andreas Kamleitnerin erikoisalana ovat tuulivoimaloiden siivet. Tämän hetkisen tiedon perusteella siipivaurio on yksittäistapaus eikä aiheuta toimenpiteitä muita voimaloita koskien. Voimalan korjaustoimenpiteet on jo aloitettu. Tiedote: Winwind Oy 1.12.2006 Tammikuu 29-31.1. European Renewable Energy Policy Conference Flagey Convention Centre Brysseli, Belgia www.erec-renewables.org/events/ 2007PolicyConference/ Toukokuu 7-10.5 EWEC 2007 EuroopanTuulienergiakonferenssi ja messut Fiera Milano Congressi, Milan, Italy www.ewec2007.info Syyskuu 18-22.9 HUSUMwind-messut Tuulivoima-alan messut Husum, Saksa www.husumwind.com 4-6.12 European Offshore Wind Conference & Exhibition Saksa http://www.eow2007.info/ 2008 31.3-3.4 EWEC 2008 EuroopanTuulienergiakonferenssi Brysseli, Belgia http://www.ewec2008.info/ Kuvateksti: Diplomi-insinööri Andreas Kamleitner German Lloydsiltä tutkii alaslasketun siiven kantavaa rakennetta. 20 TUULENSILMÄ 4/2006