HAJAUTETTU ENERGIANTUOTANTO: teknologia, polttoaineet, markkinat ja CO 2 -päästöt

HAJAUTETTU ENERGIANTUOTANTO: teknologia, polttoaineet, markkinat ja CO 2 -päästöt Eero Vartiainen Päivi Luoma Jari Hiltunen Juha Vanhanen

ISBN 952-91-4465-2 JULKAISIJA: Gaia Group Oy Lönnrotinkatu 19 B 00120 Helsinki puh. (09) 68 666 20 faksi (09) 68 666 210 PAINO: Oy Edita Ab Helsinki 2002 2

Tiivistelmä Hajautettu energiantuotanto on vahvasti kasvava energiateknologian osa-alue. Tässä raportissa on esitetty hajautetun energiantuotannon teknologiat, polttoaineet, markkinapotentiaali sekä mahdollisuudet CO 2 - päästöjen vähentämiseen. Hajautetuksi energiantuotannoksi on tässä katsottu nimellisteholtaan alle 10 MW:n uusiutuviin energialähteisiin tai pienimuotoiseen yhdistettyyn sähkön ja lämmön tuotantoon (CHP) perustuva tuotanto, tuulivoiman osalta myös tuulipuistot, joiden teho saattaa nousta yli 10 MW:n. CHP:n kohdalla 10 MW:n raja koskee sähkötehoa. Huomattakoon että eri hajautettujen energiantuotantoteknologioiden mahdollista vaikutusta toisiinsa ei tässä ole tarkasteltu. Sähköntuotantoon käytettävistä uusiutuvista energialähteistä kilpailukykyisimpiä ovat tällä hetkellä vesivoima ja lähitulevaisuudessa myös tuulivoima. Niiden kasvua rajoittavat kuitenkin vesistönsuojelu- ja maankäyttörajoitukset. Aurinkosähkö on nykyisin kilpailukykyinen lähinnä syrjäseutujen erikoissovelluksissa, mutta hinnan oletetaan laskevan pitkällä tähtäimellä. Sekä aurinkosähkön että tuulivoiman teknologinen potentiaali on kuitenkin erittäin suuri. Lämmöntuotannossa biomassaa käytetään jo nykyisin Suomessa merkittävästi. Biomassan käytön potentiaalia rajoittaa lähinnä polttoaineen saatavuus kilpailukykyiseen hintaan. Aurinkolämpö ja lämpöpumput eivät vielä kilpaile biomassalla tuotetun lämmön kanssa, mutta niidenkin potentiaali on suuri. CHP-teknologioista tällä hetkellä kilpailukykyisimpiä ovat kaasu- ja dieselmoottorit. Myös mikroturbiinit ovat varteenotettava teknologia pienessä (alle 100 kw) kokoluokassa. Polttokennojen odotetaan nousevan merkittäväksi teknologiaksi pitkällä aikavälillä, jolloin niiden hinnan oletetaan laskevan kaupallisten sovellutusten mahdollistaessa massatuotannon. Kaikkien CHP-teknologioiden kasvukehitystä rajoittaa polttoaineen saatavuus ja hinta. Suomen oloissa merkittäväksi nousevat tulevaisuudessa biomassapohjaiset CHP-ratkaisut. Tarkastelluissa markkinaskenaarioissa suurin potentiaali Suomessa on biomassakattiloilla, pitkällä tähtäimellä myös tuulivoimalla. KTM:n Uusiutuvien energialähteiden edistämisohjelmaan sekä pienimuotoisen CHP:n kohtuulliseen kehitykseen perustuvassa skenaariossa myös pien- ja minivesivoima tulee merkittäväksi, pitkällä tähtäimellä myös aurinkoenergia ja lämpöpumput. CHP-teknologioista suurin markkinapotentiaali on aluksi kokoluokan 1-10 MW ratkaisuilla. Pitkällä tähtäimellä alle 1 MW:n CHPteknologioidenkin potentiaalin arvioidaan kasvavan. Tässä raportissa arvioitujen markkinapotentiaalien perusteella on laskettu hajautetulla energiantuotannolla saavutettavissa oleva CO 2 -päästövähennys Suomessa. Huomattakoon että tässä raportissa esitettyjä arvioita CO 2 -päästövähennyksistä ei tule laskea yhteen muissa raporteissa esitettyjen arvioiden kanssa, koska arviot voivat olla osittain päällekkäisiä. Kaikkien teknologioiden avulla saavutettava yhteenlaskettu päästövähennys vuoteen 2000 verrattuna olisi nykyisellä kehitysvauhdilla 0,5-1,2 Mt vuonna 2010 riippuen siitä, korvataanko hajautetulla sähköntuotannolla nykyistä keskimääräistä sähköntuotantoa vai hiililauhdetta. Uusiutuvien energialähteiden edistämisohjelmaan ja pienimuotoisen CHP:n kohtuulliseen kehitykseen perustuvassa skenaariossa päästövähennys olisi 1,2-3,8 Mt vuonna 2010. Verrattuna nykyisiin fossiilisten polttoaineiden ja turpeen energiankäytön aiheuttamiin CO 2 -päästöihin (keskimäärin 58 Mt vuosina 1996-2000) ja Kioton sopimuksen mukaiseen tavoitteeseen palauttaa Suomen päästöt vuoden 1990 tasolle (54 Mt), voidaan hajautetulla energiantuotannolla edistää merkittävästi tämän tavoitteen toteutumista. Hajautetun energiantuotannon maailmanlaajuinen kasvu luo myös vientimahdollisuuksia suomalaiselle teknologialle ja osaamiselle. Tarkastelluista teknologioista suurinta kasvua odotetaan tuulivoiman, aurinkoenergian, biomassakattiloiden sekä pienimuotoisen CHP-teknologian osalta. Näissä teknologioissa Suomen vahvuusalueita ovat tuulivoiman komponentit, biopolttoaineet ja -tekniikat sekä kaasumoottorit ja -moottorivoimalat. Myös pien- ja minivesivoiman turbiinigeneraattorit sekä aurinkoenergian ja polttokennojen teknologia- ja järjestelmäosaaminen ovat potentiaalisia vientialoja. Hajautettu energiantuotanto tulee pitkällä tähtäimellä olemaan merkittävässä osassa suomalaisen energiateknologian viennin kasvussa. 3

Abstract Distributed energy production (DEP) is a fast-growing sector of energy technology. In this report, the DEP technologies, fuels, market potential, and the possibilities for the reduction of the CO 2 emissions have been studied. Here, energy production from renewable energy sources (RES) or small-scale combined heat and power (CHP) with a nominal power of less than 10 MW is defined as DEP. However, wind parks with a total capacity of more than 10 MW are also included in this report. Note that the possible effects of different DEP technologies on each other are not taken into account. Of the RES for distributed electricity generation, hydro power and, in the near future, wind power are the most competitive in Finland. However, the growth of hydro and wind power is restricted by water conservation and land use legislation. At the moment, photovoltaics (PV) is competitive only in special remote applications, but the price of PV is expected to go down in the long term. The technological potential of both PV and wind power is enormous. In distributed heat production, biomass is already used widely in Finland. The potential of biomass utilisation is mainly restricted by the availability of fuel at a competitive price. Solar heating and heat pumps are not yet competitive with biomass, but their potential is also great. Of the CHP technologies, gas and diesel engines are the most competitive at the moment. Moreover, microturbines are feasible in small (below 100 kw) scale CHP. Fuel cells are expected to be significant in the long term, as their price is assumed to be reduced with mass production. The growth of all CHP technologies is restricted by the availability and price of the fuel. In Finland, CHP systems based on biomass fuels will be significant in the future. In the market scenarios presented in this report, biomass boilers have the largest potential in Finland in the near future. In the long term, wind power also has a great potential. In the scenario based on the Action Plan for Renewable Energy Sources (APRES, by the Finnish Ministry of Trade and Industry) and moderate development of small-scale CHP, hydro power is also significant. In the long term, solar energy and heat pumps will also become significant. Of the CHP technologies, the systems of the 1-10 MW scale have the greatest potential at the moment. In the long term, the smaller CHP systems will also become significant. The potential for the CO 2 emission reductions has been calculated based on the market potentials estimated in this report. Note that the estimates in this report cannot be summed up with estimates presented in other reports because of overlapping. The aggregate CO 2 emission reduction potential of all DEP technologies (compared with the emissions of the year 2000 in Finland) is 0.5-1.2 Mt in 2010 with the current growth scenario, depending on whether the distributed electricity generation replaces the current average electricity generation or coal condensate power. In the APRES and moderate development of small-scale CHP scenario, the reduction potential would be 1.2-3.8 Mt in 2010. Compared with the current CO 2 emissions from the use of fossil fuels and peat (58 Mt, on the average during 1996-2000) and the Kyoto target of reducing the emissions to the 1990 level (54 Mt), distributed energy production can significantly further the realisation of this target. The worldwide growth of energy production also creates export markets for the Finnish technologies and know-how. Of the DEP technologies, the greatest growth is expected in wind power, solar energy, biomass, and small-scale CHP. In these technologies, wind power components, biomass fuels and combustion technologies, and gas engines are the strongest sectors in Finland. Moreover, hydro turbines/generators, and solar and fuel cell systems are potential export technologies. Distributed energy production will play an important role in the growth of the Finnish energy technology exports in the future. 4

Esipuhe Tämän työn tarkoituksena on ollut selvittää hajautettujen energiantuotantoteknologioiden nykyinen kehitystilanne ja arvioida niiden potentiaalia sekä maailmanlaajuisesti että Suomessa. Tarkastelua on tehty tulevaisuuden eri skenaarioihin verrattuna. Näihin arvioihin nojautuen on laskettu, millaisia kasvihuonekaasupäästövaikutuksia näillä teknologioilla voisi Suomessa olla. Lisäksi on arvioitu suomalaista osaamista ja vientipotentiaalia eri tuotantomuotojen osalta. Hajautetuksi energiantuotannoksi on tässä työssä rajattu sähkön, lämmön tai näiden yhteistuotanto, jonka nimellisteho on alle 10 MW. Poikkeuksena on tuulivoima, jonka osalta arviot sisältävät kaikki kapasiteettiluokat yksittäisistä generaattoreista laajoihin tuulivoimapuistoihin. Projekti on ollut osa Tekesin rahoittamaa ja VTT:n koordinoimaa kansallista Teknologia ja ilmastonmuutos (Climtech) -ohjelmaa (1999-2002). Sitä ovat Tekesin lisäksi rahoittaneet Gaia Group Oy, Energia-alan keskusliitto Finergy, Maakaasuyhdistys, Teknologiakeskus Oy Merinova Ab, Sermet Oy (Wärtsilä Oy) ja Waterpumps WP Oy. Projektin johtoryhmään ovat kuuluneet Jukka Leskelä (pj, Finergy), Juha Huotari (Sermet), Hannu Kauppinen (Maakaasuyhdistys), Jari Kostama (Suomen Kaukolämpö ry), Jerri Laine (Tekes), Lauri Luopajärvi (Powest Oy, 28.8.2001 asti Merinova), Johan Wasberg (Merinova alk. 28.8.2001), Tapio Moisio (Fortum, 28.8.2001 asti Matti Heikkilä), Kimmo Rintamäki (Waterpumps), Sami Tuhkanen (VTT Energia), Juha Vanhanen (Gaia Group) ja Eero Vartiainen (siht., Gaia Group). Työn on toteuttanut Gaia Group Oy, jossa vastuullisena johtajana on ollut toimitusjohtaja TkT Juha Vanhanen ja projektipäällikkönä TkT Eero Vartiainen. Muut tekijät ovat olleet MMM Päivi Luoma ja DI Jari Hiltunen. Projektin johtoryhmän puolesta, Helsingissä 15.3.2002 Jukka Leskelä 5

Sisällys 1 JOHDANTO... 7 2 TEKNOLOGIA- JA POLTTOAINEKARTOITUS... 8 2.1 UUSIUTUVAT ENERGIALÄHTEET... 8 2.1.1 Tuulivoima... 8 2.1.2 Pien- ja minivesivoima... 10 2.1.3 Aurinkosähkö ja -lämpö... 12 2.1.4 Lämpöpumput... 13 2.1.5 Biomassakattilat... 15 2.2 PIENIMUOTOINEN CHP... 17 2.2.1 Kaasu- ja dieselmoottorit... 17 2.2.2 Mikroturbiinit... 19 2.2.3 Stirling-moottorit... 20 2.2.4 Polttokennot... 22 2.2.5 Höyryturbiinit ja -koneet... 24 2.2.6 Polttoaineiden soveltuvuus CHP-tekniikoille... 25 2.3 UUSIUTUVIEN JA PIENIMUOTOISTEN CHP-TEKNIIKOIDEN YHTEENVETO... 26 3 MARKKINAPOTENTIAALIN ARVIOINTI... 28 3.1 TARKASTELUMENETELMÄ... 28 3.2 MAAILMANLAAJUINEN MARKKINAPOTENTIAALI... 30 3.2.1 Energian tuotannon ja kulutuksen kehittyminen... 31 3.2.2 Uusiutuvat energialähteet... 32 3.2.3 Pienimuotoinen CHP... 38 3.2.4 Maailmanlaajuisen markkinapotentiaalin yhteenveto... 41 3.3 MARKKINAPOTENTIAALI SUOMESSA... 44 3.3.1 Tarkasteltavat skenaariot... 45 3.3.2 Uusiutuvat energialähteet... 48 3.3.3 Pienimuotoinen CHP... 54 3.3.4 Suomen markkinapotentiaalin yhteenveto... 57 3.4 SUOMALAINEN OSAAMINEN JA TEKNOLOGIAN VIENTIMAHDOLLISUUDET... 61 3.4.1 Suomalaisen osaamisen taso... 61 3.4.2 Suomalaisen energiateknologian vientipotentiaali... 64 4 CO 2 -PÄÄSTÖJEN VÄHENNYSPOTENTIAALI SUOMESSA... 66 4.1 TARKASTELUMENETELMÄ... 66 4.2 TULOKSET... 69 4.2.1 Skenaario 1: Business as usual... 69 4.2.2 Skenaario 2: Hajautetun energiantuotannon kohtuullinen kehitys... 70 4.2.3 Skenaario 3: Hajautetun energiantuotannon voimakas kehitys... 71 4.2.4 Vertailujen ja skenaarioiden erot... 72 4.2.5 CO 2 -päästöjen vähennyspotentiaalin yhteenveto... 74 4.3 HAJAUTETUN ENERGIANTUOTANNON VÄLILLISET VAIKUTUKSET... 74 4.3.1 Siirtohäviöiden vähentyminen... 74 4.3.2. Polttoaineiden kuljetusten CO 2 -päästöjen lisääntyminen... 75 4.4 JOUSTOMEKANISMIEN JA OHJAUSKEINOJEN MERKITYS... 75 4.4.1 Joustomekanismit... 76 4.4.2 Ohjauskeinot... 77 5 YHTEENVETO JA JOHTOPÄÄTÖKSET...81 5.1 TEKNOLOGIAKARTOITUS... 81 5.2 MARKKINAPOTENTIAALIN ARVIOINTI... 81 5.3 CO 2 -PÄÄSTÖJEN VÄHENNYSPOTENTIAALI SUOMESSA... 83 LÄHTEET... 86 LIITE 1. TUTKIMUKSESSA HAASTATELLUT ASIANTUNTIJAT... 90 6

1 Johdanto Hajautettu energiantuotanto on nouseva teknologia-alue. Useat toimenpiteet sekä Euroopan Unionin että Suomen tasolla kannustavat hajautettuun ja kestävään energiantuotantoon sekä uusiutuvien energialähteiden että yhteistuotannon (CHP) osuutta energiantuotannossa halutaan nostaa. Tässä raportissa on selvitetty hajautetun energiantuotannon mahdollisuuksia erityisesti ilmastonmuutoksen torjunnassa. Raportissa on kartoitettu hajautettuun energiantuotantoon perustuvat teknologiavaihtoehdot, niiden markkinapotentiaali sekä mahdollisuudet vähentää CO 2 - päästöjä. Selvitys on osa kansallista Teknologia ja ilmastonmuutos (Climtech) -ohjelmaa. Tässä selvityksessä hajautetulla energiantuotannolla tarkoitetaan pienimuotoista, nimellisteholtaan alle 10 MW:n tuotantoa. Tuulivoiman osalta on tarkasteltu koko kapasiteettia, myös yli 10 MW:n tuulipuistot ovat tarkastelussa mukana. CHP:n kohdalla 10 MW:n raja koskee sähkötehoa. Pienen koon lisäksi hajautetun energiantuotannon ominaispiirteitä ovat mm. vakioidut tuotteet, modulaarisuus, isot valmistussarjat, miehittämättömyys sekä kulutuksen ja tuotannon läheisyys. Selvityksessä on käytetty tekijöiden oman tietämyksen lisäksi kirjallisuuslähteitä sekä asiantuntijahaastatteluja. Luettelo käytetyistä asiantuntijoista on raportin liitteenä. Keskeisimmät kirjallisuuslähteet ovat olleet EU:n komission Valkoinen paperi, IEA:n World Energy Outlook sekä KTM:n Uusiutuvien energialähteiden edistämisohjelma taustaraportteineen. Selvitys on jaettu kolmeen osaan: teknologia- ja polttoainekartoitus (luku 2), markkinapotentiaalin arviointi (luku 3) ja CO 2 -päästöjen vähennyspotentiaali Suomessa (luku 4). Teknologiakartoituksessa ovat mukana seuraavat uusiutuvat energialähteet ja pienimuotoiset CHP-tekniikat: Uusiutuvat energialähteet: tuulivoima pien- ja minivesivoima aurinkosähkö ja lämpö lämpöpumput biomassakattilat Pienimuotoinen CHP: kaasu- ja dieselmoottorit mikroturbiinit stirling-moottorit polttokennot höyryturbiinit ja -koneet Kustakin teknologiasta on selvitetty suorituskyvyn nykytila, kehityspotentiaali, taloudellisuus ja käyttökohteet. Lisäksi on selvitetty eri polttoaineiden soveltuvuus kullekin CHP-teknologialle. Markkinakartoituksessa on arvioitu edellä mainittujen teknologioiden teknologinen, taloudellinen ja markkinapotentiaali lyhyellä, keskipitkällä ja pitkällä tähtäimellä. Tarkastelu on kvalitatiivinen globaalilla tasolla ja kvantitatiivinen Suomen osalta. Lisäksi on arvioitu suomalaisen teknologian ja osaamisen taso ja vientipotentiaali eri teknologioissa. Raportin lopuksi on arvioitu, miten paljon CO 2 -päästöjä voidaan Suomessa vähentää nykytasoon verrattuna erilaisissa skenaarioissa, joissa oletetaan hajautettujen teknologioiden eriasteista toteutumista. Tämän lisäksi on arvioitu kvalitatiivisesti, mitä joustomekanismien eriasteinen käyttö ja erilaiset suunnitteilla olevat ilmastopoliittiset ohjauskeinot vaikuttavat CO 2 -päästöjen vähennyspotentiaaliin ja eri teknologioiden kilpailukykyyn. 7

2 Teknologia- ja polttoainekartoitus Tässä luvussa on selvitetty kunkin teknologian suorituskyky, taloudellisuus ja käyttökohteet sekä CHP-laitteiden osalta myös polttoaineet. Tuotantokustannuksia laskettaessa investointikustannukset on kohdistettu voimalan koko käyttöiälle käyttäen annuiteettimenetelmää ja 5 %:n korkokantaa. Mahdollisia investointitukia tai verohelpotuksia ei ole huomioitu hinnoissa. CHP:n polttoainekustannuksena on käytetty vuoden 2001 keskimääräistä suurasiakkaan maksamaa maakaasun hintaa (1,7 c/kwh). Johtuen mm. polttoaineen hintaan liittyvistä epävarmuustekijöistä, tässä luvussa esitettyjä arvioita tuotantokustannuksista on pidettävä ainoastaan suuntaa-antavina. 2.1 Uusiutuvat energialähteet 2.1.1 Tuulivoima Tekninen suorituskyky Tuulen tehosisältö on suoraan verrannollinen tuulen nopeuden kolmanteen potenssiin. Tästä johtuen tuulivoimalan tuottama teho kasvaa nopeasti tuulen nopeuden kasvaessa. Näin ollen tuulisuusoloilla on ratkaiseva vaikutus tuulivoiman tuotannon taloudellisuuteen. Tuulen nopeuden ajalliset vaihtelut ulottuvat erittäin nopeista, muutaman sekunnin sisällä tapahtuvista vaihteluista aina vuorokausi- ja vuodenaikavaihteluihin asti. Myös eri vuosien välillä on huomattavia eroja tuulen vuotuisessa keskinopeudessa. Peräkkäisinä vuosina tuulivoimalan tuotannossa saattaa olla 30-40 %:n eroja. Suomessa vuodenaikavaihtelut ovat sikäli suotuisia, että kylmempinä talvikuukausina keskituulennopeudet ovat suurimmillaan. Toisaalta peräkkäisten talvien ja kuukausien erot ovat suuria. Varsinkin leudompina talvina sähkön tarpeen maksimi osuu lähelle parhaita tuulisuusaikoja. (Motiva, 1999) Tuulen nopeus lähellä maan pintaa pienenee mm. kasvillisuuden ja rakennusten vaikutuksesta. Näin ollen tuulen nopeus kasvaa ylöspäin mentäessä ja kasvu on sitä voimakkaampaa mitä peitteisempää maasto on. Myös pinnanmuodot vaikuttavat tuulen nopeuteen, esim. mäen laella tuulen nopeus on lähellä maan pintaa suurempi kuin mäen alla. (Tammelin, 1991) Käytännössä tuulivoimalan roottorihyötysuhteet ovat maksimissaan 50 %:n luokkaa. Häviöitä syntyy mm. virtauksen turbulenttisuudesta sekä lapaprofiilin ja roottorin pyörimisnopeuden epäoptimaalisuudesta. Roottorin lisäksi hyötysuhdehäviöitä syntyy mekaanisessa voimansiirrossa, generaattorissa, muuntajassa ja kaapeleissa, mutta nämä eivät ole kovin merkittäviä. Vuositasolla tuulivoimalan keskihyötysuhteen ratkaisee, kuinka hyvin voimala on optimoitu kyseiseen sijoituspaikkaan. Koska tuulivoimalan tuottama teho riippuu voimakkaasti tuulen nopeudesta, on voimalan tuotantoa arvioitaessa oleellista selvittää tuulen nopeuksien tilastollinen jakauma ja ajalliset vaihtelut kyseisessä kohteessa. (Motiva, 1999) Nykyiset kaupalliset tuulivoimalat ovat enimmäkseen vaaka-akselisia, kolmilapaisia ja niiden roottori on torniin nähden tuulen yläpuolella. Myös pystyakselisia, esim. Darrieus-, Musgrove- ja Savonius-roottoreita on kokeiltu piensovelluksissa (alle 100 kw). Tornin korkeus on yleensä 50-90 m ja roottorin halkaisija 40-70 m. Torni on eurooppalaisissa laitoksissa putkirakenteinen terästorni ja se on kiinnitetty betoniseen perustukseen. Konehuone on tornin päässä ja se sisältää vaihteiston, generaattorin sekä säätö- ja ohjausjärjestelmät. Vaihteisto muuttaa roottorin matalan kierrosluvun (10-40 rpm) generaattorille sopivaksi (1000-1500 rpm). Generaattori on yleensä 4-8

tai 6-napainen epätahtigeneraattori, jolloin sen pyörimisnopeus määräytyy sähköverkon taajuudesta. Erilliset moottorit kääntävät konehuonetta tuulen suuntaan suunta-anturin ja säätölaitteen avulla. Konehuoneen runko ja kuori valmistetaan yleensä teräksestä tai lasikuidusta. Roottorin lavat valmistetaan nykyään yleisimmin komposiittimateriaaleista, joissa käytetään lasikuitua ja joskus myös hiilikuitua tai puuta yhdessä epoksin tai polyesterin kanssa. Lavat toimivat myös voimalan tehonsäätö- ja pysäytysmekanismina. Tehoa säädetään joko sakkaukseen tai lapakulman säätöön perustuen. Laitoksen pysäytys tapahtuu kärkijarrujen avulla (sakkaussäätö) tai kääntämällä koko lapa pois tuulesta (lapakulmasäätö). (Motiva, 1999) Tuulivoimalan tyypilliset tekniset ominaisuudet on esitetty taulukossa 1. Suomessa 1990-luvun alussa rakennettujen ensimmäisten tuulivoimaloiden nimellisteho oli vain 200-300 kw. Uusimpien (v. 1999) Suomessa rakennettujen tuulivoimalayksiköiden nimellisteho on vaihdellut 600 ja 1300 kw:n välillä (Holttinen ym., 2001). Kehitys on kulkenut jatkuvasti kohti suurempia yksikkökokoja, koska investointikustannukset/kw pienenevät yksikkökoon kasvaessa. Lisää kustannussäästöjä saadaan rakentamalla useamman voimalan tuulipuistoja. Tällä hetkellä Euroopassa rakennetaan yleisesti jo 2 MW:n voimaloita ja markkinoiden suurin voimala on 2,5 MW. Merelle rakennettaviin off-shore tuulipuistoihin on suunniteltu tulevaisuudessa jopa 5 MW:n voimaloita. Taulukko 1. Tuulivoimalan tyypilliset tekniset ominaisuudet (Holttinen ym., 2001) Nimellisteho (kw) 0,1-2500 Huipunkäyttöaika (h) 2000-2800 Tekninen käytettävyys (%) 94-99 Käyttöikä (vuotta) 20 Taloudellisuus Tuulivoima on investointivaltainen sähköntuotantomuoto. Vuotuiset käyttö- ja kunnossapitokustannukset ovat ainoastaan 2 %:n luokkaa investointikustannuksista. Investointikustannukset koostuvat tuulivoimalan hankintahinnasta, infrastruktuurista (tie, sähköverkko), voimalan kuljetus- ja pystytyskustannuksista sekä suunnittelukustannuksista. Käyttö- ja kunnossapitokustannukset koostuvat huolto- ja korjauskustannuksista, vakuutuksista sekä hallinta- ja valvontakustannuksista. Tuotantokustannukset riippuvat ratkaisevasti voimalan teknisestä käytettävyydestä sekä tuulisuusoloista. Yleensä 2-5 vuoden takuuajalle taataan 95-97 %:n käytettävyys, joka todennäköisesti alenee voimalan ikääntyessä. Useissa kansainvälisissä tutkimuksissa 20 vuoden käyttöikää pidetään realistisena, vanhimmat tanskalaiset voimalat ovat jo ylittäneet tämän. Voimalan tuottamaa sähkömäärää tarkastellaan yleensä huipunkäyttöajan (vuosituotanto / nimellisteho) avulla. Suomen oloissa huipunkäyttöaika on rannikoilla ja saaristossa hyvissä kohteissa 1800-2500 h/a, tuntureilla ja merellä voidaan päästä jopa 3000 h/a tasolle. (Motiva, 1999) Sijoituspaikalle toimitetun ja valmiille perustukselle pystytetyn tuulivoimalan investointikustannus on nykyään noin 750-850 euro/kw. Tämän lisäksi tulee tienrakennuksen, sähkötöiden ja perustustöiden sekä voimalan suunnittelun ja koordinoinnin kustannukset. Jos samaan paikkaan sijoitetaan usean voimalan tuulipuisto, säästetään näissä kustannuksissa. Kokonaisinvestoinnit ovat yleensä noin 1000 euro/kw. Edullisin Suomessa rakennettu voimala (Eckerö 500 kw, 1995) on maksanut 800 euro/kw. (Motiva, 1999) 9

Yhteenveto tuulivoiman kustannuksista on esitetty taulukossa 2. Tuotantokustannuksissa päästään Suomessa rannikoilla ja saaristossa parhailla sijoituspaikoilla tällä hetkellä alle 4 c/kwh (ilman verohelpotuksia ja investointitukia), tulevaisuudessa on suurimmissa voimaloissa mahdollista päästä lähelle 3 c/kwh. Offshore-tuulivoimatuotannon kustannustaso on tällä hetkellä noin 5-6 c/kwh, mutta kustannusten lasku on todennäköistä, koska merirakentaminen on Euroopassa vasta alussa (Savolainen ym., 2001). Taulukko 2. Tuulivoiman kustannukset (1 MW:n voimalalle) Investointi (euro/kw e ) 900-1100 Käyttö ja kunnossapito (c/kwh) 0,8-1,2 Tuotantokustannus (c/kwh) * 4-5 *) Arviossa käytetty huipunkäyttöaikaa 2500 h ja käyttöikää 20 vuotta Sijoituskohteet Tuulivoiman parhaita sijoituskohteita ovat: rannikoiden tuulipuistot off-shore tuulipuistot tunturit ja vuoristot sisämaa alavilla seuduilla (esim. Saksassa ja Tanskassa) stand-alone -järjestelmät (esim. tuuli-diesel -voimalat) 2.1.2 Pien- ja minivesivoima Vesivoima voidaan jaotella suur-, pien- ja minivesivoimaan voimalan nimellistehon perusteella. Suurvesivoimalla tarkoitetaan nimellisteholtaan yli 10 MW:n, pienvesivoimalla 1-10 MW:n ja minivesivoimalla alle 1 MW:n tehoista vesivoimaa (Tuhkanen & Pipatti, 1999). Tämä kokoluokittelu perustuu Tilastokeskuksen käyttämään jaotteluun, mikä saattaa poiketa muissa maissa käytettävästä jaottelusta. Hajautetuksi energiantuotannoksi lasketaan tässä raportissa kaikki alle 10 MW:n pien- ja minivesivoima. Tekninen suorituskyky Vesivoiman yhteenlaskettu nimellisteho oli vuoden 2001 alussa noin 3000 MW (Tilastokeskus, 2001). Tästä alle 1 MW:n minivesivoimaa oli noin 40 MW ja 1-10 MW:n pienvesivoimaa noin 284 MW (Helynen ym., 1999). Vuonna 2000 tuotettiin pien- ja minivesivoimaloissa yhteensä 1174 GWh, mikä vastaa suunnilleen vuosien 1990-1999 keskituotantoa (Tilastokeskus, 2001). Huipunkäyttöajaksi saadaan näin ollen noin 3600 tuntia. Rakentamatonta vesivoimapotentiaalia on eniten (noin 1200 MW) suojelluissa vesistöissä, joita ei kuitenkaan ole laskettu tässä raportissa teknisen potentiaalin piiriin. Suojelemattomissa vesistöissä on pien- ja minivesivoiman uudisrakennuspotentiaalia noin 460 MW. Lisäksi on vanhojen voimaloiden rakennusasteen noston sekä generaattorien ja turbiinien kunnostuksen ja uusimisen avulla saatavissa lisäkapasiteettia noin 320 MW. Vesivoimaloita joudutaan uusimaan keskimäärin noin 30 vuoden välein. (Helynen ym., 1999) Vesivoimalan hyötysuhde riippuu jonkin verran käytettävästä tekniikasta. 1970-luvulta lähtien pienvesivoimaloissa on pääsääntöisesti käytetty vaaka-akselista Kaplan-putkiturbiinia, jonka 10

hyötysuhde on noin 87-93 % (kun joen virtaama on 30-100 % maksimivirtaamasta) (Oksanen, 1992). Generaattorin hyötysuhteen ollessa 93-95 %, päästään noin 80-85 %:n kokonaishyötysuhteeseen. Kaplan-turbiinin hyvä hyötysuhde perustuu hyvään säädettävyyteen. Potkuriturbiinien säädettävyys on huono, kiinteäsiipisiä turpiineja käytettäessä voimalan säätö toteutetaan varustamalla voimala usealla erikokoisella turbiinilla ja yhdistelemällä niitä sopivasti. Potkuriturpiineilla hyötysuhde putoaa lähes lineaarisesti virtaaman pienentyessä (Oksanen, 1992). Uudentyyppisissä kompaktiturpiineissa (Waterpumps WP Oy) turbiini, generaattori ja sulkulaite ovat yhteenrakennettuna asennusvalmiina yksikkönä, joka voidaan sijoittaa suoraan vesiteihin. Suuremmat yksiköt (yli 500 kw) ovat kompaktiturpiineissa ns. monigeneraattoriturpiineja, joissa turbiini pyörittää useampaa generaattoria hammaspyörän välityksellä. Pien- ja minivesivoimalan tyypilliset ominaisuudet on esitetty taulukossa 3. Taulukko 3. Pien- ja minivesivoimalan tyypilliset tekniset ominaisuudet Nimellisteho (kw) * 20-10000 Huipunkäyttöaika (h) ** 3500-5000 Hyötysuhde (%) 80-85 Käyttöikä (vuotta) 30-50 *) Vesivoimalan teho voi ylittää 10 MW, mutta tässä selvityksessä on mukana vain alle 10 MW pien- ja minivesivoima **) Nykyisin rakennettavat pien- ja minivesivoimalat mitoitetaan suuremmalle huipunkäyttöajalle kuin olemassaolevat Taloudellisuus Vesivoiman rakentaminen on pääomavaltaista eli tuotantokustannukset muodostuvat investoinneista ja rahoituksen edullisuudesta. Rahoitusmahdollisuudet vaihtelevat suuresti riippuen siitä, onko toteuttaja voimayhtiö vai yksityinen pienvesivoimarakentaja. Ongelmana on, samoin kuin tuulivoimalla, että pienelle yritykselle on vaikeata hankkia asiakkaita ja pienvesivoiman tuottajat joutuvat sopimaan järjestelyistä jonkun suuremman energiayhtiön kanssa. (Helynen ym., 1999) Pien- ja minivesivoiman tyypilliset kustannukset on esitetty taulukossa 4. Kustannuksiin vaikuttaa ratkaisevasti sijoituskohde eli ovatko pato ja kanavat valmiiksi rakennettu vai ei. Vuosina 1980-1990 valmistuneiden laitosten kokonaiskustannuksista keskimäärin lähes 40 % muodostui padosta ja kanavista (Oksanen, 1992). Koneasemat ja rakenteet muodostivat noin neljänneksen kokonaiskustannuksista, niiden osuus on tosin laskenut ns. pakettiturbiinien myötä, jotka yksinkertaistavat rakennustöitä ja vähentävät kustannuksia. Turbiinin osuus kokonaiskustannuksista on 30-70 %. Taulukko 4. Pien- ja minivesivoiman kustannukset Investointi (euro/kw e ) 1200-2000 Käyttö ja kunnossapito (c/kwh) 0,4-1,0 Tuotantokustannus (c/kwh) * 2,5-4 *) Arviossa käytetty huipunkäyttöaikaa 4000 h ja käyttöikää 30 vuotta Sijoituskohteet Pien- ja minivesivoiman tyypillisiä rakennuskohteita ovat: uudet kohteet suojelemattomissa vesistöissä käytöstä poistettujen kohteiden tilalle rakennettavat (vanhat myllyt, padot, voimalat) vanhojen laitosten uusiminen, tehonkorotukset ja ohijuoksutusten hyödyntäminen 11

2.1.3 Aurinkosähkö ja -lämpö Tekninen suorituskyky Aurinkoenergian saatavuus riippuu lähinnä paikallisesta leveysasteesta ja sääolosuhteista. Suomessa vuotuinen säteilyenergia vaakasuoralle pinnalla on Helsingissä (leveysaste 60º) keskimäärin 940 kwh/m 2, Jyväskylässä (62º) 880 kwh/m 2 ja Sodankylässä (67º) 790 kwh/m 2 ; Keski-Euroopassa (n. 50º) se on noin 900-1100 kwh/m 2. Etelään suunnatulle pystysuoralle pinnalle saadaan Suomessa lähes yhtä paljon kuin vaakasuoralle pinnalle ja optimaaliselle kallistuskulmalle (45º vaakatasosta) Helsingissä noin 1160 kwh/m 2. (Vartiainen, 2000) Aurinkoenergian saatavuuden lisäksi tuotetun energian määrän vaikuttaa järjestelmän hyötysuhde. Kaupallisten aurinkosähköpaneeleiden hyötysuhde vaihtelee amorfisten piipaneeleiden (a-si) noin 4-7 %:ista kidepiipaneeleiden (c-si) 10-12 %:iin. Järjestelmän hyötysuhdetta pienentää entisestään vielä invertterin hyötysuhde (noin 90 %), mikäli paneelien tuottama tasasähkö täytyy muuttaa vaihtosähköksi. Lisäksi hyötysuhde pienenee paneelin lämpötilan kasvaessa. Aurinkopaneeleiden nimellistehot ilmoitetaan yleensä auringon säteilyteholla 1000 W/m 2, mikä vastaa suunnilleen kirkkaalla auringonpaisteella kohtisuoraan aurinkoa suunnatulle tasolle saatavaa säteilyä. Tässä raportissa on käytetty aurinkoenergian huipunkäyttöaikana 1000 tuntia vuodessa, mikä vastaa suunnilleen Jyväskylän ja Sodankylän keskiarvoa 30º vaakatasosta kallistetulle pinnalle (tyypillinen vinokattoisen rakennuksen kallistus). Koska aurinkopaneeleissa ei ole liikkuvia osia, ne eivät vaadi juurikaan huoltoa ja ne eivät kulu helposti. Nykyään paneeleille luvataan jopa 25 vuoden tekninen takuu, mutta mahdollinen elinikä on jopa 40-50 vuotta. Kaupallisista aurinkosähköpaneeleista ei kuitenkaan ole vielä näin pitkiä kokemuksia. Amorfisesta piistä valmistettujen paneelien hyötysuhde pienenee iän myötä, mutta uusimman sukupolven a-si-paneeleillekin ennustetaan 20 vuoden käyttöikää. Aurinkolämpökeräinjärjestelmien hyötysuhde puolestaan vaihtelee 30-40 %:n välillä. Hyötysuhteeseen vaikuttaa keräimen ja ulkoilman lämpötila, hyötysuhde on sitä parempi mitä matalammassa lämpötilassa sitä käyttää. Hyötysudetta voidaan parantaa käyttämällä keräinmateriaalina ns. selektiivisiä pinnoitteita, jotka absorboivat hyvin auringon säteilyn aallonpituuksilla ja heijastavat huonosti lämpösäteilyä. Aurinkokeräinten käyttöikä on parhaimmillaan noin 20 vuotta. Huoltokustannuksia aiheuttaa lähinnä lämmönsiirtonesteen vaihto, joka tulee suorittaa 4-7 vuoden välein (Retscreen). Aurinkosähköpaneelien ja -lämpökeräimien tyypilliset ominaisuudet on esitetty taulukossa 5. Huomattakoon että aurinkosähköjärjestelmät koostuvat yleensä useista aurinkopaneeleista, jotka voidaan kytkeä rinnan ja sarjaan halutun jännite- ja tehotason saavuttamiseksi. Tyypillinen kesämökkijärjestelmän teho on 50-100 W, pientaloissa 1-3 kw ja toimistorakennuksissa yli 10 kw. Myös aurinkolämpöjärjestelmät koostuvat yleensä useammasta aurinkokeräimestä. Taulukko 5. Aurinkosähköpaneelien ja -lämpökeräimien tyypilliset tekniset ominaisuudet Aurinkosähkö Aurinkolämpö kiteinen pii amorfinen pii Yksikköteho (kw) 0,01-0,1 0,004-0,012 0,3-0,8 (1-2 m 2 ) Huipunkäyttöaika (h) 900-1100 Hyötysuhde (%) 10-12 4-7 30-40 Käyttöikä (vuotta) 25 20 20 12

Taloudellisuus Aurinkoenergian kustannukset on esitetty taulukossa 6. Kustannukset on ilmoitettu kokonaisille järjestelmille. Aurinkosähköjärjestelmien hinta on tällä hetkellä 6500-10000 euro/kw p. Vuoteen 2010 mennessä on arvioitu 3000-5000 euro/kw p olevan mahdollista. Jos aurinkopaneeli integroidaan rakennukseen, voidaan sillä korvata muuta julkisivurakennusmateriaalia. Tästä aiheutuva kustannussäästö voi olla asuinrakennuksissa luokkaa 150-500 euro/kw p ja arvo- tai toimistorakennuksissa jopa 700-1700 euro/kw p. Aurinkolämpöjärjestelmien hinta on luokkaa 300-600 euro/m 2, mikä tekee noin 800-1600 euro/kw. (Solpros, 2001) Taulukko 6. Aurinkoenergian kustannukset (Solpros, 2001; Ross & Royer, 1999) Aurinkosähkö Aurinkolämpö nykyhinta hinta-arvio 2010 nykyhinta hinta-arvio 2010 Investointi (euro/kw p ) 6500-10000 3000-5000 800-1600 400-800 Käyttö ja kunnossapito (c/kwh) 0,2-0,5 0,3-1,0 Tuotantokustannus (c/kwh) * 45-70 20-35 7-14 4-7 *) Arvioissa käytetty huipunkäyttöaikaa 1000 h ja käyttöikää 25 vuotta aurinkosähkölle ja 20 vuotta aurinkolämmölle Käyttökohteet Aurinkosähkön tyypillisiä käyttökohteita ovat: rakennusten katot ja julkisivut kesämökit ja lomakylät syrjäseutujen erikoissovellukset Aurinkolämmön käyttökohteita ovat mm.: asuintalojen lämmin käyttövesi ja lämmitys maaseudun sovellukset kuten viljan kuivatus hotellit urheiluhallit ja uima-altaat leirintäalueet aluelämpöjärjestelmässä kesäajan täydentävänä energialähteenä 2.1.4 Lämpöpumput Tekninen suorituskyky Yleisimmän lämpöpumpun toiminta perustuu sopivan väliaineen eli kylmäaineen vuoroittaiseen höyrystämiseen ja lauhduttamiseen. Höyrystimeen lämmönlähteestä otetulla lämmöllä höyrystetään kylmäaine, jolloin lämmönlähde jäähtyy. Höyry imetään kompressoriin ja puristetaan korkeampaan paineeseen, jolloin höyry lämpiää. Paine ja lämpötila nousevat tasolle, jolla höyry pystyy lauhtumaan lauhduttimessa. (TTKK, 1996) Maalämpöpumpuissa lämmönlähteenä käytetään maaperää, joko 1-1,5 m:n syvyyteen asetettavalla vaakaputkituksella, kallioon porattavalla pystyputkituksella tai porakaivoon asetetulla 13

putkituksella. Lämmönlähteenä voidaan käyttää myös vesistöjä, jolloin lämmönkeruuputkisto ankkuroidaan sopivan vesistön pohjalle. Maalämpöpumppu soveltuu parhaiten pohjoisiin oloihin, sillä kylmässä ilmastossa se tarjoaa varmimman ja tasaisimman lämmönlähteen ympäri vuoden. Lämpimässä ilmastossa ulkoilma on yleisempi lämmönlähde. (TTKK, 1996) Poistoilmalämpöpumpuissa lämmönlähteenä käytetään rakennuksesta ilmanvaihtolaitteilla poistettavaa sisäilmaa. Poistoilmalämpöpumppu voi luovuttaa lämpönsä käyttöveteen, lämmitysverkon veteen tai sisäänpuhallusilmaan. Monissa poistoilmalämpöpumpuissa on oma puhallinyksikkö, jolloin uudessa rakennuksessa ei tarvita erillistä ilmanvaihtolaitteistoa. Poistoilmalämpöpumppua voidaan käyttää kesällä myös jäähdytykseen. Ulkoilmalämpöpumpuissa lämpö otetaan ulkoilmasta yleensä puhallinpatterilla. Lämmönjako voi tapahtua ilmalla tai vesikierrolla. Ulkoilmalämpöpumpulla voidaan tuottaa Etelä-Suomessa varsin suuri osa pientalon lämmitystarpeesta, mutta pohjoisempana sen käyttö ei ole yhtä kannattavaa. (TTKK, 1996) Lämpöpumppujen lämpökerroin eli tuotetun lämmön suhde käyttöenergiaan, joka tyypillisesti on sähkö, riippuu lämmönlähteen ja tuotetun lämmön lämpötilasta. Tyypillisesti maalämpöpumppujen lämpökerroin on ollut 2,6-3,6, parhaimmillaan jopa yli 4. Poistoilmalämpöpumppujen keskimääräinen lämpökerroin on vuositasolla 1,5-2,2 ja ulkoilmalämpöpumpuilla 1,0-2,0 (Sulpu). Tässä raportissa on lämpöpumppujen lämpökertoimeksi käytetty maalämpöpumppuja vastaavaa arvoa 3. Taulukossa 7 on esitetty tyypilliset tekniset ominaisuudet maalämpöpumpuille. Taulukko 7. Maalämpöpumppujen tyypilliset tekniset ominaisuudet Nimellisteho (kw) 4-45 Huipunkäyttöaika (h) 2000-3000 Hyötysuhde (%) 60-75 Käyttöikä (vuotta) 20 Taloudellisuus Lämpöpumppua ei normaalisti mitoiteta kattamaan rakennuksen koko lämmitysenergiantarvetta, koska tällöin käyttöaste jäisi liian alhaiseksi, jotta investointi olisi kannattava. Lämpöpumpun tehon ylittävä osa tuotetaan jollakin lisälämmönlähteellä, kuten sähkövastuksella, öljykattilalla tai tulisijalla. Lämpöpumppu kannattaa mitoittaa noin 40-60 % rakennuksen mitoitustehosta, jolloin pystytään tuottamaan 80-90 % vuotuisesta lämmitysenergiantarpeesta. Koska lämpöpumpun investointikustannus lämmitystehoyksikköä kohti kasvaa merkittävästi lämpöpumpun tehon pienentyessä, on investointi sitä kannattavampi mitä suurempi on rakennuksen vuotuinen lämmitysenergiantarve. Lämpöpumppujen tyypilliset kustannukset on esitetty taulukossa 8. Investointi on laskettu lämpöteholle, josta noin kolmannes on lämpöpumpun tarvitsemaa ulkopuolista tehoa. Käyttö- ja ylläpito- sekä tuotantokustannukset on laskettu saadulle nettoenergialle. Taulukko 8. Lämpöpumppujen tyypilliset kustannukset. Investointikustannuksiin vaikuttaa merkittävästi maalämpöpumpuissa maaperä, johon putkitus asennetaan. Investointi (euro/kw p ) 900-1800 Käyttö ja kunnossapito (c/kwh) 0,2-0,6 Tuotantokustannus (c/kwh) * 4-8 *) Saatua nettoenergiaa kohti (lämpökerroin 3). Arviossa käytetty huipunkäyttöaikaa 3000 h ja käyttöikää 20 vuotta. 14

Käyttökohteet Lämpöpumppujen parhaita käyttökohteita ovat: uudistalot joissa on vesikiertoinen lämmitysjärjestelmä (maa- ja poistoilmalämpöpumput) suorasähkölämmitteiset rakennukset (ulkoilmalämpöpumput) hotellit ja kylpylät jäteveden puhdistamot teollisuuden erityissovellukset kuten puutavaran kuivaus lämpökeskukset 2.1.5 Biomassakattilat Tekninen suorituskyky Biomassalle soveltuvissa kattiloissa käytetään kolmea eri polttotapaa: arinapolttoa, kaasutuspolttoa ja leijupolttoa. Arinapoltto on yleisin polttotapa alle 5 MW th :n kokoluokassa. Isossa kokoluokassa (yli 20 MW th ) uudet polttotekniikat, erityisesti leijupoltto, ovat syrjäyttämässä arinapolttotekniikan. Tehoalueella 2-15 MW th käytetään myös kaasutuspolttoa. (Motiva, 2000) Arinapoltto edustaa perinteistä polttotekniikkaa. Arinoiden rakenteet riippuvat polttoaineesta ja kattilan koosta. Erilaisia arinatyyppejä ovat mm. kiinteä tasoarina, kiinteä viistoarina, mekaaninen viistoarina, ketjuarina sekä erikoisarinat kuten jätteenpolttoarina. Usein käytetään myös em. tyyppien yhdistelmiä. Pienet arinat ovat useimmiten ilmajäähdytteisiä, suuret ovat pääsääntöisesti vesijäähdytteisiä ja jäähdytys on osana kattilan vesikiertoa. (Altener, 1998) Mekaanisissa arinoissa uutena ratkaisuna on pyörivä kekoarina, jossa arina on jaettu vyöhykkeisiin, joista esim. joka toinen pyörii. Ratkaisua on sovellettu erittäin märän puujätteen polttoon. Pienimmässä kokoluokassa arinat ovat tyypillisesti kiinteitä tasoarinoita ja polttoaine syötetään käsin. Pienet arinakattilat jaetaan yläpalo- ja alapalokattiloihin. Yläpalokattiloissa koko polttoainepanos syötetään kerralla tulipesään, jolloin palamisolosuhteet vaihtelevat jatkuvasti ja päästöt ovat suurempia kuin muissa kattilatyypeissä. Alapalokattiloissa palaminen ja polttoaineen lisääminen on jatkuvaa, jolloin palamisolosuhteet eivät muutu ja päästöt ovat pienemmät. Polttoaineen syötössä voidaan käyttää myös stokeria, joka annostelee polttoainetta ja säätelee palamista automaattisesti. Polttoaineena biomassakattiloissa voidaan käyttää hakkuutähteiden (hukkarunkopuut, latvusmassa, pieniläpimittainen kokopuu) lisäksi haketta, puun kuoria, sahanpurua, kutterilastua, pellettejä tai brikettejä sekä turvetta ja kierrätyspolttoainetta (seospolttoaineena). Puupolttoaineen haketus tapahtuu joko korjuupaikalla, tienvarsivarastolla tai käyttöpaikalla. Pelletit ja briketit valmistetaan yleensä sahanpurusta ja puusepänteollisuuden jätteistä. Puubriketit ovat läpimitaltaan yli 25 mm:n pyöreitä tai kulmikkaita puristeita. Lyhyiden ja sylinterimäisten puupellettien läpimitta on yleensä 5-12 mm. Näiden jalosteiden etuja ovat yhtenäinen laatu ja hyvä energiasisältö, mitkä helpottavat polttoaineen syöttöä ja palamisen säätöä. (Motiva, 2000) Biomassakattiloiden tyypilliset tekniset ominaisuudet on esitetty taulukossa 9. Kattiloiden nimellistehot voivat ylittääkin 10 MW, mutta tässä raportissa on tarkasteltu ainoastaan alle 10 MW:n hajautettua tuotantoa. Huipunkäyttöaika vaihtelee paljon, se voi olla pienkäytössä alle 1000 tuntia, mutta kaukolämpövoimalassa lähelle 4000 tuntia. Hyötysuhde voi isoissa kattiloissa 15

kuivalla polttoaineella haketta tai puupellettejä käytettäessä nousta yli 90 %:n. Pienkäytössä hyvän puukattilan vuosihyötysuhde on yli 70 % (Savolainen ym., 2001). Taulukko 9. Biomassakattiloiden tyypilliset tekniset ominaisuudet Nimellisteho (kw th ) * 10-10000 Huipunkäyttöaika (h) 1000-4000 Hyötysuhde (%) 70-90 Käyttöikä (vuotta) 20 *) Nimellisteho voi ylittää 10 MW, mutta tässä selvityksessä on tarkasteltu vain alle 10 MW biomassakattiloita Taloudellisuus Biomassakattiloiden tyypilliset kustannukset on esitetty taulukossa 10. Kattiloiden hinnat ovat pienessä kokoluokassa 50-100 euro/kw, isossa kokoluokassa alle 50 euro/kw. Tämän lisäksi tulee polttoaineen syöttöjärjestelmästä kustannuksia 100-150 euro/kw. Käyttö- ja kunnossapitokustannuksia aiheuttavat mm. kattiloiden puhdistus, tuhkanpoisto ja nuohous. Tärkein biomassalla tuotetun lämmön hintaan vaikuttava tekijä on polttoaineen hinta, joka puolestaan riippuu korjuu-, kuljetus- ja käsittelykustannuksista. Esimerkiksi metsähakkeiden maksimikuljetusmatkat ovat jalostamattomina alle 150 km. Polttoaineen hinta voi vaihdella paljon käyttökohteen ja polttoainetyypin mukaan. Uusiutuvien energialähteiden edistämisohjelmassa on oletettu biopolttoaineiden olevan kilpailukykyisiä useissa käyttäjäryhmissä hintatasolla 0,75 c/kwh, mikä vastaa hakkuutähdehakkeen hintaa kuljetusmatkalla 50 km (Helynen ym., 1999). Pienkäytössä valmiiden puupellettien toimitushinnat ovat luokkaa 2-3 c/kwh (Biowatti, 2002). Taulukko 10. Biomassakattiloiden lämmöntuotannon kustannukset Investointi (euro/kw th ) 100-200 Käyttö ja kunnossapito (c/kwh) 0,1-0,2 Polttoaine (c/kwh) 0,7-3 Tuotantokustannus (c/kwh) * 1-5 *) Arviossa käytetty huipunkäyttöaikaa 1000-3500 h ja käyttöikää 20 vuotta Käyttökohteet omakotitalokattilat kiinteistökattilat alue- ja kaukolämmityskattilat teollisuuskattilat 16

2.2 Pienimuotoinen CHP Tässä luvussa esitetyt eri CHP-teknologioiden investointikustannukset on esitetty CHP-laitteen sähkötehoa kohti. Investointikustannukset sisältävät sekä sähkön että lämmön tuotantoon tarvittavat komponentit. Käyttö- ja kunnossapitokustannukset on esitetty tuotettua sähköyksikköä kohti. Polttoainekustannuksena on käytetty keskimääräistä vuoden 2001 suurasiakkaan maksamaa maakaasun hintaa 1,7 c/kwh, mikä vastaa noin 2 c/kwh tuotettua energiayksikköä (lämpö + sähkö) kohti. Tuotantokustannukset on laskettu tuotettua energiayksikköä (sähkö + lämpö) kohti käyttäen huipunkäyttöaikaa 5000 h ja käyttöikää 15 vuotta. 2.2.1 Kaasu- ja dieselmoottorit Moottorivoimala koostuu mäntämoottorista ja siihen liitetystä generaattorista. CHP-käytössä sähkön lisäksi hyödynnetään myös prosessissa syntyvä lämpö. Moottorivoimalaitokselle on tyypillistä korkea sähköhyötysuhde, laaja tehoalue sekä monipuolinen polttoainevalikoima. Moottorivoimalaitoksen etuja ovat lisäksi lyhyt rakennusaika sekä modulaarisuus, jolloin haluttu tehotaso voidaan saavuttaa kytkemällä useita standardoituja moduuleita yhteen. Tekninen suorituskyky Tehon perusteella moottorit voidaan jakaa usealla eri tavalla. Tässä selvityksessä tehoalue on jaettu suorituskykyarvoja vertailtaessa kolmeen osaan: alle 200 kw, 200-2000 kw ja yli 2000 kw. Pienimmässä teholuokassa tarkastellaan niin pieniä moottoreita kun on yhteistuotantoon saatavissa ja suurimmassa teholuokassa tarkastelu ulotetaan aina 10 MW saakka. Pienet, alle 200 kw moottorit perustuvat tavallisesti autojen dieselmoottoreihin, joihin on lisätty kipinäsytytys. Tätä suuremmissa moottoreissa käytetään joko kipinä- tai puristussytytystä. Aivan pienimpiä moottoreita lukuun ottamatta kaikki alle 1 MW:n sähkötehon tuottavat moottorit ovat turboahdettuja. Turboahtaminen nostaa tehoa noin 40 prosenttia verrattuna vapaasti hengittäviin moottoreihin ja mahdollistaa laihaseoskäytön, mikä alentaa typenoksidien muodostumista Kaasu- ja dieselmoottorien sähköhyötysuhde on koosta riippuen 30-45 % ja kokonaishyötysuhde 75-90 %. Sähköhyötysuhteeseen vaikuttaa laitteen koko, yleensä tehon kasvaessa päästään parempaan hyötysuhteeseen. Yhteistuotannossa kaasu- ja dieselmoottoreita käytetään joko lämpimän veden (85-100 o C) tai matalapainehöyryn (alle 20 bar) tuottamiseen. Kaasu- ja dieselmoottorien tyypilliset tekniset ominaisuudet on esitetty taulukossa 11. Taulukko 11. Kaasu- ja dieselmoottoreiden tyypilliset tekniset ominaisuudet (Caddet, 1995; Wärtsilä) < 200 kw 200-2000 kw 2-10 MW Sähköhyötysuhde (%) 30-38 35-40 40-45 Lämpöhyötysuhde (%) 45-50 45-50 45-50 Kokonaishyötysuhde (%) 75-85 80-90 85-90 Lämmöntuotto ( o C) * 85-100 85-100, höyry 85-100, höyry Peruskorjausväli (h) ** 15000-20000 20000-30000 30000-40000 Käytettävyys (%) 96 94 96 Kierrosnopeus (1/min) 1000-3000 1000-1800 600-1000 *) Pakokaasujen lämpötila dieselmoottoreissa 300-400 o C, kaasumoottoreissa 400-500 o C **) Peruskorjauksessa vaihdetaan männät, sylinterit yms.; huoltoväli (öljynvaihto) on n. 2000-5000 h 17

Polttoaineet Polttoaineen käytön perusteella moottorivoimalaitokset voidaan jakaa kaasumoottoreihin, dieselmoottoreihin ja kaksoispolttoainemoottoreihin. Kaasumoottorit ovat kaikkein käytetyimpiä jatkuvatoimisissa yhteistuotantosovelluksissa. Dieselmoottoreita käytetään paljon varavoimasovelluksissa, mutta niitä voidaan käyttää myös yhteistuotannossa, jos maakaasua ei ole saatavilla. Kaksoispolttoainemoottorit ovat teknisesti hyvin lähellä perinteisiä dieselmoottoreita. Niissä osa tehosta tuotetaan normaalisti dieselpolttoaineella ja osa imuilman mukana syötettävällä kaasulla. Imuilmaan sekoitettavaa kaasua ei tarvitse paineista, mikä tekee ratkaisusta yksinkertaisen ja pieniinkin moottoreihin soveltuvan (VTT, 1999). Myös raskas polttoöljy ja muut erikoisemmat polttoaineet, esimerkiksi Orimulsion, ovat mahdollisia. Biopolttoaineet, muun muassa erilaiset bioöljyt, ovat tutkimuksen kohteena. Taloudellisuus Taulukossa 12 on esitetty kaasu- ja dieselmoottoreihin perustuvien yhteistuotantovoimaloiden kustannukset eri kokoluokissa. Pelkän moottori-generaattoriyhdistelmän investointikustannus on noin 200-300 euro/kw, joten muiden laitteiden, rakentamisen ja asentamisen kustannusten osuus on CHP-laitoksessa varsin merkittävä. Taulukon 12 käyttö- ja kunnossapitokustannukset sisältävät sekä määräaikaishuollot että kuluvien osien uusimisen kustannukset. Pienessä kokoluokassa moottoreiden yksikkökustannuksia alentavat suuret tuotantovolyymit. Koon kasvaessa puolestaan oheislaitteiden osuus kokonaiskustannuksista vähenee. (Vanhanen & Loimaranta, 1999) Taulukko 12. Kaasu- ja dieselmoottoreihin perustuvien yhteistuotantovoimaloiden kustannukset < 200 kw 200-2000 kw 2-10 MW Investointi (euro/kw e ) 900-1400 450-1000 550-900 Käyttö ja kunnossapito (c/kwh e ) 1,3-2,2 0,7-1,7 0,4-1,1 Polttoaine (c/kwh) 2 Tuotantokustannus (c/kwh) * 3,5-4 2,5-3,5 2,5-3,5 *) Rakennusasteena (sähkön- ja lämmöntuotannon suhde) on käytetty arvoa 0,8 Käyttökohteet Kaasu- ja dieselmoottorit soveltuvat parhaiten kohteisiin, joissa on kohtuullisen tasainen sähkön ja lämmön tarve, ja joissa edellytetään hyvää sähköntuotannon hyötysuhdetta. Aivan pienimmissä sovelluksissa, kuten pientaloissa, ongelmana on moottoreiden huoltotarve ja melu. Kokoluokan kasvaessa moottorivoimalaitosten edut tulevat paremmin esille. Parhaimpia sovelluskohteita ovat: hotellit, kylpylät tms. sairaalat koulurakennukset kasvihuoneet konepajat, sahat ym. pk-teollisuus kauko- ja aluelämpöjärjestelmät 18

2.2.2 Mikroturbiinit Mikroturbiineilla tarkoitetaan yleensä kaasuturbiineja, joiden teho on 25-250 kw. Niissä on tavallisesti yksi akseli, johon generaattori, kompressori ja turbiini on laakeroitu käyttäen joko öljytai ilmalaakereita. Niiden syöttöilma paineistetaan kompressorissa ennen polttokammioon syöttämistä. Samalla voidaan hyödyntää kuumaa pakokaasua hyötysuhteen parantamiseksi. Mikroturbiinin kompressorissa ja turbiinissa kaasuvirtaukset ovat säteittäiset, toisin kuin lentokoneiden ja teollisuuden kaasuturbiineissa, joissa virtaus on aksiaalinen. Tekninen suorituskyky Käytännössä kaasuturbiinien sähköhyötysuhde riippuu voimakkaasti turbiinin tehosta. Alle 1 MW kokoluokassa sähköhyötysuhde jää ilman rekuperaattoria 25 %:n alapuolelle, kun taas noin 3 MW:sta ylöspäin voidaan saavuttaa 30 prosentin sähköhyötysuhde. CHP-sovelluksissa kaasuturbiinivoimaloiden kokonaishyötysuhde on 75-85 %, sillä pakokaasujen lämmöntalteenotto on tehokasta. Turbiinista tulevan kaasun lämpötila on tyypillisesti 450-550 o C, jolloin sitä voidaan helposti hyödyntää höyryn tuottamiseen. Teoreettisesti hyötysuhdetta voidaan parantaa nostamalla turbiiniin syötettävän kaasun lämpötilaa. Käytännössä tällöin joudutaan turvautumaan keraamisiin materiaaleihin. Taulukossa 13 on esitetty mikroturbiinien (25-250 kw) tyypilliset tekniset ominaisuudet. Taulukko 13. Mikroturbiinien tyypilliset tekniset ominaisuudet (Caddet, 1993; 1995; Turbec) Yksikköteho (kw) 25-250 Sähköhyötysuhde (%) 15-35 Lämpöhyötysuhde (%) 50-60 Kokonaishyötysuhde (%) 75-85 Lämmöntuotto ( o C) * 85-100, höyry Peruskorjausväli (h) 20000-30000 Elinikä (h) 50000-75000 *) Turbiinista lähtevän kaasun lämpötila 450-600 o C Polttoaineet Mikroturbiineissa voidaan käyttää sekä kaasumaisia että useita erilaisia nestemäisiä polttoaineita. Yleisin polttoaine on maakaasu, muita mahdollisia kaasumaisia polttoaineita ovat biokaasut, vety sekä kaasutetut kierrätyspolttoaineet ja biomassa. Nestemäisistä polttoaineista yleisimmät on dieselöljy ja nestekaasut, muita mahdollisia ovat bensiini, metanoli, etanoli ja bioöljyt. Taloudellisuus Taulukossa 14 on esitetty mikroturbiineihin perustuvien yhteistuotantovoimaloiden investointi-, käyttö- ja kunnossapito- sekä tuotantokustannukset. Mikroturbiinien kustannukset ovat nykyisin 19

noin 650 euro/kw ja niiden arvioidaan alenevan vuoteen 2010 mennessä tasolle 200-300 euro/kw. Merkittävä osa investointikustannuksista, karkeasti noin puolet, johtuu muusta kuin itse kaasuturbiinista eli lämmön talteenotosta, sähkölaitteista, rakentamisesta ja asennuksesta. Mikroturbiinien käyttö- ja kunnossapitokustannukset pienenevät tehon kasvaessa. Useat mikroturbiinien valmistajat ilmoittavat heidän tuotteidensa käyttö- ja kunnossapitokustannusten olevan alle 1,0 c/kwh. Tähän on toistaiseksi suhtauduttava varauksella, koska mikroturbiineista ei ole vielä laajoja käyttökokemuksia. (Vanhanen & Loimaranta, 1999) Taulukko 14. Mikroturbiineihin (25-250 kw) perustuvien yhteistuotantovoimaloiden nykyiset kustannukset Investointi (euro/kw e ) 1000-1700 Käyttö ja kunnossapito (c/kwh e ) 0,6-1,7 Polttoaine (c/kwh) 2 Tuotantokustannus (c/kwh) * 3-4 *) Rakennusasteena (sähkön- ja lämmöntuotannon suhde) on käytetty arvoa 0,6 Käyttökohteet Kaasuturbiinit soveltuvat parhaiten kohteisiin, joissa tarvitaan korkeata lämpötilaa tai höyryä, sillä niiden pakokaasujen lämpötila on tyypillisesti 400-600 o C. Tämän takia juuri teollisuuskohteet ovat tyypillisimpiä sovelluksia pienille kaasuturbiineille. Pientaloihin ja pieniin rivi- ja kerrostaloihin ne soveltuvat varsin huonosti, koska mikroturbiinienkin tehot ovat niihin liian suuria ja niiden käyttö osatehoilla on epätaloudellista. Asuinrakennusten vaihteleva kuormaprofiilikaan ei suosi kaasuturbiineja. Hotelleissa ja kasvihuoneissa mikroturbiinit ovat mahdollisia, mutta käytännössä kaasumoottorivoimalaitokset hallitsevat näitä markkinoita. Sopivia mikroturbiinien käyttökohteita ovat: prosessiteollisuus, esim. panimot ja elintarviketeollisuus hotellit, kylpylät tms. kasvihuoneet kauko- ja aluelämpöjärjestelmät 2.2.3 Stirling-moottorit Stirling-moottori eroaa otto- ja dieselmoottoreista siinä, että sen sylinteritila on suljettu ja palaminen tapahtuu sylintereiden ulkopuolella. Stirling-moottorissa mäntä liikkuu työkaasun paineenmuutoksen vaikutuksesta, kun sylintereitä lämmitetään ja jäähdytetään. Tavallisemmin työkaasuna käytetään joko heliumia tai vetyä. Ulkoinen lämmöntuotanto mahdollistaa erilaisten polttoaineiden, kuten maakaasun, öljyn ja jopa puun käytön. Stirling-moottoreiden etuja samankokoisiin otto- ja dieselmoottoreihin nähden ovat alemmat päästöt ja alhaisempi melutaso. Ulkoisesta palamisesta johtuen huoltoväli on pidempi, mikä on kustannusten kannalta merkittävä etu erityisesti pienessä kokoluokassa. Juuri pienessä 20