Aurinkoenergiaselvitys, Enon Energia Osuuskunta,

1 Aurinkoenergiaselvitys, Enon Energia Osuuskunta, Alakylän voimalaitos Kuva 1: Enon Energia Osuuskunnan Alakylän hakelämpölaitos Kim Blomqvist, Karelia Ammattikorkeakoulu 15.6.2017

2 Johdanto Lämpölaitosten keskuudessa Pohjois-Karjalassa on ilmennyt lisääntyvää kiinnostusta aurinkoenergian hyödyntämiseen. Varsinkin aurinkolämmön osalta on tehty alustavia selvityksiä mitoitusperiaatteista sekä kannattavuudesta osana kaukolämpöjärjestelmää. Suomessa ei ole vielä toistaiseksi ison mittaluokan aurinkolämpökeräinjärjestelmiä liitetty kaukolämpöjärjestelmiin. Aurinkoenergian hyödyntäminen kiinnostaa laajalti, koska se aletaan nähdä jo kannattavana investointina. Lisäksi aurinkoenergialla nähdään olevan nykyisen liiketoiminnan profiilia nostavia tekijöitä ja se voisi parhaimmillaan luoda uusia liiketoimintamalleja ympärilleen joko hajautetusti tai keskitetysti. Aurinkoenergialla on myös suhteellisen korkea kotimaisuusaste, keskimäärin yli 50 %. Aurinkoenergiainvestoinnit synnyttävät kotimaista ja paikallista työtä jälleenmyynnin, suunnittelun, asennuksen sekä maanrakennuksen muodossa. Myös järjestelmien komponenttien maahantuonnista saadaan jäämään kotimaahan tuloa, kun mukana on suomalaisia välikäsiä. Kotimaisuusasteet voivat nousta entisestään, mikäli aurinkoenergian luo uusia liiketoimintamalleja ja siten tuovat kotimarkkinoille lisää uusia toimijoita. (finsolar 2017) Aurinkolämmön kohdalta käytännöllisempi lähtökulma hyödyntämiseen lämpölaitoksilla on se, että sillä voitaisiin korvata ensisijaisesti kalliimpaa polttoainetta kesällä. Kalliimmalla polttoaineella tarkoitetaan yleensä polttoöljyä, sähköä tai maakaasua. Biokattilan osalta aurinkolämmöllä pyrittäisiin korvaamaan kesäaikaista työvoima- ja muita kustannuksia, jotka saattavat osatehoilla olla suhteellisen kalliita. Enon energiaosuuskunnalle on tehty aikaisemmin vuonna 2015 aurinkosähkön ja aurinkolämmön hyödyntämisen alustavat selvitykset sekä kannattavuuslaskelmat. Poveria biomassasta hanke on ottanut uudestaan tarkempaan tarkasteluun aurinkosähkön ja aurinkolämmön mahdollisuudet sekä investointien kannattavuuden Enon energiaosuuskunnalle. Enon energiaosuuskunta on monella mittarilla mitattuna edelläkävijä ja suunnannäyttäjä hakelämpöyrittäjyydessä. Aurinkoenergian hyödyntäminen tukisi hyvin tätä edelläkävijän roolia ja toisi uutta näkyvyyttä sekä mahdollisuuksia uuden aurinkoenergian päänavauksen myötä myös koko alalle. Yhtenä osuuskunnan tavoitteena onkin yhdessä muiden alueen toimijoiden kanssa kehittyä alueellisten energiayrityskohteiden bioaurinko hybridilaitoksiksi, joissa hyödynnetään niin aurinkosähköä kuin myös isommassa mittakaavassa tulevaisuudessa aurinkolämpöä sekä niistä voitaisiin ottaa mallia myös muihin suomalaisiin lämpöyrityskohteisiin. Selvityksen toteutuksesta on vastannut Poveria biomassasta -hanke, jonka yhtenä tavoitteena on edistää uusiutuvan energian esimerkkikohteiden syntyä Pohjois-Karjalassa ja levittää niistä saatavaa tietoa kaikkien saataville. Hankkeessa tehtävien kirjallisten selvitysten tavoitteena on tuottaa informaatiota, joka on vapaasti hyödynnettävissä ja, josta voi olla hyötyä myös muille vastaavia investointeja suunnitteleville. Nyt tehdylle selvitykselle on perusteita, koska aurinkoenergian suunnitteluohjelmistot ovat kehittyneet viime aikoina paljon, jolloin tuotantoarvioista ja suunniteluista saadaan yksityiskohtaisempia. Myös aurinkoenergia toimialana Suomessa on kokonaisuudessaan kehittynyt vuosien 2015 ja 2016 aikana merkittävästi. Alan nopea kehitys Suomessa on merkinnyt paljon lisätoimijoita, osaamista sekä tietoa alalle. Nopea kehittyminen ja laajentuminen ovat vaikuttaneet vahvasti alan markkinoihin mm. järjestelmien kustannustason selkeänä laskuna ja palveluntarjoajien lisääntymisenä. Järjestelmien tekniikka ja komponentit kehittyvät myös varsin nopeasti tällä hetkellä ja innovaatioita syntyy etenkin

3 aurinkoenergian käyttöasteen parantamiseksi. Etenkin järjestelmien investointikustannuksien aleneminen on herättänyt laajalti kiinnostusta aurinkoenergian hyödyntämiseen niin kuluttajissa, yrityksissä kuin julkisella sektorilla. Kiinnostus näkyy mm. aurinkoenergiasta kertovien tilaisuuksien, selvitysten ja yhteishankintojen määrässä. Aurinkolämpö lämpövoimalaitoksessa Aurinkolämpö ja aurinkosähkö ovat merkittäviä uusiutuvan energian lähteitä. Aurinkolämmön osalta markkinat ovat kasvaneet maailmalla nopeasti. Euroopassa on rakennettu 1990-luvun puolivälin jälkeen yli sata vähintään 500 m 2 :n aurinkolämpökeräinjärjestelmää aluelämpökeskuskusten yhteyteen. Euroopassa aurinkolämmön suurimpia edelläkävijämaita ovat Tanska, Itävalta, Saksa ja Ruotsi. Suomessa laajamittainen aurinkolämmön hyödyntäminen on ollut vielä vähäistä. (Hagström ym. 2011) Aurinkolämpöjärjestelmien kytkentävaihtoehdot lämpölaitoksessa jakaantuvat keskitettyihin ja hajautettuihin ratkaisuihin. Keskitetyssä ratkaisussa aurinkolämpöjärjestelmä on yleensä lämpövoimalaitoksen vieressä, josta lämpö kytkeytyy lämmitysverkostoon suoraan tai erillisen lämpövaraston kautta. (Hagström ym. 2011) Lisäksi aurinkolämpöä voitaisiin hyödyntää myös mahdollisesti hajautetusti hyvissä asiakaskohteissa kaukolämpöverkkoon kytkettynä. Lähtökohtaisesti ideana olisi, että lämpöyrittäjä sijoittaisi oman verkostonsa hyvään asiakaskohteeseen aurinkolämpöjärjestelmän turn key -järjestelmänä asiakkaalle, joka kytkettäisiin lämmöntuottajan lämpöverkkoon, jolloin tuotanto voitaisiin hyödyntää joko ainoastaan käyttökohteessa tai sitä voitaisiin syöttää lämpöverkoston meno- tai paluulinjaan. Lämpöyrittäjä pystyy täten mahdollisesti tuottamaan lisää liiketoimintaa itselleen järjestelmistä sekä pystyy mahdollisesti paremmin sitouttamaan asiakkaitaan verkon piiriin. Hajautetun aurinkolämmön liiketoiminnan osalta on tärkeää keräinten omistus; omistajana voi olla joko asiakas, kaukolämpöyhtiö tai erillinen lämpöyrittäjä. Hajautetun aurinkolämmön liiketoimintamalli ja lämmön tariffikysymykset ovat lähes aina tapauskohtaisia ja haastavia, jotta syntyisi win-win - tilanne myyjän ja asiakkaan välille. (Pöyry Management Consulting Oy 2013) Aurinkolämmön hyödyntämiseen keskitetysti lämpölaitoksessa on käytännössä kolme vaihtoehtoa: 1. Järjestelmä kytketään paluulinjaan (paluuveden esilämmitys) Aurinkolämpöjärjestelmän yksinkertaisin kytkentäratkaisu on kytkeä aurinkolämpö esilämmittämään suoraan kaukolämpöverkon paluuvettä ennen sen syöttämistä lämpölaitokseen. Ratkaisu on yksinkertaisin malli toteuttaa lämmönvaihtimella ja se sopii hyvin järjestelmiin, jossa aurinkolämmön tuotto on vähäinen verrattuna lämpölaitoksen kokonaistuotantoon. Jos aurinkolämpöä käytetään paluuveden esilämmitykseen, tulee ottaa huomioon myös mahdollinen savukaasupesuri, mikäli sellainen olisi tarkoitus tai jopa tulevaisuudessa pakko asentaa.

4 Savukaasupesurin käytön avulla prosessista saadaan enemmän energiaa irti biomassasta, joka on yleensä hieman kosteaa. Savukaasupesurin hyötysuhde on parempi käytettävän lämpötilan laskiessa kuten aurinkolämpöjärjestelmässä, joten näiden yhteiskäyttöä ei yleensä suositella, mikäli energiaa on tarkoitus ottaa talteen ja hyödyntää paluuvettä savukaasupesurissa. Kuva 2: Savukaasupesurin energian talteenotto polttoaineen eri kosteusprosenteilla ja savukaasun loppulämpötiloilla (Gaia Consulting group) 2. Järjestelmä kytketään menolinjaan (menoveden lämmitys) Kytkennässä menolinjaan tuotettu lämpö syötetään esimerkiksi matalalämpötilaisen kaukolämpöjärjestelmän menoveteen kierrättäen kaukolämmön paluuvettä keräimien kautta. 3. Järjestelmä kytketään erilliseen vesivaraajaan Mikäli aurinkolämmön kateastetta halutaan nostaa merkittävästi ja kasvattaa aurinkolämmön osuutta, on järjestelmään syytä lisätä lämpövarasto aurinkolämmön parhaan tuottokauden energian hyödyntämiseksi (Hagström ym. 2011) Varaajia tai lämpövarastoja voitaisiin käyttää mahdollisesti lämmönpuskurivarastoina. Varastoitua lämpöä hyödynnettäisiin silloin, kun lämmöntarve on suuri ja/tai lämmön hinta on korkea. Varastoitua lämpöä voidaan näin hyödyntää tasoittamaan kysynnän vaihtelua vuorokausi- tai tuntitasolla. Aurinkokeräinjärjestelmän tuotto riippuu myös mahdollisesti käytettävistä varaajien koosta. Optimaalinen automatiikka ohjaa lämmön kytkentää tilanteen mukaan siten, että tuotanto syötettäisiin vastaanottopisteisiin, jonka lämpötila olisi mahdollisimman lähellä keräinten ulostulolämpötilaa. Mikäli järjestelmän yhteydessä olisi hyvin kerrostunut lämpövarasto, se helpottaisi järjestelmän optimaalista käyttöä. (Hagström ym. 2011)

5 Varaajan tai lämpövaraston käyttö kasvattaa osaltaan investointikustannusta. Varaajia käytettäessä aurinkolämpöjärjestelmän hyötysuhde kuitenkin nousee, joka osaltaan leikkaa varaajaan tehtyjä investointikustannuksia. Kokoluokaltaan myös pienempien varaajien käyttö Keski-Euroopassa on hyvin yleistä. Isoja lämpövarastoja aurinkoenergian yhteydestä löytyy taas Tanskasta. Kuva 3: Savosolarin toimittama 10 000 m2:n keräinkenttä kausivarastoinnilla hybridivoimalaitokseen Tanskan Logumklusteriin. (www.sundial.fi) Aurinkolämpöselvitys Enon Alakylän voimala Aikaisemman selvityksen mukaan vuodelta 2015 Enon energiaosuuskuntaan oli suunniteltu pienimuotoista 120 m 2 :n aurinkokeräinkenttää auringon lämmön hyödyntämiseen. Mitoituksella ei pyritty kesäaikaiseen mahdollisimman suureen kateasteeseen vaan keräinjärjestelmä olisi ollut pienenä osana kaukolämpöjärjestelmää ja se olisi kytketty lämpöverkoston paluulinjaan. Järjestelmäkoon ollessa pieni suhteessa kokonaislämmöntuotantoon, on paluulinja ollut luonnollisin vaihtoehto. Selvityksessä oli käytetty yhden toimittajan tarjoamia aurinkokeräinjärjestelmiä. Alustavien budjetäärihintojen ja arvioitujen tuottojen mukaan, kannattavuuslaskelmat eivät puhuneet aurinkokeräinjärjestelmän kannattavuuden puolesta. Toistaiseksi korkea investointikulu suhteessa järjestelmästä saatuun hyötyyn sekä investointituen vähäinen määrä osoittivat järjestelmän kannattamattomaksi. Isoimmat tekijät järjestelmän kannattomuuteen olivat metsähakkeen suhteellisen edullinen hintataso sekä aurinkokeräinjärjestelmän korkeat investointikulut.

6 Aurinkokeräinjärjestelmät päätettiin ottaa kuitenkin uudestaan tarkasteluun, koska ala on kehittynyt paljon vuosien 2015 2016 aikana. Lähtökohtaisesti oletuksena oli, että hintataso on alentunut aiemmasta ja järjestelmät ovat kehittyneet suorituskykyisemmiksi. Lisäksi perusteena aurinkolämpöjärjestelmien uudelleen tarkasteluun oli saada laajempi otanta aurinkokeräinjärjestelmistä ja niiden tarjoajista aiemman selvityksen yhden toimittajan sijaan. Tämän selvityksen tarkoituksena oli antaa suuntaa antavia tuotanto- ja kannattavuustietoja aurinkolämmön suhteen sekä selvittää nykyistä kustannustasoa. Selvityksen pohjana toimivat viiden eri toimittajan alustavat budjetäärihinnat 120 m 2 :n järjestelmälle. Selvitykseen pyydettiin tarjouksia yhteensä 9 kpl eri toimittajilta, joista 4 kpl jättäytyi pois vedoten resursseihin toimittaa isoja yli 100 m 2 :n järjestelmiä. Kaikki tarjouksen jättäneet järjestelmien keräimet yhtä toimittajaa lukuun ottamatta ovat SolarKeymark sertifioituja ja ne on siten testattu puolueettomasti. Solar Keymark on vapaaehtoinen kolmannen osapuolen sertifiointimerkki aurinkolämpöjärjestelmien keräimille. Sen avulla voidaan osoittaa loppukäyttäjille, että tuote täyttää eurooppalaisten standardit ja lisävaatimukset. Solar Keymarkia käytetään Euroopassa ja se tunnustetaan myös maailmanlaajuisesti. Kaikista merkityistä keräimistä löytyvät testidokumentaatiot Solarkeymark tietokannasta ja niiden teknisten tietojen avulla voidaan ajaa simulaatioita keräinten tuotosta ja suorituskyvyistä aurinkolämpöjärjestelmien simulaatio-ohjelmilla. Selvitykseen pyydetyt tarjoukset sisälsivät vaihtelevasti tietoa siitä, mitkä järjestelmän osat niihin sisältyisivät ja mitkä eivät. Toisaalta haasteeksi järjestelmien toimittajien kannalta muodostui, että täydellistä LVI-suunnitelmaa ei ollut saatavilla järjestelmän kytkennästä, joten selvityskin tuli tehdä keskimääräisten arvojen, GetSolar-simulaatio-ohjelman sekä osittain aikaisempaan tutkittuun tietoon perustuen aurinkolämpöjärjestelmien hyödyntämisestä ja kannattavuudesta kaukolämpölaitosten yhteydessä. Koska Suomessa ei ole ison kokoluokan referenssikohteita, on tutkittua tietoakin vähemmän toistaiseksi saatavilla. Näistä syistä johtuen tämän selvityksen tulokset lämmön tuotannon ja kannattavuuden osalta ovat enemmänkin suuntaa antavia. Selvitykseen aurinkolämpöjärjestelmätoimittajilta pyydetyt budjetäärihinnat eroavat aikaisemman selvityksen kustannustasosta n. 22 50 %. Tarjousten sisällöt ja järjestelmät ovat kuitenkin hyvin erilaisia tekniseltä elinkaareltaan, tuotoltaan ja takuiltaan, joten järjestelmät tuli ottaa jokainen erikseen tapauskohtaisesti tarkasteluun. Aurinkolämpöjärjestelmistä 4 oli tyhjiöputkikeräimillä, joista yksi edusti heijastepintaista tyhjiöputkea sekä yksi tasokeräinkeräinjärjestelmä, joka edusti edistynyttä nanopinnoitetekniikkaa. Järjestelmien toimitetuissa tarjouksissa oli huomioitu kytkentä lämmönvaihtimella tai kytkentä mahdollisesti erillisiin lämpövaraajiin. Kahdella toimittajalla oli antaa selkeät takuut kaikista järjestelmän komponenteista. Keräinten takuut vaihtelivat 5 15 vuoden välillä. Pumppujen ja automatiikan osalta takuut olivat 2 5 vuotta. Valmistajien antamat elinkaaret järjestelmille olivat 20 30 vuotta, joka on tyypillinen aurinkokeräinten tekninen käyttöikä. Halvimmat tarjoukset olivat niin elinkaareltaan kuin takuiltaan heikoimmasta päästä. Aikaisemmassa jo tehdyssä selvityksessä mukana olleen toimittajan budjettihinnat järjestelmästä ovat vuodesta 2015 alentuneet n. 22 %. On kuitenkin muistettava, että aikaisemmankaan selvityksen mukaan ei ole otettu huomioon mahdollisia maanrakennustöitä, mikäli keräimet olisi asennettu kokonaan maahan tai osittain katolle.

7 Maa-asennuksen osalta keräinkentälle tulisi tehdä ainakin pitävä pohja ja telineille todennäköisesti betonivalut sekä järjestelmän putkille tulisi kaivaa hyvin eristetty linja maahaan. Laskuissa on oletettu aikaisemman selvityksen mukaisesti, että järjestelmä asennettaisiin kenttäasennuksena maahan. Maanmuokkaustöitä ei luonnollisesti ole otettu huomioon annetuissa tarjouksissa, koska yleensä ne saatetaan teettää toisella urakoitsijalla, joten niiden osuus on pitänyt karkeasti arvioida kannattavuuslaskuihin. Kenttäasennuksessa häviöiden minimoimiseksi keräinkenttä tulisi olla mahdollisimman lähellä itse lämpövoimalaitosta. Tässä tapauksessa rakennuksen viereinen maa-alue on kuitenkin rajallinen käytettävältä alaltaan. Maavaraisena kenttäasennuksena tulee myös huomioida rakennuksen osittainen varjo kentän päälle sekä puiden yms. luomat varjostukset. Seuraavassa kuvassa on havainnollistettu varjon vaikutus kuvitteelliseen aurinkopaneelikenttään lämpövoimalaitoksen vieressä. Kuva 4: Varjostus kesäaamuna klo. 7.00. (PvSol, Valentin Software, registerd full license *) Varjostukset vaikuttavat kentän tuottoon keskikesällä klo. 5 10 välillä, siten, että osittainen varjo on vielä keräinkentän päällä klo. 7 10 välillä. Kello 7.00 varjostus peittää noin kaksi kolmasosaa keräinkentästä

8 Kuva 5: Varjostusten vaikutus keräinkenttään. (PvSol, Valentin Software, registerd full license *) Havaintokuvasta nähdään varjostusten vaikutus kenttään. Punainen väri kertoo varjostuksen asteen, mitä punaisempi kohta, sitä enemmän kohta keräinkentässä on vuositasolla varjossa. Taaimmaiset yksiköt altistuvat kauemmin varjoille, kun taas etummaiset vähemmän aikaa. Keräinkentän edessä ja sivuilla on esteitä sekä osittain varjostavia tekijöitä, kuten puita, joten kenttää siirtämälläkään varjostuksista ei kokonaan päästä eroon. Eri varjostussimulaatioden mukaan riippuen hieman kentän asemoinnista, varjostusten vaikutus kentän tuotantoon on vuositasolla 25 30 %. Kuva 6: Varjostusten vaikutus keräinkohtaisesti Kuvasta nähdään vielä keräinkohtaiset varjostukset kentässä.

9 Katolle asentaessa varjostavia tekijöitä ei ole, mutta ilmansuunta on n. -23 astetta lännestä lounaaseen, mikä vaikuttaa keräinten tuottoon heikentäen niiden tuotantokykyä vuositasolla simulaatioiden mukaan n. 15 20 %. Halvemman kustannustason keräimiä voidaan joutua toimivuuden kannalta todennäköisesti nostamaa nykyisestä kattokulmasta (18,5 astetta) optimaalisempaan kulmaan, joka lisää kattotilan tarvetta, koska kulmaan nostetun keräimen varjo ei saa langeta toisen keräimen päälle. Välietäisyys katolla on riippuvainen käytetystä keräinmallista. Optimikulmaan (33 0 ) nostaminen parantaisi tuottoa n. 2 %:a, joten niiden keräinten osalta, jotka toimivat loivemmassa kulmassa, ei nostolle käytännössä ole perusteita. Painavimmilla tyhjiöputkikeräimillä tulee huomioida myös katon kantavuus. Kuva 7: Havainnekuva keräinten vähimmäisetäisyydestä asennettaessa kulmaan (T-sol simulaatio-ohjelma Valentin Software) Kattoasennus on lähtökohtaisesti yleensä halvempi asentaa kuin maa-asennus. Kattoasennuksessa telineet ja tarvikkeet ovat halvempia sekä putkivedot ovat yleensä lyhempiä. Kattoasennuksen osalta nosturia tarvitaan yhden toimittajan mukaan n. 2 3 päivää. Enon Alakylän selvitysten järjestelmän hinnoista riippuen kattoasennus tulee noin 10 20 % halvemmaksi kuin maa-asennus, mutta 15 20 %:n huonompi tuotto läntisen ilmansuunnan johdosta heikentää myös kattoasennuksen kannattavuutta. Mikäli maa-asennuksessa ei olisi merkittäviä varjostuksia ja se olisi mahdollista toteuttaa, ei kattoasennuksen ja maa-asennuksen investointi todennäköisesti eroaisi merkittävästi toisistaan. Kattoasennus kaikkineen vaikuttaisi kokonaiskustannuksiltaan kuitenkin selvästi halvemmalta, mutta optimituottoihin ei tultaisi pääsemään katteen ilmansuunnan ja kaltevuuden takia.

10 Tässä selvityksessä on keskitetty aikaisemman selvityksen mukaisesti järjestelmän kytkentävaihtoehdosta paluulinjakytkentään, joka on kustannuksiltaan toistaiseksi halvin vaihtoehto. Muun muassa Gaia Consulting group on tehnyt selvityksen eri liitäntätyypeistä ja seuraavassa alla olevassa taulukossa on simuloitu perustasokeräimillä (Wagner) tuotetun energian määrää eri kaukolämmön paluuveden lämpötiloilla 1000 m2:n keräinkentällä. Tulokset ovat tehty Helsingin säteilytiedoilla ja järjestelmän häviöiksi on arvioitu 10 %. Paluuveden lämpötila ( 0 C) 30 40 50 60 615 kwh/m 2 /a 533 kwh/m 2 /a 463 kwh/m 2 /a 388 kwh/m 2 /a Enoon verrattuna Helsingissä on n. 11,5 % enemmän säteilyä (Meteosyn 1991 2010 ilmastotieteellinen data). Alakylän lämpölaitoksen paluuveden lämpötila on aikaisemman selvityksen mukaan 48 astetta, joten yllä olevan simuloidun tuoton mukaan se tarkoittaa keskimäärin 463 kwh/m2/a tuottoa. Enossa tuottoa saadaan 11,5 % vähemmän keskimäärin, joten tuotto Enossa olisi n. 410 kwh/m2/a. Kun huomioidaan vielä 70 asteen poikkeama etelästä länteen sekä 18,5 asteen kattokulma, vastaava arvioitu tuotto Enon tapauksessa olisi vielä n. 15 % alhaisempi eli n. 350-375 kwh/m2/a. Vastaavilla lämpötiloilla (paluuvesi 48 o, lähtö 75 o -80) ja lähtötiedoilla säteilyn suhteen GetSolar simulaatio-ohjelma antaa saman suuntaisia tuotantoarvoita. Mahdollisesti optimaalinen varaajan käyttö ja lämmön tuottaminen alhaisemmissa lämpötiloissa vaikuttaisi tuotantoon noin 15 25 %, kun simuloidaan vain lämmitettävän veden lämpötilaa (Get solar). kwh Kuvaaja 1: Aurinkolämmön keskimääräinen tuotanto kytkettynä paluulinjaan Keskimäärin järjestelmällä päästäisiin n. 43 000 45 000 kwh:n tuotantoihin/a. kk

11 Kannattavuustarkastelut Alustavassa selvityksessä tarkasteltiin järjestelmien kannattavuutta. Koska järjestelmät olivat sisällöltään, elinkaareltaan sekä takuiltaan erilaisia, ne eivät suoraan siten ole täysin vertailukelpoisia keskenään. Seuraavassa taulukoissa on esitetty keskimääräisiä tuloksia investointien kannattavuudesta katolle asennettuna eri elinkaarilla ja paluulinjaan kytkettynä. Varaajien käyttö nostaisi investointikustannuksia, mutta toisaalta järjestelmän keskimääräinen hyötysuhde paranisi. Tässä selvityksessä ei ole otettu tarkempaan tarkasteluun varaajien mahdollisuutta. Mikäli aurinkolämpö saataisiin tuotettua matalammassa lämpötilassa, järjestelmän hyötysuhde olisi parempi, joka tarkoittaa myös parempaa tuottoa. Toisaalta varaajat nostavat kokonaisinvestointikustannuksia ja ne veisivät myös tilaa lämpölaitoksesta. Keskimäärin simuloituna lämpövaraston käyttö voisi nostaa järjestelmän tuotantoa 10 25 % verrattuna korkeammassa lämpötilassa toimivaan paluulinjaan riippuen käyttölämpötiloista ja varastoidun lämmön käytöstä. Lisäksi varaajilla voitaisiin mahdollisesti säädellä lämpimän veden tarvetta. Investointilaskelmissa on otettu huomioon elinkaaren aikaiset huoltokustannukset sekä Tekesin aurinkolämpöinvestoinneille tyypillisesti myöntämä energiatuki, 20 % (v. 2017). Hakelämmön tuotantokustannuksina on käytetty aikaisemman selvityksen mukaista kustannustasoa, koska merkittäviä muutoksia kustannustasossa ei energiaosuuskunnan mukaan ole tapahtunut. Kannattavuuslaskelmat budjettihinnoista Halvin tarjous (tekninen elinkaari 20 vuotta) Laskentakorko 0 % Laskentakorko 2% Hakkeella tuotetun 1 % 2 % 3 % 1 % 2 % 3 % lämmön hinnan nousu/a Investoinnin IRR % 3 % 4 % 5 % 3 % 4 % 5 % Investoinnin TMA 15 14 13 17 16 15 LCOE 29,1 /MWh Keskimääräinen tarjous (tekninen elinkaari 25 vuotta) Hakkeella tuotetun 1 % 2 % 3 % 1 % 2 % 3 % lämmön hinnan nousu/a Investoinnin IRR % 1 % 2 % 3 % 1 % 2 % 3 % Investoinnin TMA 21 19 17 30 25 22 LCOE 48,3 /MWh Kallein tarjous (tekninen elinkaari 30 vuotta) Hakkeella tuotetun 1 % 2 % 3 % 1 % 2 % 3 % lämmön hinnan nousu/a Investoinnin IRR % 2 % 3 % 4 % 2 % 3 % 4 % Investoinnin TMA 21 19 16 29 23 21 LCOE 42,6 /MWh Taulukko 1: Alustavia kannattavuuslaskelmia budjettihinnoista

12 LCOE-tuotantohinta on yksinkertaistettu malli, joka muodostuu alkuinvestoinneista sekä käyttöiän aikaisesta järjestelmän energian tuotannosta ja ylläpitokuluista. Annettujen budjettihintojen halvimman tarjouksen mukaan laskettuna 0 %:n laskentakorolla ja olettamuksella, että hakkeen hinta nousee vuosittain 2 3 %, päästään noin 13-14 vuoden takaisinmaksuaikoihin ja n. 3,6 4,6 %:n sisäiseen korkokantaan, kun järjestelmän annettu tekninen elinkaari on 20 vuotta. Laskentakoron ollessa 2 % päästään noin 15 17 takaisinmaksuaikoihin. Investoinnin ilmoitetun elinkaaren ollessa 20 vuotta, ei investointi 2 %:n laskentakorolla ole kovinkaan kannattava. Järjestelmän 25 vuoden teknisellä elinkaarella hakkeen hinnan tulisi nousta 3 % tai enemmän, jotta investoinnin takaisinmaksuaika olisi alle 17 vuotta. Kalleimman tarjouksen ja pisimmän teknisen elinkaaren mukaan hakkeen hinnan tulisi nousta noin 3 %, jotta investointi maksaa itsensä takaisin 16 vuodessa. Sisäinen korko olisi tällöin 4 %. Järjestelmien tuotot huomioiden (riippuen asennuksesta ja järjestelmästä) haketta voidaan korvata vuodessa n. 75 m3 120 m3. Osuuskunnan lämpölaitoksen koko vuoden lämmön tuotannosta osuus 120 m2:n järjestelmällä on n. 1,06 %. Lämmön tuottamiseen menevästä sähkön ominaiskulutuksesta järjestelmällä voidaan säästää sähköä parhaimmillaan 1404 kwh/v. Merkittävimpiin kateasteisiin päästäisiin, kun järjestelmäkokoa kasvatettaisiin lähelle lämpölaitoksen mitoitustehoa, mutta se vaatisi tarkemmat laskelmat, jotta pystytään määrittämään laitoksen optimaalinen toiminta ja ylläpito. Kannattavuuslaskelmat ja tuotantolaskelmat ovat kuitenkin herkkiä useiden tärkeiden parametrien suhteen, joten ne ovat hyvin suuntaa antavia ja vaativat tarkemmat lvi-mitoitukset ja laskelmat. Varaajien käytön osalta kannattavuus olisi hyvä ottaa yleisemmin laskentaan mukaan jo kattilamitoitusta ja laitosinvestointia suunniteltaessa varsinkin silloin, kun harkinnassa on aurinkoenergia.

13 Aurinkosähkö Lämpövoimalaitoksissa kuluu lämmöntuotannon prosesseissa kokoluokasta riippumatta aina jonkin verran sähköä. Lämpövoimalaitosten kulutusprofiili on yleensä melko tasainen valoisaan aikaan myös kesäkuukausina. Aurinkosähkön hyödyntämisen kannalta kulutusprofiilin tasaisuus on hyvä, koska merkittäviä kulutuksen nousuja ja laskuja ei tapahdu tuntitasolla ja verkkoon päin menee mahdollisimman vähän sähköä. kwh Kuvaaja 2: Enon Alakylän lämpölaitoksen elokuun valoisan ajan (klo. 6 20) kulutusprofiili Laskennan taustaa Ennen varsinaista mitoitusta, tulee selvittää aurinkosähköjärjestelmän aurinkosäteilyn potentiaalin määrä kwh/m2. Potentiaalin selvittämiseen käytettiin PvSol-ohjelmistoa, PV-simulation 3d-ohjelmisto sekä PVgis-aurinkosähkölaskuria. Aurinkosäteilyn selvittämisen perusteena on PVSol ohjelmiston yhteydessä toimiva karttapohjainen ilmastotieteellinen ohjelma, MeteoSyn, jonka ilmastotieteellinen data perustuu ilmastomittauksiin vuosilta 1991-2010.

14 Lähtötiedot simuloinnin perustana Paneelitekniikka Invertteri 270 w yleinen monikide (esimerkkipaneeli IBC solar) Fronius Asennustapa Paneelien asennuskulma 18,5 0 Tuulettuva asennuskenttä peltikatolle Paneelien suuntaus Atsimuuttikulma: 247 0 (etelä 180 0, Optimikulma lappeen suuntaisesti Järjestelmän suorituskyky/hyötysuhde (arvioidut järjestelmähäviöt ohjelmiston oletusarvoista sekä kuukausittaisista vaihteluista sääolosuhteissa) länsi 270 0 ), poikkeama etelästä länteen 23 0 34 0 (ero + 1,9 % käytettävästä asennuskulmasta) 80 % Säteily kohteessa (vaakatasolle) 863 kwh/m 2 (MeteoSyn 1991-2010) Tuotantoarvio häviöineen (1 kwp) Paneelien heikkenemä - % / a Taulukko 2: lähtötiedot 713 kwh/a 1. vuosi 1 %, sen jälkeen 0,3 %/a* *Fraunhofer tutkimustieto 19.1.2017 paneelien vuosittaisesta heikentymästä sekä LID-heikentymästä eli valorappeumasta ensimmäisen toimintavuoden aikana. Mitoituksen perusteena ovat tuntiperusteiset kulutukset valoisalta ajalta vuosilta 2015 2016 painottuen maaliskuun ja syyskuun väliseen aikaan, jolloin aurinkosäteilyä on tuotannon kannalta eniten saatavilla. Auringon korkeusasema on pohjoisella pallonpuoliskolla parhaimmillaan maalis-syyskuussa, jonka jälkeen auringon korkeusasema muuttuu. Maaliskuun aikana auringon korkeusasema nousee kesää kohden. Paistetunteja on keskimääräisesti eniten maalis-elokuun aikana painottuen kevääseen ja kesään. Mitoitustunnit perustuvat valoisaan aikaan ja auringon korkeusasemaan, jolloin auringon keväällä ja kesän aikana järjestelmästä saadaan paras hyöty irti. Vaikka lokakuun puoleen väliin aurinko nousee ja laskee kuten maaliskuussa, on auringon deklinaatio jo eteläisen pallonpuoliskon puolelle kääntymässä, joten auringon paistetunteja on vähemmän. Vuosikohtaiset tuntikulutukset on saatu PKS:n internetpalvelusta. Järjestelmän mitoitus perustuu lämpövoimalaitoksen kulutukseen sekä laitoksen kulutusprofiiliin. Kulutusprofiili kuvaa laitoksen tuntikohtaista kulutusta tiettynä ajanjaksona. Mitoituksessa on käytetty koko vuoden kulutusprofiilia tuntikohtaisesti. Kulutuksia on verrattu maalis-syyskuun valoisalta ajalta 6 20, 8 16, 8-18, 10 18 sekä huipun aikaan 10 16.

15 Esimerkkinä kulutukset ajalta 8 18 (maaliskuu syyskuu) Keskimääräinen kulutus huipputuotantokuukausina Keskimääräinen kulutus Maaliskuu-syyskuu Keskimääräinen pohjakulutus Maksimikulutus Minimikulutus Taulukko 3: sähkönkulutustiedot 8,6 kwh 10,2kWh 7,7 kwh 22,4 kwh 6,16kWh Kulutuksen perusteella sopiva järjestelmäkoko kohteessa olisi n. 13 15 kw, mikäli lähtökohtana on mahdollisimman suuri omakulutusaste. Järjestelmän simuloinnissa on otettu huomioon varjostusten vaikutus paneelikenttään. Varjostavia tekijöitä ovat lämpölaitoksen yhteydessä oleva piippu sekä lähistöllä olevat isot männyt. Piippu varjostaa aamuauringon aikaan, mutta puiden varjo ei yllä keväällä eikä loppukesästä paneelikentän ylle. Keskikesällä puiden varjo yltää osittain paneelikenttään. Kuva 8: Puiden varjostukset paneelikentässä illalla klo. 19.00 keskikesällä. Varjostussimulaation mukaan lappeen oikealle laidalle osuu puiden vaikutuksesta vuositasolla enemmän varjostusta, koska ilta-aurinko kääntyy puiden takaa ja rakennuksen lape on länteen päin eli se on enemmän iltapäivä- ja iltapainotteinen ilmansuunta.

16 Kuva 9: Varjostusten vaikutus paneelikenttään (vasen puoli lappeesta) Kuvasta voidaan todeta, että varjostusten vaikutus on reunimmaisissa paneeleissa lähes 10 %. Vuositasolla varjostusten vaikutus on n. 8 %. Kuva 10: Rakennuksen viereinen piippu luo varjonsa aamulla n. 2 3 tunnin ajan käyden paneelikentän ylitse Rakennuksen lappeen oikeassa laidassa piipun varjo yltää aamulla paneelikentän päälle, mutta vuositasolla muun varjostuksen osuus on vähäistä.

17 Kuva 11: Varjostusten vaikutus paneelikenttää (oikea puoli lappeesta) Simulaation mukaan varjostusten vaikutus rakennuksen lappeen oikealla puolella on vähäisempää. Vuositasolla varjostusten vaikutus on n. 6 %. Alla olevassa kuvassa on havainnollistettu vielä koko kattolappeen peittävää paneelikenttää (21 kw) Kuva 12: 21 kw paneelikenttä (mahdollinen puuston vaikutus kenttään)

18 Kuva 13: 21 kw paneelikenttä (ei mahdollista puuston vaikutusta) Edellisten simulaatioiden mukaan paras paikka 14,58 kw:n järjestelmälle olisi voimalaitoksen katon oikeanpuoleinen lape. Mikäli taloudellisempi vaihtoehto olisi esimerkiksi isompi 21,06 kw:n järjestelmä, kokonaisvaikutukset varjoista olisivat n. 7-8 %:n luokkaa. Puiden poistaminen vaikuttaisi n. 4 % tuotantoon. Kokonaisuudessaan PvSol-ohjelmalla tehty tuotantoarvio viimeisimpien ilmastotieteellisen datan, inverttereiden ja paneelien mukaan vuositasolla häviöt yms. huomioiden on n. 713 kwh/1 kwp (14.58 kw:n järjestelmällä) asennettuna lappeen oikeaan laitaan. Järjestelmän omakulutusaste on n. 97 %. Isomman voimalan kohdalla (21 kw) omakulutusaste on n. 88-90 % ja tuotanto 707 kwh/1kwp. Mikäli puut eivät vaikuta varjostuksineen, tuotanto 14,58 kw olisi vuositasolla n. 730 kwh/1 kwp. Seuraavassa on Enon Alakylälle lämpövoimalaitokselle simuloitu 14,58 kw:n ja 21,06 kw:n järjestelmä, jossa on huomioitu varjostavat tekijät. Mikäli puita ei huomioida vaikutus on noin 2-4 %. Järjestelmien simuloinnin tulokset Voimalakoko (kwp) 14,58 kw 21,06 kw Voimalakoko (m 2 ) 87,9 m 2 126,9 m 2 Järjestelmän hyötysuhde 80,9 % 80 % Oma kulutusaste 97 % 89,9 % (puita), 87 % (ei puita) Omavaraisuusaste 9,9 % 13 % Varjostus 6,1 % 8,9 %, 4,5 % ei puita Arvioitu tuotanto 10195 kwh/a 14891 kwh/a Arvioitu verkkosyöttö 363 kwh/a 1506 kwh/a Taulukko 4: Simuloinnin tulokset

19 Kuvaaja 3: tuotantoprofiili 14,58 kwp Taulukosta nähdään, että eniten ylituotantoa syntyy toukokuussa ja kesäkuussa. Toukokuussa ylituotantoa kertyy keskimäärin n. 9 % 14,58 kw:n järjestelmällä. Kuvaaja 4: tuotantoprofiili 21,06 kwp Taulukosta nähdään, että eniten ylituotantoa syntyy aurinkoenergian huipputuotantokuukausina toukokuussa, kesäkuussa ja heinäkuussa. Toukokuussa ylituotantoa kertyy keskimäärin n. 20% ja kesäkuussa 17 %.

20 Kuva 14: Ilmakuva 21,06 kw järjestelmä Tehostajat Aurinkosähköjärjestelmiin on mahdollista liittää paneelikohtaisia tai ketjukohtaisia tehostajia, jotka optimoivat järjestelmän toimintaa silloin, kun osa paneeleista on varjossa tai osa paneeleista on esimerkiksi lumen tai lian alla. Aurinkojärjestelmässä kullakin moduulilla on yksilöllinen maksimitehopisteensä (MPP). Moduulien välisten erojen myötä tehohäviöt ovat mahdollisia. Tavanomaisten invertterin kohdalla heikoin moduuli heikentää kaikkien moduulien tehoa. Tehostajien käyttö mahdollistaa tehon optimoinnin lisäksi esimerkiksi yksittäisten paneelien seurannan, monien eri ilmansuuntien käytön ja paneelimäärät järjestelmässä voivat olla hyvinkin erilaisia. Kuva 15: paneelin taakse liitettävä älymoduuli eli tehostaja. (Solaredge 2017)

21 Kuva 16: Yksinkertaistettu toimintaperiaate. (Solaredge 2017) Tehostajien vaikutus tuotantoon Voimalakoko Tuotantoarvio tehostajilla Tuotannon muutos kwh/1 kwp Tuotannon muutos vuodessa Muutos - % 14,58 kwp 737 kwp + 24 kwh 350 kwh + 3,3 % 21 kwp 731 kwp + 24 kwh 505 kwh + 3,3 % 14,58 (ei puita) 751 kwp + 21 kwh 306 kwh + 2,8 % Taulukko 5: Pv-sol ohjelmalla simuloitu esimerkkinä Solar edge tehostajien vaikutusta aurinkovoimalan tuottoon Simulaatiossa on huomioitu ainoastaan varjostusten osuus. Mahdollista osalumipeitteen vaikutusta helmikuussa ja maaliskuussa tai lian/noen sateettomana aikana aiheuttamaa tehonvähennystä ei ole otettu huomioon simulaatiossa. Tehostajien vaikutusta lumipeitteen ja lian osalta voidaan varovasti arvioida olevan n. 0,5 1 %. Tehostajien kokonaisvaikutus vuositasolla on n. 4 4,5 % riippuen olosuhteista. Isommissa järjestelmissä tehostajat voivat myös säästää järjestelmän komponenttien määrää, joten asennusten osalta voi syntyä myös pientä kustannussäästöä. Energiatuen osalta älykkäät ratkaisut optimoinnin suhteen saatetaan lukea uutta teknologiaa hyödyntäväksi, jolloin tuen määrä voi optimoinnin kohdalla olla isompi (35 %). Energiantuen osalta ei kuitenkaan anneta uuden teknologian osalta ennakkopäätöksiä. Ylituotannon myyminen Tällä hetkellä verkkoyhtiöiden korvaus aurinkosähköstä on suhteellisen pientä aurinkosähköllä tuotetusta sähköstä. Sähkön hinnan nouseminen myydessä verkkoon päin tarvitsee myös vahvaa energiapoliittista ohjausta sekä vahvempaa vastaantuloa verkkoyhtiöiltä. Sähköyhtiöt maksavat yleensä sähköstä vain tukkuhinnan 2-6 snt/kwh vähentäen siitä usein tietyn marginaalin tai palvelumaksun riippuen sähköyhtiöstä. Sähköntuotannon ylijäävä sähkö voidaan siis myydä sähköyhtiöille. Sähköä syntyy eniten päivällä ja mikäli käytössä on pörssisähköön sidottu hinta, sähkön tuntihinnat ovat korkeimmillaan sähköpörssissä. Myymällä ylijäämäsähkö esimerkiksi paikalliselle sähköyhtiölle, siitä saatetaan maksaa täysi tuntikohtainen hinta ilman kuluvähennyksiä heti seuraavassa sähkölaskussa riippuen sähköyhtiöstä. Keskimääräinen myyntihinta verkkoon menevästä sähköstä kesällä on n. 4,5snt/kWh.

22 14.7.2016 pörssisähkön hinta (snt/kwh) 5,5 5 4,5 4 3,5 3 2,5 2 8.00 9.00 10.00 11.00 12.00 13.00 14.00 15.00 16.00 17.00 18.00 Kuvaaja 5: Esimerkki pörssisähkön hinnasta huipputuotantoaikoina Aurinkosähköjärjestelmän maksimiteho saavutetaan kesällä yleensä klo. 11 15 välisenä aikana jolloin todennäköisesti ylituotantoakin syntyy. Kesäkuukausina tehoa riittää pidempään ja kuten yllä olevasta kuvaajasta voidaan todeta, että pörssisähkön korkeimmat tuntikohtaiset hinnat osuvat juuri aurinkosähkön maksimitehon aikaan. Sähkön ohjaus Aurinkosähkön tuotannossa syntyy järjestelmäkoosta ja tuntivaihteluista johtuen välillä verkkoon päin menevää sähköntuotantoa. Verkkoon päin menevästä ylituotantosähköstä korvaustaso ei yleensä ole kovin suuri. Mikäli ylituotantoa syntyy paljon, voi sähkön ohjaaminen kulutukseen, akkujen lataamiseen tai veden lämmittämiseen olla joissakin tapauksissa järkevämpää, mikäli sähköä voidaan kustannustehokkaasti ohjata haluttuun toimintoon. Kun vettä lämmitetään sähköllä, on ylijäämän ohjaaminen pelkällä /kwh vertailulla kannattavampaa, mikäli kustannukset ohjaukseen vaadittavasta teknologiasta ovat siedettävät. Sähköä voidaan myös ohjata älykkäästi kulutuslaitteille kytkemällä niitä päälle tai pois sen mukaan miten aurinkoenergiaa on saatavilla. Lisäksi kulutuksen ylittävää sähköä voitaisiin varastoida erilliseen sähkövarastoon. Erilaisilla sensoreilla varustettuna voidaan mm. sääennustuksen pohjalta mukauttaa järjestelmää toimimaan optimaalisesti. Sähkön ohjaus vaatii yleensä perusinvertterin lisäksi mittaavan komponentin, jolla ylituotannon osuutta voidaan mitata ja seurata ja jota ohjaavat laitteet käyttävät ylituotannon ohjaamisen perustana. Ohjausreleellä voidaan aurinkosähkön ylituotantoa ohjata haluttuun kulutuspisteeseen.

23 Kuva 17: Fronius smart meter (Fronius 2017) Mikäli ylituotanto saadaan ohjattua ilman merkittäviä kustannuksia olemassa oleviin ratkaisuihin, on ylituotannon ohjaaminen lämmöntuotantoon järkevämpää kuin sähkön myyminen verkkoon päin. Oletettavasti myyntisähkön hinta ei nouse kovin voimakkaasti ilman energiapoliittista ohjausta, joten hakelämmön tuotantokustannukset ( /MWh) ovat todennäköisesti vielä toistaiseksi parempi sijoitus mahdolliselle ylituotannolle. Toisaalta ylituotannon määrät ovat varsin pieniä lämmöntuotannon kannalta hyödynnettäviksi silloin kun omavaraisuusaste on selvästi yli 90 % ja erot jäävät siten marginaalisiksi. Sähkön älykkäällä ohjaamisella hakelämpölaitosten tapauksessa tarkoitetaan lähinnä ylimääräisen sähkön ohjaamista tuotantoon eli tässä tapauksessa veden lämmitykseen. Erillisellä aurinkosähkövastuksella tai vastuksilla voidaan ohjata ylituotantoa suoraan veden lämmitykseen. Teholtaan vastus on yleensä esimerkiksi 3 kw (ac- elwa). Vastus toimii pienillä häviöillä ja säätää tehoa aurinkosähkön ylituotannon mukaan. Kuva 18: Aurinkosähkövastus AC-Elwa. (my-pv 2017)

24 Sähkön ohjaus Enon Alakylän lämpölaitoksella 21 kw:n järjestelmällä syntyy vuositasolla ylituotantoa noin 1500 1600 kwh. Mikäli esimerkiksi 3 kw:n aurinkosähkövastuksia voidaan helposti asentaa, yhdellä 3 kw:n vastuksella voidaan tästä määrästä hyödyntää teoriassa arviolta n. 1000 kwh. Loput ylituotannosta menisi myyntiin. Kahdella 3 kw:n aurinkovastuksella voidaan teoriassa hyödyntää 1400 1500 kwh, mikäli puut eivät varjostaisi kenttää. Verkkoon menevä osuus olisi tällöin arviolta vuositasolla noin 100 200 kwh. Ylimääräistä aurinkoenergiaa hyödyntävät aurinkovastukset maksavat esimerkiksi Saksassa noin. 900-1000. Invertteri tarvitsee oman mittarin ylituotannon mittaamiselle, jotta vastuksia voidaan käyttää. Erillinen mittari on muutenkin suositeltavaa hankkia, jotta verkkoon päin menevää tuotantoa voidaan seurata. Asennuksen osuus voisi arviolta olla n. 500 /vastus. Vastukset voidaan myös jälkiasentaa järjestelmään, mikäli järjestelmästä löytyvät tarvittavat komponentit. Osana aurinkosähköjärjestelmähankintaa sähkönohjaus kuuluu todennäköisesti saman energiatuen piiriin. 14 Ylituotannon ohjaus 12 10 8 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 kulutus Ylituotannon ohjaus Aurinkosähkö Kuvaaja 6: Ylituotannon ohjauksen havainnollistaminen hyvänä paistepäivänä Sähkövarasto Sähkövarastot tulevat todennäköisesti näyttelemään yhä tärkeämpää osaa tulevaisuudessa aurinkosähkön yleistyessä. Sähkövarastolla tarkoitetaan akkua, joka perustuu yleensä litiumionikennoihin. Sähkövarastojen avulla voidaan ratkaista uusiutuvan energian haasteita varsinkin aurinkosähkön osalta. Varastoilla voidaan tasata sähkön käyttöä ja tuotantoa, aurinkoisena päivänä akut ladataan täyteen, ja sähkö käytetään pimeinä yön tunteina, kulutushuippujen tai kalliin sähkön aikaan pienentämään kustannuksia. Sähkövarastojen kustannustaso on toistaiseksi vielä hieman korkeahko, mutta hintatason oletetaan alentuvan mm. Pöyryn selvityksen mukaan nykyisestä 50 % vuoteen 2025

25 mennessä. (Pöyry Management Consulting Oy 2017). Akustolla toteutettu varastointikapasiteetti on yleensä muutama tunti tai korkeintaan 1 päivä normaalikäytössä riippuen kulutusprofiilista. Kuva 19: Esimerkki Froniuksen järjestelmäkuvauksesta (verkkoon kytketty aurinkosähköjärjestelmä + sähkövarasto), (Fronius 2017) Energiatuen osalta sähkövarastot saatetaan lukea uutta teknologiaa hyödyntäväksi jolloin tuen määrä voi sähkövaraston kohdalla olla isompi (35 %). Energiantuen osalta ei anneta uuden teknologian osalta ennakkopäätöksiä. Kuva 20: vasemmalla Froniuksen solar battery (4,5 12 kw) ja oikealla Teslan Powerwall 2 (14 kw) (Fronius, Tesla 2017) Valmistajat antavat akustoilleen yleensä 5 10 vuoden takuun. Froniuksen materiaalitakuu on 5 vuotta ja Teslan 10 vuotta. Litiumiin perustuvien akkujen ongelma ei niinkään lataussyklien suuri määrä vaan niiden luontainen ikääntyminen, vaikka niitä ei käytettäisikään. Fronius lupaa akuilleen 15 vuoden kapasiteettitakuun, jolloin kapasiteetista pitäisi olla jäljellä 68 %. Vastaavasti Tesla lupaa 10 vuoden kapasiteettitakuuksi 80 %.

26 Sähkövarasto Enon Alakylän lämpövoimalaitoksella Kun otetaan huomioon käytettävissä oleva katelappeen ala, isoin voimala, mikä mahtuisi voimalaitoksen kattolappeelle on n. 21-22 kw. 21 kwp:n voimalalla (riippuen varjostuksista) omakulutusaste on n. 88 90 %. Tämä tarkoittaa silloin, että sähkövarastolla pyrittäisiin kattamaan 10 12 % verkkoon päin menevästä sähköstä omaan käyttöön. Sähkövarasto toimii optimaalisimmin siten, että kulutuspiikit osuisivat aamulle sekä illalle, jolloin päivällä auringolla voidaan tuottaa pohjakulutus sekä ylituotannolla voidaan ladata sähkövarastoa illan ja mahdollisesti yön kulutusta varten. Hakelaitoksen tasainen sähkönkulutuskuorma on profiililtaan tasainen, jolloin ylituotantoa syntyy aina hetkellisesti ja sähkövarasto ei todennäköisesti pääse silloin optimaalisesti lataantumaan. Tällä hetkellä kustannuksiltaan ja ominaisuuksiltaan paras pienen kokoluokan sähkövarasto on Tesla Powerwall 2, joka on nominaalikapasiteetiltaan 14 kw ja käyttökapasiteetiltaan 13,5 kwh. Akun jatkuva teho on 5,2 kw ja huipputeho 7 kw. Akuston takuu on 10 vuotta ja se voidaan purkaa 100 %. Taloudellinen purkaussykli on 90 %. 14 kw:n akuston hinnaksi Tesla on kaavaillut asennuksineen n. 8000 (sis. Alv), mikä olisi markkinoiden halvin hintataso ( /kw). Akuston käyttäminen vaatii aurinkosähköjärjestelmältä ns. hybridi-invertterin, joka on kustannuksiltaan yleensä tavallista invertteriä 30 50 % kalliimpi. Akuston tekninen elinkaari on yleisesti noin 10-20 vuotta. Alakylän tapauksessa otetaan tarkasteluun esimerkkinä Teslan 14 kw:n akusto. Seuraavassa taulukossa on demonstroitu 14 kw:n sekä 2 x 14 kw:n akuston vaikutusta 21 kw:n aurinkosähkövoimalassa. Kuvaaja 7: 14 kw ja 2 x 14 kw akuston kautta saatu energia eri kuukausina. Akuston hyödyntäminen keskittyy huhti-elokuulle, jolloin aurinkoenergiaa on eniten saatavilla. Vuodessa 14 kw:n akustolla saadaan n. 660 700 kwh energiaa ja 28 kw:n akustolla n. 1000 kwh. Toukokuussa akustoon varastoimalla saadaan hyödynnettyä n. 10 % enemmän auringon energiaa.

27 Akuston käyttö nostaa 21 kw:n voimalan omakulutusastetta vuositasolla n. 5-10 %, jolloin kokonaisomakulutusaste on n. 93 99 %. Sähkövaraston lataus-purkusyklejä tulee simulaation mukaan vuodessa n. 47 kpl 14 kw:n akustolla ja 28 kw:n akustolla 37 kpl. Järjestelmän tulisi olla joko kooltaan selvästi isompi tai kulutusprofiilin epätasaisempi, jotta akustosta saataisiin parempi kokonaishyöty. Kuvaaja 8: Sähkövaraston vaikuttavuus suhteutettuna aurinkosähkön tuotantoon. Kuvaaja 9: Tyypillisen kesäpäivän tuotantoprofiili Yllä olevassa kuvaajassa on demonstroitu tyypillinen kesäpäivän kulutus Alakylän hakelaitoksella sekä simuloitu tuotanto 21 kw:n järjestelmällä, jolloin ylituotantoa syntyy päivällä.

28 Kuvaaja 10: 14 kw:n sähkövarasto simuloituna Kuvassa on edelliseen simulaation lisätty 14 kw:n sähkövarasto, jonka lataus- ja purkuprofiili käy kuvaajasta ilmi. Sähkövarastoa käyttämällä kulutusta on saatu siirrettyä päivästä myöhempään iltaan vastaamaan kulutusprofiilin kulutusta. Käytännössä 14 kw:n akun latausta voidaan käyttää 2 3 tuntia kulutukseen. Kannattavuuslaskelmat Kannattavuuslaskelmat on tehty takaisinmaksuajan-, nykyarvon- sekä sisäisen koron menetelmillä. Laskentakorkokantoina on käytetty kolmea eri prosenttikantaa (0 %, 2 % ja 3 %). Lisäksi laskelmissa on arvioitu herkkyysanalyyseillä ostosähkön hinnan nousun vaikutusta kannattavuuteen neljällä eri prosenttikannalla (1 %,2 %,3 % ja 5 %). Sähkön hintana on käytetty ilmoitettua keskiarvoa (n. 8 cnt, alv. 0%), joka koostuu sähköenergian hinnasta, siirtomaksusta sekä sähköverosta. Järjestelmän hinnat ovat määritetty keskimääräisten toteutuneiden ja hankkeen aikana saatujen tarjousten hintojen mukaan asennettuna /Wp (ALV 0%). Kustannukset per /Wp laskevat yleensä sitä mukaa mitä isommasta järjestelmästä on kyse. Vaikka yleensä mitoitus toteutetaan tällä hetkellä yleisesti kohteen pohjakuorman mukaan siten, että omakäyttöaste olisi mahdollisimman suuri, tuntikohtaisista ja kuukausikohtaisista vaihteluista johtuen omakulutusaste voi olla pienempikin, jos suhteessa järjestelmä nostaa merkittävästi omavaraisuusastetta eli osuutta kokonaissähkön kulutuksesta. Tähän vaikuttaa myös erittäin paljon järjestelmien hintataso, koska isommat järjestelmät maksavat vähemmän kuin pienemmät, jolloin /Wp on alhaisempi ja se saattaa johtaa parempaan kannattavuuteen jopa alle 90 %:n omakäyttöasteellakin. Kannattavuuslaskelmissa on huomioitu mahdollinen Tekesin myöntämä energiatuki.

29 Energiatukea voidaan myöntää sellaisiin ilmasto- ja ympäristömyönteisiin investointi- ja selvityshankkeisiin, jotka edistävät uusiutuvan energian tuotantoa tai käyttöä, energiansäästöä tai energian tuotannon tai käytön tehostamista sekä vähentävät energian tuotannon tai käytön ympäristöhaittoja. Energiatuella pyritään myös edistämään uuden energiateknologian käyttöönottoa ja markkinoille saattamista. Tekesin myöntämä tuki aurinkosähköhankkeille on tyypillisesti 25 % hankkeen hyväksyttävistä kokonaiskustannuksista. Järjestelmän elinkaari on yleisesti aurinkosähköinvestoinneissa 30 vuotta. Nykypaneelit kestävät todennäköisesti ainakin 40 vuotta sekä paneeleille myönnetään yleisesti 15 25 vuoden materiaalitakuu. Sähköpaneelien ominaisuuksista johtuen paneeleissa tapahtuu tehon heikkenemistä noin 0,25-0,5 %/vuodessa mikä tarkoittaa, että paneelien tehosta on 30 vuoden jälkeen jäljellä yli 80 %. Muun muassa Fraunhofer instituutti on testannut degraatiota eli tehon alenemista paneeleissa ja viimeisimpien tutkimusten mukaan heikkenemän vaihteluväli on n. 0,25 0,5 %. Valmistajat lupaavat paneeleilla sähköntuottotakuuta 25 40 vuotta keskimäärin, joka tarkoittaa siis yleensä, että takuu jälkeen paneeleissa on vähintään 80 % jäljellä tehosta. Kannattavuuslaskelmissa ei ole otettu huomioon mahdollista katemateriaalin vaihtamista järjestelmän elinkaaren aikana. Mikäli kate joudutaan uusimaan paneelien alta, on kustannus noin 1000 2000 euroa, kun paneelit joudutaan ottamaan pois ja laittamaan takaisin paikalleen. Lähde: (Janne Käpylehto, Auringosta sähköt). Kannattavuuslaskelmat on tehty perusaurinkosähköjärjestelmälle sekä järjestelmille, joissa on käytetty aiemmin raportissa mainittua sähkövarastoa, tehostajia tai sähkönohjausta. Tarkasteluun on otettu 14,58 kw:n ja 21,06 kw:n aurinkosähköjärjestelmät. Kannattavuuslaskelmat on tehty viimeisten saatujen tarjousten perusteella. Tarjoukset ovat osa lämpövoimalaitosten yhteishankinta hanketta, joten ne eroavat normaalista pyydetyistä yksittäisistä hinnoista. Tarjottujen järjestelmien hinnat perusjärjestelmien osalta olivat 21,06 kw:lle n. 20 000 ja 14,56 kw:lle n. 15 000. Sähkövaraston, tehostajien ja sähkönohjauksen osalta on käytetty valmistajien antamia jälleenmyyntihintoja tai arvioita.

30 Kannattavuuslaskelmat perusjärjestelmät Laskentakorko 0% 14,58 kw 21,06 kw Sähkön korotus % 1 % 2 % 3 % 5 % 1 % 2 % 3 % 5 % TMA 13 12 11 10 11 11 10 10 IRR % 6,23 7,26 8,27 10,28 7,34 8,35 9,36 11,35 Nettonykyarvo 14 692 19208 24674 39366 23402 29925 37821 59043 LCOE 4,35 3,84 Laskentakorko 2 % 14,58 kw 21,06 kw Sähkön korotus % 1 % 2 % 3 % 5 % 1 % 2 % 3 % 5 % TMA 17 15 13 12 13 12 12 11 IRR 6,23 7,26 8,27 10,28 7,34 8,35 9,36 11,35 Nettonykyarvo 7725 10659 14178 23512 13144 17382 22464 35947 LCOE 4,35 3,84 Laskentakorko 3 % 14,58 kw 21,06 kw Sähkön korotus % 1 % 2 % 3 % 5 % 1 % 2 % 3 % 5 % TMA 18 16 15 12 16 13 13 11 IRR 6,23 7,26 8,27 10,28 7,34 8,35 9,36 11,35 Nettonykyarvo 5244 7633 10484 17997 9482 12932 17050 27902 LCOE 4,35 3,84 14,58 kw 21,06 kw /Wp tuettu 0,78 0,70 /Wp ilman tukia 1,03 0,94 Energy paybacktime 3,1 3,1 Eroei indeksi 1:9,6 1:9,6 Huipunkäyttöaika h/a 699 h/a 699 h/a Ostosähkön hinta (cnt/kwh) 30 v:n aikana 1 % 2 % 3 % 5 % Taulukko 6: Herkkyysanalyysi järjestelmistä 9,41 10,93 12,77 17,73 TMA=takaisinmaksuaika IRR=sisäinen korkokanta LCOE= aurinkosähkön tuotantohinta 14,58 kw:n järjestelmän takaisinmaksuaika on n. 12 vuotta ja sisäinen korkokanta n. 7 %, kun oletetaan, että sähkön hinta nousee 2 %/a ja laskentakorkokanta on 0 %. Yhtenä kannattavuuden ja vertailun mittarina voidaan pitää myös yksinkertaistettua mallia LCOE-tuotantohinnasta, joka muodostuu alkuinvestoinneista sekä käyttöiän aikaisesta järjestelmän energian tuotannosta ja ylläpitokuluista. 14,58 kw:n järjestelmällä se on 4,35 cnt/kwh. Asennetun wattipiikin hinta tuettuna on 0,78 /Wp. Vastaavasti isomman 21,06 kw:n järjestelmän takaisinmaksuaika on 11 vuotta ja sisäinen korkokanta on 8,35 %, kun sähkön hinta kohoaa 2 %/a ja laskentakorkokanta 0 %. Lukemia voidaan pitää aurinkosähkölle varsin hyvinä. Järjestelmistä 21,06 kw on kannattavuuslaskelmien mukaan taloudellisesti kannattavampi 30 vuoden elinkaaren aikana. 21,06 kw:n LCOE-hinta on 3,84 cnt/kwh ja tuettu asennetun wattipiikin hinta on 0,70 /Wp.

31 Kannattavuus (sähkövarasto, tehostajat, sähkön ohjaus) Sähkövaraston laskuissa on käytetty Teslan Powerwall 14 kw:n akustoa sekä oletettu sähkövaraston suhteen korkeampaa uuden teknologian tukiprosenttia (35 %). Arvioitu kustannus koko järjestelmälle 27000 (Alv 0 %). Järjestelmän simuloitu omavaraisuusaste on 95 %. Sähkön ohjauksessa on käytetty 2 x 3 kw aurinkosähkövastusta, joiden arvioitu kokonaiskustannus halvimmillaan n. 23 000 23 500. Järjestelmän omavaraisuusaste on 99 %. Tehostajien käyttö nostaa investointikustannuksia n. 3200 ja parantaa tuottoa simulaatioiden mukaan korkeintaan n. 5 % (jos lumen vaikutukset huomioidaan). Myös sähkön ohjauksen ja tehostajien osalta on oletettu korkeampaa uuden teknologian tukiprosenttia. Kaikki laskelmat on tehty 21,06 kw:n järjestelmälle. 18 16 14 12 10 8 6 16 5,29% 6,97% 12 12 6,89% 8,00% 7,00% 6,00% 5,00% 4,00% 3,00% 4 2,00% 2 1,00% 0 Sähkövarasto Tehostajat Sähkönohjaus 0,00% Takaisinmaksuaika Sisäinen korko Kuvaaja 11: Herkkyysanalyysit 2 %:n sähkön hinnankorotuksella ja 0 %:n laskentakorkokannalla Kannattavuustarkastelussa on tarkasteltu kannattavuutta 2 %: sähkön hinnan nousulla laskentakorkokannan ollessa 0 %. Sähkövarasto nostaa järjestelmän omavaraisuutta n. 5 10 %, mutta se ei nosta investoinnin kannattavuutta tässä tapauksessa. Parhaimmillaan päästään n. 15 16 vuoden takaisinmaksuaikoihin ja 5 6 % sisäiseen korkokantaan. Tehostajien käyttämällä investointi on kannattavampi kuin sähkövaraston kanssa. Tehostajien kohdalla voidaan päästä n. 12 vuoden takaisinmaksuaikoihin ja n. 7 % sisäiseen korkokantaan. Sähkön ohjaus lämpimän veden tuotantoon on kannattavuudeltaan tehostajien luokkaa, mutta kokonaisinvestointina se ei toistaiseksi lisää kannattavuutta perusjärjestelmään nähden. Laskentakorkokannan ollessa 3 %, takaisinmaksuajat nousevat kaikissa tapauksissa noin viidellä vuodella.