Aurinkosähköjärjestelmän mitoitus ja kannattavuus maatilalla 1. Taustatiedot ja mitoitus Lähtökohdat Tämän selvityksen tarkoituksena on esittää käytännön esimerkki aurinkosähköjärjestelmän mitoituksesta ja kannattavuudesta maatilalla. Esimerkkitilana toimii nurmeslainen Piirosen maitotila. Maitotilat soveltuvat yleensä hyvin aurinkosähkön tuotantokohteiksi suhteellisen korkea sähkönkulutuksen ansiosta. Etenkin lypsyrobotillisilla tiloilla kulutusprofiili on tasainen, mikä helpottaa mitoituksen tekemistä. Tässä selvityksessä tarkastellaan kolmen eri kokoisen järjestelmän suoriutumista. Oletuksena on, että suurin järjestelmäkoko on suunnattu kaakon suuntaan ja kaksi pienempää kokoluokkaa lounaaseen. Aurinkosähkön potentiaali ja lähtöarvot Kohteen aurinkosäteilyn potentiaalin selvittämiseen käytettiin Metesosyn ilmastotieteellistä mallinnusohjelmaa aurinkosäteilylle. Ohjelma on osa aurinkosähkömitoitukseen käytettävää PVSol-ohjelmistoa. Mallinnusohjelman ilmastotieteelliset arvot ja tiedot perustuvat pitkäaikaisiin ilmastotieteellisiin satelliittimittauksiin ja lämpötilatilastoihin vuosilta 1991-2010. Vuosittaisiin tuotantoarvoihin vaikuttavat luonnollisesti myös erilaiset vuodet sään ja saatavissa olevan säteilyn suhteen. Taulukossa 1 on esitetty aurinkosähkön tuotannon laskemiseen käytettäviä lähtöarvoja. Taulukko 1. Aurinkosähkön tuotannon laskemiseen käytetyt lähtöarvot. Paneeli Heckert NeMo 260 W Aurinkopaneelien tuoton heikentymä (perustuu 0,3 %/v Fraunhofer Institituutin julkaisuun vuodelta 2017) Häviöt Kokonaishäviöt noin 20 % Paneelien suuntaus Lounaan suuntaisen katon kallistus 27 astetta, kattolape noin 43 astetta etelästä länteen. Kaakon suuntaisen katon kallistus 18 astetta, kattolape noin 47 astetta etelästä itään. Paneelien tuottoennuste Noin 770-783 kwh/kw p (riippuu järjestelmän koosta) Aurinkopaneelien asennukseen suunniteltu lounaan suuntainen kattolape suuntautuu noin 43 astetta etelästä länteen ja on pinta-alaltaan ilmakuvasta mitattuna noin 157 m 2. (kuvat 1 ja 2). Toinen mahdollinen asennuspaikka on suurempi kaakkoon suuntautuva kattolape, jonka ilmansuunta on noin 47 astetta etelästä itään. Tähän suuntaan aurinkosähkön tuotanto on vuositasolla lähes yhtä suuri, kuin lounaan suuntaisella lappeella. Vuositasolla tuotannossa on eroa noin 2 %. Kaakkoon suunnattuna paneelien tuotanto painottuu hieman enemmän aamulle ja lounaaseen suunnattuna iltapäivälle. Kesäajan sähkönkulutusprofiili on kuitenkin melko tasainen, joten suurta merkitystä ilmansuunnalla ei ole kulutuksenkaan näkökulmasta. Asennuspaikkaa valitessa kannattaa huomioida myös mahdolliset varjostavat tekijät ja katossa olevat esteet kuten piiput ja kattoluukut.
Kuva 1. Aurinkopaneelien asentamiseen suunniteltavan katon ilmansuunta. Kuva 2. Aurinkopaneelien asentamiseen suunniteltavan katon pinta-ala.
Sähkönkulutus (kwh) Poveria biomassasta Sähkönkulutus Aurinkosähköjärjestelmän mitoitusta varten tarvitaan tarkat tuntikohtaiset sähkönkulutustiedot, jotka saadaan PKS:n nettipalvelusta. Sähkönkulutus tilalla oli 1.1.2016-31.12.1016 yhteensä 126 051 kwh. Aurinkosähköjärjestelmä kannattaa yleensä mitoittaa siten, että suurin osa tuotetusta sähköstä saadaan hyödynnettyä itse, koska ylituotannon myynnistä saatava hinta (noin 4 snt/kwh) on huomattavasti pienempi, kuin verkosta ostettavan sähkön kokonaishinta. Tästä syystä mitoitusperiaatteena käytetään yleensä kesäkuukausien päiväajan kulutusprofiilia. Alla on esitetty kuvat kuukausikohtaisesta kulutuksesta (kuva 3) 2016 sekä huhti-elokuun keskimääräisestä päiväkohtaisesta kulutuksesta (kuva 4). 16000 14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0 Sähkönkulutus kuukausittain Kuva 3. Sähkönkulutus vuonna 2016 kuukausittain.
Sähkönkulutus (kwh) Poveria biomassasta Keskimääräinen tuntikulutus 18,00 16,00 14,00 12,00 10,00 8,00 6,00 4,00 2,00 0,00 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Kellonaika Kuva 4. Sähkönkulutus tunneittain keskimäärin huhti-elokuussa 2016. Tarkasteluun valittavat aurinkosähköjärjestelmien kokoluokat Aurinkosähköjärjestelmien teho ilmoitetaan yleensä nimellistehona (kw p), joka tarkoittaa sitä sähkötehoa, jonka paneeli tuottaa standardiolosuhteissa, kun auringon säteily kohtisuoraan paneelia kohti on 1000 W/m². Esimerkiksi Etelä-Suomessa auringonsäteily on keskipäivällä kirkkaalla säällä enimmillään noin 800 W/m2, joten Suomen oloissa aurinkopaneelin nimellistehon suuruista sähkötehoa paneeleista ei hetkittäisiä tuotantohuippuja lukuun ottamatta yleensä saavuteta. Kohteen sähkönkulutus kesäpäivinä on keskimäärin noin 12 kw. PVSol -ohjelman mukaan aurinkosähköjärjestelmän maksimiteho on kohteessa noin 80 % nimellistehosta, joten mikäli verkkoon syötettävän sähkön määrä halutaan minimoida olisi järjestelmän koko noin 15 kw p. PVSol-ohjelmalla voidaan simuloida erikokoisten järjestelmien sähkön omakäyttöasteita ja simuloinnin mukaan vielä 17,2 kw p:n järjestelmälläkin 99 % tuotetusta sähköstä saadaan omaan käyttöön. Valitaan tämä järjestelmäkoko vertailun pienimmäksi kokoluokaksi. Pohjakulutuksen mukaan mitoitettu järjestelmä ei aina ole taloudellisesti kannattavin, koska järjestelmien yksikköhinta laskee yleensä järjestelmäkoon kasvaessa. Valitaan vertailuun lisäksi hieman suuremmat järjestelmät 25 kw p ja 35,4 kw p. 25 kw p:n järjestelmä tarvitsee pinta-alaa noin 156 m 2 ja 35,4 kw p:n 221 m 2. Kuten kuvasta 2 nähdään, lounaan suuntaisen harmaan kattolappeen pinta-ala on suunnilleen yhtä suuri, kuin 25 kw p:n järjestelmän tarvitsema pinta-ala, joten suurin järjestelmä ei mahdu pelkästään tälle lappeelle. Myös 25 kw p:n järjestelmän kanssa voi tehdä tiukkaa, jos koko kattopinta-ala ei ole käytettävissä paneeleille. Samansuuntaisen viereisen rakennuksen lape on noin 60 m 2, joten yhteensä näiden kahden katon pinta-ala voisi juuri ja juuri riittää 35,4 kwp:n järjestelmälle. Toinen vaihtoehto on asentaa järjestelmä kaakon suuntaiselle suurimman rakennuksen lappeelle, jonka pinta-ala riittää hyvin ja tuotanto on hyvin samaa luokkaa. Valitaan siis suurimman järjestelmän asennuspaikaksi suurempi kaakon suuntainen lape.
Kulutus/tuotanto (kwh) Poveria biomassasta 2. Aurinkosähkön tuotanto Järjestelmäkokojen vertailu Kuvassa 5 on esitetty erikokoisten järjestelmien tuotantoa aurinkoisena huipputuotantopäivänä verrattuna keskimääräiseen kesäajan kulutukseen. Aurinkosähkön tuotantokuvaajat on piirretty PVSol -ohjelman ilmastotilastojen perusteella laskemien tuottoennusteiden perusteella ajankohdalle 30.6. klo 2-21. 17,2 kw p:n järjestelmällä ylituotantoa ei juurikaan synny päivän aikana, mutta isommilla järjestelmillä tuotanto ylittää keskimääräisen kulutuksen huipputuotannon aikana. Pilvisempinä päivinä tilanne on toinen ja huipputuotanto jää luonnollisesti matalammaksi. Kuten kuvasta nähdään, suurimman järjestelmän huipputuotanto painottuu enemmän aamupäivälle, koska ilmansuunta on kaakkoon. 30,00 25,00 20,00 15,00 10,00 5,00 0,00 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 Kellonaika Kulutus Tuotanto 17,2 kwp Tuotanto 25 kwp Tuotanto 35,4 kwp Kuva 5. Erikokoisten aurinkosähköjärjestelmien tuotto 30.6. klo 2-21 suhteessa kesäajan kesimääräiseen kulutukseen. Taulukossa 2 on esitetty järjestelmäkokojen tuotantotietoja. Omavaraisuusaste kasvaa odotetusti suuremmilla järjestelmillä, mutta myös verkkoon syötettävän sähkön osuus on hieman suurempi. Suurimmallakin järjestelmäkoolla 80 % tuotetusta sähköstä saadaan kuitenkin omaan käyttöön. Seuraavissa kappaleissa esitetään järjestelmävaihtoehtojen kuukausikohtaisia tuotantotietoja.
Taulukko 2. Järjestelmien tuotantotietoja. Järjestelmäkoko Paneelien pinta-ala (m 2 ) Järjestelmän tuotanto (kwh/v) Omakäyttöaste* (%) 17,2 kw p 108 13 439 99 11 25 kw p 156 19 627 92 14 35,4 kw p 221 27 209 81 18 *Itse kulutettavan aurinkosähkön osuus koko aurinkosähkön tuotannosta **Itse kulutettavan aurinkosähkön osuus kokonaiskulutuksesta Omavaraisuusaste** (%) 17,2 kwp:n järjestelmä Taulukossa 3 ja kuvassa 6 on esitetty 17,2 kw p:n järjestelmän tuotantotietoja. Omavaraisuusaste on vuositasolla noin 11 %, kesäkuukausina parhaimmillaan 27 %. Taulukko 3. 17,2 kwp:n järjestelmän tuotantolukemia Kuukausi Sähkönkulutus (kwh) 17,2 kw p:n tuotanto (kwh) Omakäyttöaste Omvaraisuusaste Tammikuu 13 838 1 100 % 0 % 0 Helmikuu 10 520 19 100 % 0 % 1 Maaliskuu 11 064 945 100 % 9 % 64 Huhtikuu 9 385 1 914 99 % 20 % 130 Toukokuu 8 593 2 397 97 % 27 % 161 Kesäkuu 8 678 2 265 99 % 26 % 153 Heinäkuu 9 261 2 313 98 % 24 % 156 Elokuu 10 070 1 833 99 % 18 % 124 Syyskuu 9 797 1 175 100 % 12 % 80 Lokakuu 10 460 482 100 % 5 % 33 Marraskuu 12 132 91 100 % 1 % 6 Joulukuu 12 252 5 100 % 0 % 0 Yhteensä 126 051 13 439 99 % 11 % 910 *Nykyisellä sähkön hinnalla Säästö sähkölaskussa + ylituotannon myynti ( )*
Sähkönkulutus/tuotanto (kwh) Poveria biomassasta 16000 14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0 Kuva 6. 17,2 kwp:n järjestelmän tuotanto. 25 kwp:n järjestelmä Omavaraisuusaste on vuositasolla noin 14 % kulutuksesta, kesäkuukausina parhaimmillaan 35 %. Sähkön omakäyttöaste on tässä tapauksessa vuositasolla 92 %, joten kesällä sähköä jää yli oman käytön hieman enemmän. Taulukko 4. 25 kwp:n järjestelmän tuotantolukemia. Kuukausi Aurinkosähkö omaan käyttöön (kwh) Aurinkosähkö verkkoon (kwh) Sähkönkulutus (kwh) Sähkönkulutus (kwh) 25 kw p:n tuotanto (kwh) Omakäyttöaste (%) Omavaraisuusaste (%) Tammikuu 13 838 2 100 % 0 % 0 Helmikuu 10 520 30 100 % 0 % 2 Maaliskuu 11 064 1 383 100 % 12 % 94 Huhtikuu 9 385 2 791 92 % 27 % 184 Toukokuu 8 593 3 494 86 % 35 % 224 Kesäkuu 8 678 3 305 90 % 34 % 216 Heinäkuu 9 261 3 374 91 % 33 % 221 Elokuu 10 070 2 675 94 % 25 % 178 Syyskuu 9 797 1 719 96 % 17 % 115 Lokakuu 10 460 711 99 % 7 % 48 Marraskuu 12 132 135 100 % 1 % 9 Joulukuu 12 252 7 100 % 0 % 0 Yhteensä 126 051 19 627 92 % 14 % 1292 Säästö sähkölaskussa + ylituotannon myynti ( )
Sähkönkulutus/tuotanto (kwh) Poveria biomassasta 16000 14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0 Kuva 7. 25 kwp:n järjestelmän tuotanto. 35,4 kwp:n järjestelmä Omavaraisuusaste on vuositasolla noin 18 % kulutuksesta, kesäkuukausina parhaimmillaan 43 %. Sähkön omakäyttöaste on tässä tapauksessa vuositasolla 81 %. Taulukko 5. 35,4 kwp:n järjestelmän tuotantolukemia. Kuukausi Aurinkosähkö omaan käyttöön (kwh) Aurinkosähkö verkkoon (kwh) Sähkönkulutus (kwh) Sähkönkulutus (kwh) 35,4 kw p:n tuotanto (kwh) Omakäyttöaste (%) Omavaraisuusaste (%) Tammikuu 13 838 2 100 % 0 % 0 Helmikuu 10 520 30 100 % 0 % 2 Maaliskuu 11 064 1 778 96 % 15 % 119 Huhtikuu 9 385 3 767 81 % 32 % 236 Toukokuu 8 593 4 845 73 % 41 % 293 Kesäkuu 8 678 4 909 76 % 43 % 302 Heinäkuu 9 261 4 784 80 % 41 % 299 Elokuu 10 070 3 843 82 % 31 % 243 Syyskuu 9 797 2 206 90 % 20 % 144 Lokakuu 10 460 887 97 % 8 % 60 Marraskuu 12 132 149 100 % 1 % 10 Joulukuu 12 252 10 100 % 0 % 1 Yhteensä 126 051 27 209 81 % 18 % 1708 Säästö sähkölaskussa + ylituotannon myynti ( )
Sähkönkulutus/tuotanto (kwh) Poveria biomassasta 16000 14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0 Aurinkosähkö omaan käyttöön (kwh) Aurinkosähkö verkkoon (kwh) Sähkönkulutus (kwh) Kuva 8. 35,4 kwp:n järjestelmän tuotanto. 3. Investoinnin kannattavuus Maatilat voivat hakea aurinkosähköinvestointeihin maatalouden investointitukea, joka on suuruudeltaan tällä hetkellä (19.9.2017) tavallisesti 40 % investoinnista. Tuki on aina vähintään 7 000, tätä pienempiin investointeihin ei myönnetä tukea. Investoinnin on oltava siis vähintään 17 500, jotta minimituki ylittyy. Nykyisellä aurinkosähköjärjestelmien hintatasolla tällä hinnalla saa noin 13-14 kw p:n järjestelmän, joten tässä tarkasteltavat järjestelmät ovat lähtökohtaisesti tukikelpoisia. Tuen ehtona on lisäksi, että laskennallisesti kaikki tuotettu aurinkosähkö kulutetaan maataloustoiminnassa ja että yrityksen yrittäjätuloksi pitää osoittaa jäävän investoinnin jälkeen maataloudesta vähintään 25 000 euroa, viimeistään kolmantena vuonna investoinnista. Hetkellisesti sähköä voidaan käyttää myös kotitaloudessa tai syöttää verkkoon. Tässä kohteessa maatalouden kulutus on 90 % kokonaiskulutuksesta, joten isompienkin järjestelmien tuotanto jää vuositasolla reilusti maatalouden kulutusta pienemmäksi. Tukiehdot tarkastellaan kuitenkin tilakohtaisesti, joten 100 %:n varmuutta tuen saamisesta ei ole. Kannattavuuslaskelmat tehtiin takaisinmaksuajan-, nykyarvon- sekä sisäisen koron menetelmillä. Takaisinmaksuaika on helposti ymmärrettävä tunnusluku, mutta soveltuu huonosti aurinkopaneelijärjestelmien kaltaisille investoinneille, sillä se ei ota huomioon järjestelmän pitoaikaa eikä jäännösarvoa. Parempana mittarina kannattavuudelle pidetään yleensä sisäistä korkokantaa eli IRR-lukua. Sisäinen korkokanta kertoo tuottoasteen sijoitetulle pääomalle. Nettonykyarvo puolestaan kertoo investoinnin diskontattujen kassavirtojen nykyarvon.
Tuotetun aurinkosähkön arvo riippuu korvattavan ostosähkön hinnasta, joka lasketaan vuoden 2016 kuukausittaisten sähkölaskujen perusteella. Sähkön hintaa laskettaessa ei huomioida kiinteitä maksuja, joiden suuruuteen aurinkosähkön tuotanto ei vaikuta. Sähkön hinta vaihtelee kuukausittain ja tarkin arvio hinnasta saadaan laskemalla sille aurinkosähkön tuotannon perusteella painotettu keskiarvo. 90 % kulutetusta sähköstä käytetään tuotantotoimintaan, joten tämä osuus sähkön hinnasta lasketaan ilman alv:a. Lisäksi hinnassa huomioidaan sähkön valmisteveron palautus, joka on suuruudeltaan 1,55 snt/kwh (vero.fi 2017). Palautuksen määrästä vähennetään vielä 30 %:n vero, jonka jälkeen sen arvoksi jää noin 1,1 snt/kwh. Näin laskettuna keskimääräiseksi aurinkosähköllä korvattavan ostosähkön hinnaksi tulee noin 6,9 snt/kwh. Koska aurinkosähköjärjestelmän elinikä on pitkä, on laskelmissa huomioitava sähkön hintakehitys tulevaisuudessa. Viimeisen 10 vuoden aikana hinta on noussut keskimäärin muutamia prosentteja vuodessa, mutta tulevaisuuden tarkkaa kehitystä on vaikea ennustaa. Laskelmissa tarkastellaan kannattavuutta erilaisilla hintaennusteilla. Taulukossa 6 on esitetty kannattavuuslaskennan lähtöarvoja ja -oletuksia. Taulukko 6. Kannattavuuslaskennan lähtöarvoja. Aurinkosähköllä korvattavan ostosähkön hinta keskimäärin Verkkoon myytävän sähkön hinta keskimäärin 6,9 snt/kwh 4 snt/kwh Aurinkopaneelien tuoton heikentymä (perustuu 0,3 %/v Fraunhofer Institituutin julkaisuun vuodelta 2017) Investointituki 40 % Laskentakorko 0 % j 2% Arvio sähkön hinnan noususta Huoltokulut Investoinnin käyttöikä 1, 2, 3, ja 5 %/v Invertterin vaihto kerran käyttöiän aikana 10 % alkuinvestoinnista + vuotuiset kulut 0,1 %/v alkuinvestoinnista 30 vuotta Taulukossa 7 on verrattu erikokoisten järjestelmien kannattavuutta toisiinsa. Taulukon lähtöarvoiksi valittiin 0 %:n korkokanta ja sähkön hinnan nousuksi 3 %/v. Järjestelmien hankintahinnat on laskettu keväällä 2017 pohjoiskarjalaiselta laitetoimittajalta saatujen budjettihintojen perusteella. Arvioidut hinnat kilowattia kohti ovat seuraavan laisia: 17,2 kw p = 1300 /kw p, 25 kw p= 1280 /kw p ja 35,4 kw p= 1250 /kw p. Tarkempien investointihintojen selvittämiseksi kannattaa pyytä tarjouksia suoraan laitetoimittajilta. Taulukko 7. Kannattavuuslaskelmien tulokset (laskentakorko 0 %, sähkön hinnan nousu 3 %/v, tuki 40 %). Järjestelmäkoko kw p Investointikustannus (alv 0 %, tuki 40 %) Sisäinen korkokanta Nettonykyarvo ( ) Takaisinmaksuaika (v) 17,2 13 385 7,5 % 25 692 12 4,1 25 19 169 7,4 % 36 245 12 4,1 35,4 26 520 7,0 % 46 492 13 4,1 *Levelized cost of energy: Aurinkosähkön tuotantohinta järjestelmän elinkaaren kustannukset huomioituna. LCOE* (snt/kwh)
Kuten taulukosta 7 nähdään, kannattavuudessa ei ole suuria eroja eri järjestelmäkokojen välillä. Takaisinmaksuaika on noin 12-13 vuotta ja sisäinen korkokanta 7,0-7,5 %. Järjestelmien yksikköhintojen lasku parantaa suurempien järjestelmien kannattavuutta, kun pienempien etu on suurempi aurinkosähkön omakäyttöaste. Aurinkosähkön kannattavuus on hyvin riippuvaista korvattavasta ostosähkön hinnasta, jonka muutoksia on vaikea ennustaa pitkällä aikavälillä. Tällä hetkellä itse sähköenergian hinta on maltillinen, mutta siirtomaksujen osalta on nostopaineita varsinkin haja-asutus alueilla. Sähkön hinnan lisäksi myös laskennassa käytettävä laskentakorko vaikuttaa kannattavuuslaskennan tuloksiin. Taulukossa 8 on esitetty sähkönhintoja 30 vuoden päästä eri nousuennusteilla. Taulukko 8. Ostosähkön hinta 30 vuoden päästä eri nousuennusteilla. Sähkön hinnan nousu 1 %/v 2 %/v 3 %/v 5 %/v Ostosähkön hinta 30 vuoden päästä 9 snt/kwh 12 snt/kwh 16 snt/kwh 28 snt/kwh Lähtöarvojen vaikutusta kannattavuuteen on havainnollistettu alla olevissa taulukoissa, joissa on tarkasteltu järjestelmien kannattavuuksia eri laskentakoroilla ja sähkön hinnan nousuennusteilla. Taulukko 9. 17,2 kwp:n järjestelmän kannattavuus eri laskentakoroilla ja sähkön hinnan nousuennusteilla (investointituki 40 %). Laskentakorko 0 % Takaisinmaksuaika 16 14 12 11 Sisäinen korko 5,4 % 6,5 % 7,5 % 9,6 % Nettonykyarvo 14 611 19 625 25 692 41 993 Laskentakorko 2 % Takaisinmaksuaika 18 17 16 12 Sisäinen korko 5,4 % 6,5 % 7,5 % 9,6 % Nettonykyarvo 7 147 10 405 14 312 24 673 Laskentakorko 3 % Takaisinmaksuaika 20 18 17 13 Sisäinen korko 5,41 % 6,47 % 7,51 % 9,56 % Nettonykyarvo 4 494 7 148 10 315 18 656
Taulukko 10. 25 kwp:n järjestelmän kannattavuus eri laskentakoroilla ja sähkön hinnan nousuennusteilla (investointituki 40 %). Laskentakorko 0 % Takaisinmaksuaika 16 14 12 11 Sisäinen korko 5,3 % 6,4 % 7,4 % 9,5 % Nettonykyarvo 20 522 27 636 36 245 59 376 Laskentakorko 2 % Takaisinmaksuaika 19 17 16 12 Sisäinen korko 5,3 % 6,4 % 7,4 % 9,5 % Nettonykyarvo 9 943 14 566 20 110 34 812 Laskentakorko 3 % Takaisinmaksuaika 21 18 17 14 Sisäinen korko 5,32 % 6,38 % 7,42 % 9,47 % Nettonykyarvo 6 184 9 950 14 443 26 279 Taulukko 11. 35,4 kwp:n järjestelmän kannattavuus eri laskentakoroilla ja sähkön hinnan nousuennusteilla (investointituki 40 %). Laskentakorko 0 % Takaisinmaksuaika 17 14 13 11 Sisäinen korko 4,9 % 5,9 % 7,0 % 9,0 % Nettonykyarvo 25 710 35 113 46 492 77 067 Laskentakorko 2 % Takaisinmaksuaika 20 18 16 13 Sisäinen korko 4,9 % 5,9 % 7,0 % 9,0 % Nettonykyarvo 11 813 17 924 25 252 44 685 Laskentakorko 3 % Takaisinmaksuaika 22 19 18 15 Sisäinen korko 4,89 % 5,95 % 6,99 % 9,04 % Nettonykyarvo 6 881 11 858 17 798 33 441
4. Yhteenveto Korkean ja tasaisen sähkönkulutuksen sekä käytettävissä olevan suhteellisen hyvin suuntautuvan kattopintaalan ansiosta kohde soveltuu hyvin aurinkosähkön tuotantoon. Noin 7 % investoinnin sisäinen korkokanta ja parhaimmillaan 11 vuoden takaisinmaksuaika ovat aurinkosähköinvestointina hyvää tasoa. Kannattavuutta parantaa huomattavasti maatiloille tällä hetkellä haettavissa oleva 40 %:n investointituki. Investointipäätöstä tehdessä kannattaa huomioida, että vaihtelevasta tukipolitiikasta johtuen tukitaso ei välttämättä pysy näin korkeana tulevaisuudessa. Tukiehtojen täyttyminen on tapauskohtaista, joten varmuutta tuen saamisesta ei ole. Jos tukea päädytään hakemaan, on muistettava että investointipäätöstä (esim. tarjouksen hyväksymistä) ei saa tehdä ennen myönteistä tukipäätöstä. Aurinkosähköllä korvattavan ostosähkön hinta on kohteessa melko alhainen, mikä vaikuttaa kannattavuuteen. Tulevaisuudessa kannattavuus riippuu paljon sähkön hintakehityksestä, kuten herkkyystarkastelusta nähdään. Hinnassa voi tapahtua nopeitakin muutoksia. Järjestelmän kokoa valitessa kannattaa huomioida myös mahdollinen sähkönkulutuksen kasvu tulevaisuudessa ja uusien käyttökohteiden, kuten sähköauton mahdollisuudet. Järjestelmään on mahdollista jättää kasvunvaraa valitsemalla jonkin verran ylimitoitettu invertteri. Aurinkosähköinvestoinnin kannattavuutta voi ja kannattaa verrata muihin vaihtoehtoisiin sijoitusmuotoihin. Perinteinen säästötili tuottaa 0,00 1,75 % tällä hetkellä. Rahastoilla ja osakkeille voidaan päästä isoihin tuottoihin, mutta niihin sisältyy aina riski pääoman menettämisestä. Riski aurinkosähköön sijoittamisessa on pientä ja laitteilla sekä komponenteilla on pitkät takuut ja ne ovat varmatoimisia. Laitteisto jatkaa tuottamistaan suurella todennäköisyydellä vielä laskennallisen pitoajan (30 vuotta) jälkeenkin. Lisäksi kiinteistön käyttökulujen pienentämisen lisäksi energiatehokkuus vaikuttaa myös positiivisesti kiinteistön arvoon. Alla olevissa kuvissa on verrattu aurinkosähköinvestointia muihin sijoitusmuotoihin ja esitetty joitakin etuja ja realiteetteja. Kuva 9. Sijoitusmuotojen vertailu.
Kuva 10. Aurinkosähkön etuja ja realiteetteja. Selvityksen tekijä ja lisätiedot: Antti Niemi PIKES Oy, Poveria biomassasta -hanke 050 341 6088 antti.niemi@pikes.fi