Tuulivoiman saatavuus Raahe 11.2.2014 Hannele Holttinen VTT Technical Research Centre of Finland

Place for a photo (no lines around photo) Tuulivoiman saatavuus Raahe 11.2.2014 Hannele Holttinen VTT Technical Research Centre of Finland

Sisältö Tuulivoiman lyhyt historia, tuulivoiman plussat ja miinukset Tuulivoima Suomessa, Euroopassa ja maailmalla status ja markkinanäkymät, kustannukset ja tuet Tuuliresursseista: missä tuulee ja milloin tuulivoimaa saadaan, tuotannon arvioiminen, tuulivoimaprojekti Tuulivoimatuotannon vaihtelevuus ja ennustettavuus ja missä määrin tuotantovaihtelut tasaantuvat Suomen ja Pohjoismaiden alueella Tuulivoiman saatavuus suuren sähkönkulutuksen aikaan Tuulivoima sähkömarkkinoilla ja vaikutukset sähköjärjestelmään 10/02/2014 2

Electricity from wind, history vv 1880-1910 1940-50 1980-1985 California wind rush 55 kw machines 10/02/2014 3

History of modern wind power 1970 s: small pioneering companies. Started by 10-20 kw turbines, working slowly towards larger turbines 1980 s: Californian wind rush, 50-100 kw turbines à end of subsidies à most manufacturers bankrupt Large (aviation)company MW demonstrations in Europe à no commercial success 1990 : European demand for turbines starts, Denmark, NL/Germany 4 4

Tuulivoimalaitos 10/02/2014 5

Ajurit ja esteet (drivers and barriers) Drivers/ tuulivoiman positiiviset puolet + Posiitiiviset ympäristövaikutukset + Tekninen potentiaali rajaton + Vähentää tuontiriippuvuutta. Vähentää riippuvuutta fossiilisista polttoaineista suojaus kaasun ja öljyn hintapiikeiltä + Lisää työllisyyttä, erityisesti syrjäisillä alueilla Barriers/ tuulivoiman negatiiviset puolet : Negatiiviset ympäristövaikutukset Rakennuslupien saanti, yleinen hyväksyttävyys (NIMBY) Tuottaminen sähkömarkkinoille tarvitsee taloudellista tukea Verkkoonliitäntä/sähköverkon riittävyys; tuotannonvaihtelut 6 6

Tuulivoima Suomessa, Euroopassa ja maailmalla

Tuulivoima Suomessa Target RES target 38 % 6 TWh/a (2500 MW) in 2020 (6 %), 9 TWh in 2025 Supporting measures Guaranteed price for new projects 83.5 /MWh (market based FIT) Plans 200-250 MW 2014 In building permit process 470 MW 8

Tuulivoima Suomessa elo-2013 Wind power projects in Finland (end of August 2013) Onshore: 8 100 MW Offshore: 3 000 MW Total: 11 100 MW 9 http://maps.google.fi/maps/ms?msid=214614992206218572232.00046d1215f04d21e1fdf&msa=0

Tuulivoima Europassa: 120 GW, ~7 % EU:n sähkönkulutuksesta, vahva tuulivoimateollisuus Lähes kaikki merituulivoima Euroopassa (~6500 MW) Source: EWEA Wind in Power 2013 European Statistics, www.ewea.org 10/02/2014 10

Uusi sähköntuotantokapasiteetti Euroopassa: Tuulivoimaa eniten 2008-09 Source: EWEA Annual Statistics 2013 www.ewea.org 10/02/2014 11

Euroopassa suuria tavoitteita tuulivoimalle v.2020 Tuuli- ja aurinkoenergian suunniteltu osuus sähöntuotannosta v.2020 Lähde Ruska & Kiviluoma, VTT 2011. Renewable electricity in Europe. Current state, drivers, and scenarios for 2020. Available: http://www.vtt.fi/inf/pdf/tiedotteet/2011/t2584.pdf 10/02/2014 12

Tuulivoima maailmalla: 320 GW, lisää ~40 GW/a 117 GW EU maissa, 116 GW Aasiassa (90 GW Kiina), 61 GW USAssa 2012 lopussa kapasiteettia 286 GW ja uutta rakennettiin 45 GW, markkinat noin 60 mrd 54,000 Installed Wind Power in the World - Annual and Cumulative - 350,000 45,000 300,000 MW per year 36,000 27,000 18,000 250,000 200,000 150,000 100,000 Cumulative MW 9,000 50,000 0 1983 1990 1995 2000 2006 2012 Year Source: BTM Consult - A Part of Navigant - March 2013 13 0 13

Kasvavat tuulivoimamarkkinat 2004-09 vuosittain asennettu määrä kasvoi 36%, nyt 6-10 %. 125,000 Annual Global Wind Power Development 100,000 75,000 MW 50,000 25,000 0 1990 2012 2017 2022 Source: BTM Consult - A Part of Navigant - March 2013 Offshore (Prediction) Prediction Offshore (Forecast) Forecast Existing capacity 14 14

80,000 70,000 60,000 50,000 40,000 30,000 20,000 10,000 0 Source: BTM Consult ApS - March 2010 450,000 400,000 350,000 300,000 250,000 200,000 150,000 100,000 50,000 0 Global Wind Power Status Cumulative MW by end of 2003, 2006 & 2009 Europe USA Asia Rest of World Europe Global Wind Power Projections North America 2003 (40,301 MW) 2006 (74,306 MW) 2009 (160,084 MW) Cumulative MW - Forecast 2017 & Prediction 2022 Latin America S&E Asia OECD Pacific Rest of World 10/02/2014 Source: BTM Consult - A Part of 15 Navigant - March 2013 2017 (527,381 MW) 2022 (902,883 MW)

Tuulivoiman osuus ilmastonmuutoksen hillinnässä IEA ETP skenaariot, mikäli ydinvoimaa ja hiilidioksidikaappausta ei pystytä rakentamaan paljon, tuulivoimaa tarvitaan kattamaan 18 % maailman sähköntarpeesta vuonna 2050 10/02/2014 http://www.iea.org/roadmaps/ 16

17 10/02/2014 17 http://www.iea.org/roadmaps/

Production cost estimates for Finland (2010) /MWh 140 120 100 Takuuhinta 83,5 /MWh (12 v) 80 Sähkön pörssihinta 2010 56,6 /MWh 60 x x x x x Sähkön pörssihinta 2009 37 /MWh 40 20 x 0 Pienet Käytetyt Rannikko Tunturit Sisämaa Offshore Yläraja /MWh 348 198 92 94 128 124 Alaraja /MWh 137 74 63 65 76 92 Keskiarvio /MWh 183 94 70 73 90 98 Huipunkäyttöaika h/a 1200 1500 2400 2500 2000 3300 Käyttöikä (a) 15 8 20 20 20 20 Vuosikustannus /MW 54000 21000 26000 35000 28000 75000 18

Tuulivoimarakentaminen - tukijärjestelmät 160 Syöttötariffi, takuuhintajärjestelmä (GER, AUS, FR, SP, POR, NL, FI) Vihreät sertifikaatit (SWE, IT, UK, NOR) Kilpailutus (merituulivoimalle DK/NL/UK) Investointituki (FI ja NOR 2011/12 saakka) Production Tax credits, Renewable Portfolio Standards (US) 140 120 100 80 60 40 20 0 1/2007 2/2007 3/2007 4/2007 1/2008 2/2008 3/2008 4/2008 Suomen takuuhintajärjestelmä: Tuottajat saavat sähkömarkkinoilta tuloa myydystä sähköstä. Tukea maksetaan niin että saavutetaan takuuhinta (keskimääräisen pörssihinnan ja takuuhinnan ero). 19 19

Tuulivoimarakentaminen politiikkatoimia /esteiden poistaminen Viranomaisprosessit: Maankäytön suunnittelu ja kaavoitus Luvitusprosessit Viranomaissäädökset turvarajat yms Yleinen hyväksyttävyys tiedotusta poistamaan niitä pelkoja ympäristövaikutuksista jotka perustuvat vääriin käsityksiin Verkkoonkytkentä: Muita: Verkkoonpääsy, verkon riittävyys Verkkoonliitännän vaatimukset (grid codes) Sähkön myynti Teollisuus- ja työllisyysstrategia 10/02/2014 20 Source: GWEC/IRENA: 30 Years of Policies for Wind Energy. Lessons from 12 Wind Energy Markets

Tuulivoimateknologian kehitys 21 http://www.iea.org/roadmaps/

Tuuliresurssit

Tuulivoimapotentiaali on valtava missä tuulee? 10/02/2014 23 http://www.iea.org/roadmaps/

Tarkempia tuuliatlaksia esimerkki USA 10/02/2014 24

10/02/2014 25

Wind Atlas Having a wind atlas available is important for potential site selection and preliminary planning Resolution and uncertainty of the results not enough when project planning goes to advanced stage Validation against measurements is crucial. Measurements should be: accurate representative reliable 10/02/2014 26

Wind Energy: why do we need to know about the wind? MAXIMIZE WIND POWER PRODUCTION MINIMIZE TURBINE LOADS avoiding this What is wind: Average wind speeds, directions, profiles, distributions, turbulence, gusts, extremes 27

The Wind Rose It shows the information about the distributions of wind speeds in function of the frequency of the varying wind directions It s important for a good design of the wind farm (minimize wake losses) It can give some early information about the site orography and obstacles 10/02/2014 28

The wind profile Roughness effect Height (m) Windspeed (m/s) 10/02/2014 29

The Wind Profile T γ d Labiili U Stability Effect T Neutraali T Erittäin stabiili Yläinversio ja alhaalla labiili 10/02/2014 30

Project Feasibility: From Potential Site identification to Micrositing A potential site is identified by looking at: Preliminary wind resource analysis (wind atlas or metereological station) Enviromental impact Engineering standpoint Public acceptance Once a potential site has been identified then more detailed, extensive and expensive, investigations are required in order to confirm the feasibility of the project. The wind farm energy output, and hence the financial viability of the scheme, will be very sensitive to the wind speed seen by the turbines over the life of the project. Hours Wind Speed Distribution Wind Speed as accurate as possible 10/02/2014 31

This is possible with a good combination of on-site wind measurements and wind modelling $ $ $ + = 10/02/2014 32

Tuulimittaukset

Vaisala 252 Cup Anemometers Drag device Measures the scalar wind speed Classification Calibration Heating: shaft or fully! Wind Vane Wind direction measurements Thies first class NRG 40 10/02/2014 34

Sonic anemometers Sonic anemometers measure the wind velocity by sensing the changes in the speed of sound in air. It can measure the wind vector (3D) or the component of the wind vector on the horizontal plane (2D) 2D 3D + Direction included J + No moving parts + Extremely fast sample rate (good for turbulence studies) + Heating is easier to implement than in cups - Heavy (mounting issue) - No classification so far 10/02/2014 35

Lattice Tower + Climbable The Met Mast + Easier maintenance + Sensors check up and replacement + Stronger structure (ice weight) + Allows high measurements (h>100m) Tubular Mast + Lighter + Maintenance allowed by pulling it down + Cheaper - Less visual impact - Expensive - Higher horizontal separation needed for sensor mounting 10/02/2014 36

100m Multiple Levels Measurements 80m 60m Vertical Profiles Wind speed shear Direction veer Temperature stability Backup in case of failure 40m Other measurements: Temperature, Pressure Humidity, Ice detectors Radiation, Rain Webcam 10/02/2014 37

Data Acquisition and Collection Computer Data logger + Cheaper + Stand alone + GSM connection (data by e-mail) - Limited in the number/type of sensors and type of measurements - Lapland?? Icing?? + Flexible + Full control over the measurements (averaging time, output format ) + Remote Desktop connection - Expensive (hut and power needed) Data Backups, ups, local support to enhance reliability! 10/02/2014 38

Be aware of bad mounting and icing conditions! 10/02/2014 39

Remote Sensing: Sodars Wind vector measurement by sending and receiving successive pulses of sound Scattered sound from turbulent temperature variations Doppler effect in the backscattered signal Several measurement height from 10m up to 300m for wind energy application + Low consumption + Cheap» 40 k 10/02/2014 40

Remote Sensing: Lidars Wind vector measured by sending beams of light and detecting the Doppler shift in the backscattered signal from the atmosphere Scattered light from aerosol + Silent + No background noise problems + Precise and Accurate - Expensive» 150 k 10/02/2014 41

Tuuliresurssiarviot

Wind Resource and Energy Yield Assessment Wind Speed Distribution Power Curve Hours X Power = Energy Yield Wind Speed Wind Speed 10/02/2014 43

Transferring the measured wind distribution to turbine position by flow modeling Mast measurement at hub height for every turbine of the project is not feasible 10/02/2014 44

Two groups of wind modeling tools Linear models CFD (Computational Fluid Dynamics) + Fast and simple + Wind industry standard - Not good for complex terrain - Usually embed other modules for comprehensive project planning (noise, visual impact, ) Example: WAsP, WindPro, Windfarm +/- Advanced/Complicated + CFD codes adapted to atmospheric flows + CFD is a well established technology. Application to wind energy is quite new. + Good for complex sites + Turbulence - Requires very experienced users for good results Example: Windsim, Meteodyn, In-house codes 10/02/2014 45

Simple Terrain 10/02/2014 46

Complex Terrain 10/02/2014 47

Short term forecasting = looking ahead Reliable short term prediction (~ 36 h) of future wind power generation needed to help the selling of electrity produced by a variable source like wind NWP (Numerical Weather Prediction) models derived by metereological applications to help the assessement 10/02/2014 48

Long term assessment = looking backwards Average wind conditions varies year by year A wind distribution as representative as possible of the wind conditions that the wind farm will face during its operational life is needed. MCP technique can be used to establish a prediction of the longterm wind resource 10/02/2014 49

MCP: Measure-Correlate-Predict MCP technique can be used between the reference mast and other measurement points Site Mast / Remote sensing Reference mast Metereological mast 10/02/2014 50

Wakes Analytical models for wake losses calculation built-in in linear and CFD tools Wakes = Added turbulence =loads 10/02/2014 51

Losses Wake Losses ~10% WTG availability ~ 3% Electrical losses ~ 2% Icing Losses ~ 0-50% 52

Uncertainty on assessment of annual energy production Energy production uncertainty Wind Variability ~ 8% Wind Assessment ~ 11% Power Curve ~ 6% Total 15% Power Curve 53

i.e. save 50.000 $ on measurements for a 100.000.000 $ project An example, moderately complex terrain, consequences of too much saving money Saving money=>uncertainties Don t calibrate anemometers, 10% Masts too low, 25% Poor maintenance, data less than a year, 15% Unprofessional analysis based on our experience, speed-up factor for this hill will be 8%, we do not need models. 25% TOTAL uncertainty = 40% 10/02/2014 54

Tuulivoimaprojektin muut vaiheet

10/02/2014 56

Environmental impacts +No emissions or water use, safe Lowers emissions of electricity production: CO2, SO2, NOX, particles - Visual impact in landscape Much higher than for conventional power plants (per MWh) Wind turbines can be totally removed after use (f.ex. 20 years) - Needs space 9-15 MW/km 2 But only 2 % of this used by turbines, possible to use for farming etc - Closer to turbines: noise, shadow flicker - Impact on birds (and bats): sensitive sites should be avoided - Impacts during building phase: also for road /network - Potential impacts on communication signals (telecommunication, radars) 10/02/2014 57

10/02/2014 58

Typical onshore wind turbine development timeline Offshore Report 2013 Note getting building permit can take 3-5 years World Market Update 2012 March 2013 Page 59 www.navigantresearch.com Phone: +45 97 32 52 99 / Fax: +45 97 32 55 93 2013 by Navigant Consulting, Inc For more information about Navigant, go to: www.navigant.com

10/02/2014 60

10/02/2014 61

10/02/2014 62

Place for a photo (no lines around photo) Tuulivoima sähköjärjestelmässä

Tuulivoiman vaikutukset sähköjärjestelmään -lähtökohta Tarkasteluja tilanteessa kun tuulivoimalla tuotetaan huomattava osuus sähköstä (5 50 %) Vaikutukset muun kapasiteetin ajoon Vaikutukset järjestelmän reserveihin ja säätöön Vaikutukset järjestelmän kapasiteetin riittävyyteen Vaikutukset järjestelmän siirtoihin, siirtokapasiteetin riittävyyteen, dynaamiset vaikutukset verkkoon 10/02/2014 64

Challenges to power systems with large share of wind Variability and prediction errors of wind generation Currently variable load more predictable patterns Grid to connect and transfer the power Currently the grid transferring power from existing units Impacts will depend on the share of wind power, and power system characteristics: The variability of load The flexibility of power generation fleet The adequacy of grid (wind resource versus load centers) 10/02/2014 65

500 MW tuulivoimaa Suomessa: nettokuorma verrattuna kuormaan Finland - load and upscaled wind power data from January 2000 12000 10000 8000 MW 6000 4000 2000 Load Load - Wind (500 MW) 0 01.01.2000 08.01.2000 15.01.2000 22.01.2000 29.01.2000 Time 10/02/2014 66

2000 MW tuulivoimaa Suomessa (5 %) : nettokuorma verrattuna kuormaan Finland - load and upscaled wind power data from January 2000 12000 10000 8000 MW 6000 4000 2000 Load Load - Wind (2000 MW) 0 01.01.2000 08.01.2000 15.01.2000 22.01.2000 29.01.2000 Time 10/02/2014 67

Tuulivoima sähköjärjestelmässä kokemukset lisääntyvät Järjestelmäoperaattorit käyttävät päivittyvää tietoa on-line tuotannosta ja ennusteista, sekä mahdollisuutta rajoittaa tuotantoa (kriittiset tilanteet) Lyhytaikaista säätöä käytetään enemmän Tuulivoiman säätöominaisuudet parantuvat ja niitä käytetään Käytön strategioita kun tuulivoimaa yli 20 % vuosituotannosta kehitetään edelleen (tilanteita jolloin yli 50 % hetkellisesti). Sähkön siirtoverkko kriittinen tuulivoiman mahdollistaja euroopanlaajuisia siirtoverkon 10/02/2014 68 kehityshankkeita 2012: EU:n sähkönkulutuksesta ~6 % tuulivoimalla

Pohjoismainen sähköjärjestelmä Sähkön kulutus noin 390 TWh/a, tuotantokapasiteetti noin 90 GW Sähkön tuotannosta 55 % vesivoimalla (Norja 99 %) 23 % ydinvoimalla (Ruotsi 44 %) 20 % lämpövoimalla (Tanska 80 %) 3 % tuulivoimalla (Tanska 20 %) Tuulivoimaa nyt ~ 6500 MW, 13,5 TWh Tanskassa 3700MW, 8 TWh Ruotsissa 2160MW, 4 TWh Norjassa 440 MW, 1 TWh Suomessa 200 MW, 0,5 TWh 10 % tuulivoimaa tarkoittaisi 10/02/2014 69 Yht. 19 000 MW, ~4800 MW / maa

Sähköjärjestelmä ajojärjestys (dispatch, scheduling) kulutuksen vaihtelut: kannattaa ajaa koko ajan sitä tuotantoa jonka ajokustannukset edulliset, ja vain korkean kuorman aikana sitä tuotantoa jonka ajokustannukset suuret 5 viikkoa (tammi-01) Suomen sähköntuotanto, tunneittain: 14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 Kaas Vesi Lauh Kaukol.vp Teoll.vp Ydin 0 1 73 145 217 289 361 433 505 577 649 721 793 lähde: Sener 10/02/2014 70

Pohjoismainen sähkömarkkina Day before delivery Day of delivery Day after delivery Delivery hour Spot market closes 12:00 15:00 Elbas 12:00 Regulation during hour Balance settlement for previous day Bids to regulating market Lähde: Svenska Kraftnät 10/02/2014 71

Reservit lähde: Fingrid 10/02/2014 72

Käyttöreservit (primäärisäätö ja säätösähkömarkkinat) Kulutus vaihtelee myös tunnin sisällä. Osa vaihteluista ennakoitavissa Power Forecast Load (actual) Short-term load deviation Forecast error Time / hours 10/02/2014 73

Reservien aktivoituminen vikatilanteessa, aikaskaala 50 Hz Time Frequency Frequency Kinetic energy Frequency dependent load decrease Load Power Primary reserve Secondary reserve Long term reserve 0 Seconds Minutes Time Hours Sähköjärjestelmän reservien aktivoituminen ja taajuuden muutos kun suuri voimalaitos putoaa verkosta. 10/02/2014 74

Tuulivoimatuotannon vaihtelut ja niiden tasaantuminen

Tuulivoimatuotannon vaihteluiden tasaantuminen case Saksa 10/02/2014 76

Tuotanto % kapasiteetista Kuinka paljon tuulivoimatuotanto vaihtelee Suomessa? Tuntimittaukset 80-100 MW tuulivoimalle vv 2005-2007 (Adato) 100 % 100 % 90 % 80 % 80 % 70 % 60 % 60 % 50 % 40 % 40 % 30 % 20 % 20 % 10 % 0 % Maksimivaihtelu 16 % asennetusta kapasiteetista tunnissa Tuulivoimatuntitehot 2007 Tuulivoimatuntitehot pysyvyys 2007 0 % 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000-20 % Tuulivoimatuntitehot pysyvyys 2007 Tuntivaihtelut pysyvyys 2007 keskiteho 90 % todennäköisyys 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10/02/2014 77

Tuotannon vaihteluiden tasaantuminen eri suuruisilla alueilla Jos yhteen paikkaan rakennetaan 100 MW tuulivoimaa: tuotanto on 1-2 kk vuodesta 0 1-2 vkoa vuodesta 100 MW Jos 100 MW rakennetaan ympäri Pohjoismaita: tuotanto harvoin alle 5 MW tuotanto harvoin yli 75 MW Erityisesti tuotannon tuntivaihtelut ja tunnin sisäiset vaihtelut tasaantuvat huomattavasti production % of capacity hour 10/02/2014 78 100 % 90 % 80 % 70 % 60 % 50 % 40 % 30 % 20 % 10 % 0 % variation from one hour to the next (% capacity) 25 % 20 % 15 % 10 % -5 % -10 % -15 % -20 % -25 % 1 741 1481 2221 2961 3701 4441 5181 5921 6661 7401 8141 5 % 0 % hour Nordic average 27 % DK West, average 25 % Single turbine, average 26 % Nordic DK West (Eltra) 1 741 1481 2221 2961 3701 4441 5181 5921 6661 7401 8141

Tuulivoiman tuotannonvaihtelut ääritilanne myrsky, pysäytys täydestä tehosta nollaan Länsi-Tanska: 80 % kapasiteetista (2000 MW) 6 tunnissa 8.1.2005 Pohjois-Saksa: 60 % (4000 MW) 10 tunnissa 24.12.2004 Portugali: 60 % (700 MW) 8 tunnissa 1.6.2006 Espanja: 30 % (5000 MW) 8 tunnissa 24.1.2009 Irlanti: 68 % 12 tunnissa (29 % kapasiteetista tunnissa) Texas, US: 1500 MW 2,5 tunnissa 24.2.2007 Myrskytilanteet joissa > 25 m/s harvinaisia (~kerran 1-3 vuodessa) Ennusmenetelmät avainasemassa mikäli ennustetaan että riski myrskystopille, on mahdollista ajaa laitoksia puolella teholla Tulossa tehokäyriä joissa tehoa rajoitetaan maltillisemmin 10/02/2014 79

Tuulivoimatuottaja markkinoilla tuotannon ennustaminen ja ennusvirheet

Lyhyen ajan ennustemenetelmä Input: on-line data referenssituulipuistoista ja sääennusteen tuuliennusteet (4 kertaa päivässä) Puolen tunnin välein päivitetään tuulivoimatuotannon ennuste 39 tuntia eteenpäin Short-Term Prediction Overview Orography Roughness Wind farm layout Online data 10/02/2014 NWP Prediction model End user 81

Tuotantoennuste voi sisältää myös epävarmuuden Lähde: Pinsen P, Madsen H, Nielsen HA, Papaefthymiou G, Klöckl B. From Probabilistic Forecasts to Statistical Scenarios of Short-term Wind Power Production. Wind Energy 2009; 12:51 62 10/02/2014 82

Tuotannon ennusvirheet Suomessa myös jäätävät tilanteen kannattaa ottaa huomioon 100 80 Finland, January 2010 Total capacity: 104 MW, 70 turbines 24 sites Forecast Error Production Forecast 60 40 MWh/h 20 0 1 51 101 151 201 251 301 351 401 451 501 551 601 651 701-20 -40-60 Hours 83

Tuulivoimaennusteissa on ennusvirheitä Ylös- tai alassäätöä tarvitaan joka tunti 9 Production Wind power production (MW) 8 7 6 5 4 3 2 Prediction 14-38 h ahead Up-reg. Down-reg. 1 0 1 25 49 73 97 121 145 169 193 hour 10/02/2014 84

Keskimääräinen virhe eri ennustehorisonteille (x tuntia eteenpäin) 70 % 60 % 50 % 40 % 30 % 20 % 10 % 0 % Absolute error % energy 0 6 12 18 24 30 36 42 forecast horizon, hours ahead Site 1a ARX Site 1b ARX Site 1c ARX Site 1d ARX Site 1a ANN Site 1b ANN Site 1c ANN Site 1d ANN Sites 1a-d ARX Ennusvirheet kasvavat kun ennustetaan pidemmälle Ennusvirheet pienenevät kun eri tuulipuistojen ennusteet yhdistetään 10/02/2014 85

Tuulivoimatuotannon ennusvirheet markkinoilla Ennusteet Nordpool spot markkinoille 12-36 tuntia ennen käyttötuntia: Ennusvirheet Tanskassa ja Saksassa hajautetulle tuulivoimalle nykyään keskimäärin 4-6 % kapasiteetista (25-28 % energiasta) Ennusteet kehittymässä edelleen Tuulivoimatuottajat maksavat ennusvirheet tasesähkömaksuina Mikäli pahimpia ennusvirheitä korjataan ennen käyttötuntia (esim Elbas kauppa), virheet pienenevät ja vaikutus säätösähkömarkkinoille pienenee myös 10/02/2014 86

Ennustevirhe markkinoilla (Nordpool, ELBAS) Prediction error (MW) 1200 900 600 300 0-300 -600-900 -1200 Eltra. Predictions for 1900 MW wind power, year 2001 1 741 1481 2221 2961 3701 4441 5181 5921 6661 7401 8141 Duration (hours) duration of prediction error 13-37 hours ahead duration of prediction error 2-3 hours ahead Suurin virhe ennusteisiin tulee sääennusteen tuulennopeudesta: tähän asti vaadittu tarkkuus ±2 m/s ja ±3 h Kuvan tiedot state-ofthe-art vuoden 1997 ennusmallista, nykyään ennusvirhe pienempi 10/02/2014 87

Tuulivoimatuottajan saama hinta myydystä sähköstä Spot-hinta sille määrälle mikä ennustetaan ja tarjotaan markkinoille keskimäärin lähellä keskimääräistä spot-hintaa, ellei tuulivoimaa niin paljon että alentaa hintaa Poikkeamista/ennusvirheistä maksetaan tasemaksuja Tuottajilla mahdollisuus käydä kauppaa vielä spotmarkkinoiden sulkeutumisen jälkeen Tasevastaavilla mahdollisuus päivittää tuotanto/kulutussuunnitelmaansa käyttötuntiin saakka Tasemaksuna säätösähkön hinta tuottajat joiden poikkeama siihen suuntaan mihin säätöä on tarvittu maksavat tuottajat joiden poikkeama siihen suuntaan mikä auttaa, eivät maksa Markkinoiden säännöillä voidaan vaikuttaa tuulivoimatuottajien kykyyn toimia markkinoilla 10/02/2014 88

Tuulivoimatuottaja sähkömarkkinoilla: Ennusteet joiden mukaan tarjous markkinoille Prediction 12-36 hours ahead 12 10 8 MWh/h 6 4 2 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Hours 10/02/2014 89

Ennuste ja toteutunut tuotanto 12 10 Prediction 12-36 hours ahead Production 8 MWh/h 6 4 2 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Hours 10/02/2014 90

Ennusvirhe tasehallintaan 4 3 2 MWh/h 1 0-1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24-2 -3 Hours 10/02/2014 91

Ennusvirheet ja tasemaksut lisämaksua vain kun virhe ja tasehallintakustannus samaan suuntaan 4 Prediction error (MWh/h) 20 3 Balancing price up ( /MWh) Balancing price dow n ( /MWh) 15 2 10 1 5 MWh/h 0-1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 0-5 Euro -2-10 -3-15 -4-20 Hours 10/02/2014 92

Tasemaksu (lisähinta verrattuna spothintaan) Balancing cost 25 20 Balancing costs, dow n ( ) Balancing costs, up ( ) 15 Euro 10 5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Hours 10/02/2014 93

Tuotantoennusteen virheet ja osuus virheestä josta maksettava lisämaksua % of production 40 30 20 10 0-10 -20-30 Error up Up-reg cost Error down Down-reg cost -40 1 site 3 sites 8 sites 24 sites Siniset palkit ennusvirheet ylös/alas, suhteessa koko tuotantoon Punaiset palkit ennusvirheet ylös/alas jotka aiheuttavat lisämaksua 10/02/2014 94

Forecast errors balancing costs 2010 One-price system vs. Two-price system 3,50 3,00 3,02 Two-price system One -price system 2,50 2,40 /MWh 2,00 1,50 1,66 1,26 1,00 0,50 0,52 0,60 0,89 0,64 0,00 1 site 3 sites 8 sites 24 sites Pienellä tuulivoimaosuudella tuulivoima ei vielä vaikuta hintoihin: Kaksihintajärjestelmä (joka nyt käytössä) rankaisee enemmän Yksihintajärjestelmä (nyt kulutukselle) à eri kokoiset tuottajat suunnilleen sama maksu 10/02/2014 95

Balancing costs for wind power for different size market actors 3.5 Balancing cost [ /MWh] 3 2.5 2 1.5 1 0.5 2010 2011 2012 0 1 site A A+S A+S+P All Forecast errors will reduce considerably when combining several wind farms. Nordic market only penalises errors to one side. single site 2.4-3.2 /MWh, several sites 1.5-2.7 /MWh, all of Finland 1-1.4 /MWh 10/02/2014 96

Tuulivoiman vaikutus sähkömarkkinahintoihin Spot-markkinoilla hintataso laskee : arvio 2 /MWh jokaista 10 TWh/a tuulivoimatuotantoa kohti, mikäli tuulivoima lisääntyy järjestelmässä ilman että muu kapasiteetti vähenee tai kulutus nousee Pitkällä tähtäimellä, muun kapasiteetin muuttuessa, hintataso voi taas palautua enemmän vaihtelua matalat/korkeat hinnat Säätösähkömarkkinoilla hinta nousee : Säätösähkömarkkinahinta seuraa spot-hintoja - keskimäärin 3-5 /MWh korkeampi ylössäädölle ja 4-9 /MWh matalampi alassäädölle tuulivoiman vaikutuksesta lisää säätösähköä joinakin tunteina riippuen siitä miten paljon tuulivoimaa järjestelmässä säätösähkön hinta suhteessa spot-hintaan nousee (hintatasoon vaikuttaa tuulivoiman vaikutus spot-hintatasoon) 10/02/2014 97

Wind power in markets: Merit order effect Wind power production bids according to forecasts, Marginal cost of wind power ~0 MWh à price taker at market Lowers market price when a lot of wind available à more volatility to prices, low wind / high wind days 10/02/2014 98

Experience of merit order effect Germany: 7.8 /MWh wind, Sensfuss et al, 2008, Energy Policy Denmark: 10-40 /MWh wind, Munksgaard et al, 2008, Energy Policy Spain: 1.7 1.8 /MWh, The National Energy Commission and Spanish Wind Energy Association Ireland: 2 /MWh, SEAI & EirGrid, 2011 Denmark December 2005 (source EWEA) 10/02/2014 99 (source IEA)

Tuulivoiman saatavuus kun kulutus on suuri

Mitä sitten kun ei tuule? Tyynet ajat tiedetään tuotantoennusteista 1-2 päivää etukäteen Tuulivoimaa tällöin sähkömarkkinoille tarjolla vain vähän ja kulutus katetaan muilla tuotantomuodoilla Mikään tuotantolaitos ei ole 100 % varmasti käytössä koko ajan Tuulivoima laajemmalla alueella ei ole koskaan 0. Talvella tuulee enemmän kuin kesällä mutta joinain vuosina tuotanto on kulutushuipun aikana pientä Tuulivoima voi korvata osan tuotantokapasiteetista Tuulivoiman kapasiteettiarvon laskemisessa tarvitaan todennäköisyyspohjaista laskentaa Nyt arviot 6 % (2005) ; 13-18 % (1993) ; 12 % (2010) Käytettävä tekniikka tulee vaikuttamaan: korkeat voimalat, pyyhkäisypinta-ala vs. kapasiteetti On pidettävä huoli siitä että kaikki konventionaalinen kapasiteetti ei poistu markkinoilta 10/02/2014 101

Yhteenveto kapasiteettiarvon arvioista Vaikka tuulivoima on lähinnä energiaresurssi, sillä on myös kapasiteettiarvoa. Suuremmilla tuulivoimaosuuksilla arvo on suhteellisesti pienempi. Toistaiseksi ei vielä kokemuksia siitä että tuulivoima aiheuttaisi ongelmia kapasiteetin riittävyyteen koska tuulivoimaa rakennettu järjestelmään lisäksi (ei poistettu samaan aikaan muuta) 10/02/2014 102

Tuotannon kausivaihtelu Suomessa - talvella tuulee enemmän Source: Finnish Energy Industries statistics 10/02/2014 Wind energy statistics in Finland 2012 103

Suomessa tuulee vaihtelevasti huipun aikaan 10/02/2014 Year Whole year During 10 peaks During http://www.vtt.fi/proj/windenergystatistics/ 50 peaks During 100 peaks Average (m in m ax) Average (m in m ax) Average (m in m ax) Average (m in m ax) 2005 23 % (0 82 %) 12 % (2 22 %) 13 % (1 37 %) 12 % (1 44 %) 2006 21 % (0 81 %) 30 % (19 45 %) 28 % (3 61 %) 28 % (3 69 %) 2007 23 % (0 86 %) 11 % (2 27 %) 10 % (1 27 %) 10 % (1 28 %) 2008 25 % (0 86 %) 36 % (15 54 %) 37 % (12 77 %) 40 % (4 79 %) 2009 22 % (0 80 %) 23 % (18 29 %) 24 % (11 37 %) 23 % (7 61 %) 2010 22 % (0 85 %) 46 % (4 70 %) 32 % (4 70 %) 30 % (4 70 %) 2011 28 % (0 83 %) 4 % (2 5 %) 8 % (1 25 %) 12 % (1 57 %) 2012 25% (0-80 %) 16% (10-23 %) 16% (3-32 %) 15% (3-36 %) 104

Pohjoismaissa tuulivoimaa saatavilla huipun aikaan Suomessa joskus tuulee huippukulutuksen aikaan joskus ei, mutta Pohjoismaissa tuulivoimaa saatavilla huipun aikaan 10/02/2014 H.Holttinen, S.Rissanen, X.Larsen, A-L Lövholm: Wind and load variability in Nordic countries, 2013, www.vtt.fi/publications 105

Tuulivoiman vaikutus järjestelmän säätöön (short term reserves)

Tuulivoiman vaihtelut: vaikutukset järjestelmän säätöön Sähköjärjestelmässä on säätövoimaa, jota käytetään kulutus-vaihteluiden seuraamiseen sekä tuotannon häiriötapauksissa Laajamittainen tuulivoima koostuu pienistä yksiköistä - suuret merituulipuistotkin pienempiä kuin mitoituskriteeri 1300 MW à tuulivoimalla ei vaikutusta häiriöreservien mitoitukseen Normaalit käyttöreservit: riittävyys kun paljon tuulivoimaa? Tarkastelussa laaja alue (koko järjestelmä), järjestelmän kokonaisluotettavuus säilyttävä samalla tasolla: nettovaihtelut Tuulivoiman vaikutus alkaa näkyä, kun tuulivoimalla tuotetaan 5 10% sähkönkulutuksesta, jolloin tarvitaan lisää joustavuutta (säätöä) järjestelmään Tuulivoimatuotannon ennustemallit tärkeä työkalu Olennaista järjestelmän sisältämä joustavuus 10/02/2014 107