TUULIVOIMAN VAIKUTUS SUOMEN SÄHKÖJÄRJESTELMÄN TEHOTASAPAINOON VUONNA 2020

TUULIVOIMAN VAIKUTUS SUOMEN SÄHKÖJÄRJESTELMÄN TEHOTASAPAINOON VUONNA 2020 The Effect of Wind Power on the Power Stability of Finland s Electricity System in 2020 Anita Penttinen Kandidaatintyö 1.4.2011 LUT Energia Sähkötekniikan koulutusohjelma

TIIVISTELMÄ Lappeenrannan teknillinen yliopisto Teknillinen tiedekunta Sähkötekniikan koulutusohjelma Anita Penttinen Tuulivoiman vaikutus Suomen sähköjärjestelmän tehotasapainoon vuonna 2020 2011 Kandidaatintyö. 33 sivua, 11 taulukkoa, 18 kuvaa ja 2 liitettä Tarkastajat: Professori Olli Pyrhönen ja TkT Samuli Honkapuro Tämän tutkimuksen aiheena oli tuulivoiman vaikutus Suomen sähköjärjestelmän tehotasapainoon vuonna 2020. Aihe on ajankohtainen, sillä yhtenä EU:n ilmasto- ja energiastrategian ilmasto- ja energiapoliittisiin linjauksiin ja velvollisuuksiin pohjautuvana tavoitteena on edistää uusiutuvaa energiaa jäsenmaissa. Suomessa yksi näistä toimenpiteistä on hallituksen suunnittelema syöttötariffijärjestelmä tuulivoimalle, joka rahoitetaan sähkön kuluttajilta kerättävällä maksulla. Tämän myötä monet toimijat alkoivat suunnitella tuulivoimahankkeita ympäri Suomea ja tammikuuhun 2011 mennessä hankkeita oli julkaistu yli 6000 megawatin edestä. Julkaistujen hankkeiden tietojen ja tuulitilastojen avulla laskettiin arvio tuulivoiman vuosituotoksi vuodelle 2020 sekä tarkasteltiin kuinka tuulivoiman lisäys vaikuttaa sähköjärjestelmän tehotasapainoon. Laskennan perusteella 2500 MW installoitua tuulivoimaa tuottaisi vuositasolla sähkötehoa 6,9 TWh, hallituksen arvion ollessa 2500 MW tuulivoimakapasiteetille 6 TWh vuodessa. Hallituksen arvio lisäsäädön tarpeesta 2500 MW tuulivoimaosuudelle on 250 400 MW ja suurin osa säädöstä toteutettaneen vesivoimalla. Tuulivoiman tuotantodiagrammien havainnollistama tuotannon tehon vaihtelu tukee käsitystä riittävän vara- ja tehonsäätökapasiteetin tarpeellisuudesta sekä tuulituotannon ennustamisen tärkeydestä koko sähköjärjestelmän kannalta.

SISÄLLYSLUETTELO Käytetyt merkinnät ja lyhenteet... 1 1. Johdanto... 2 1.1 Työn taustaa... 2 1.2 Työn toteutus ja rakenne... 2 2. Tuulivoima Suomessa... 3 2.1 Tuulivoiman nykyinen tuotantokapasiteetti... 3 2.2 Tuotantokapasiteetti vuonna 2020... 5 2.3 Sähköntuotanto tuulienergialla... 7 2.4 Syöttötariffijärjestelmä... 8 3. Suomen tuuliolosuhteet... 9 3.1 Tuuliolosuhteiden analysointi tilastojen avulla... 10 3.2 Tehon laskenta Weibull-jakauman avulla... 14 4. Sähkön tuotanto ja kulutus... 16 5. Tuulivoiman tehon vaihtelun vaikutukset energiansiirtojärjestelmään... 20 5.1 Tuulivoiman tehon vaihtelut alueittain... 21 5.2 Arvio tuotannon tehon vaihteluille Suomessa vuonna 2020... 26 5.3 Tuulivoiman säätö- ja varavoimatarve... 28 6. Yhteenveto... 29 LÄHTEET... 31 LIITTEET Liite 1. Tehokäyrän approksimoinnin virhetarkastelu Liite 2. Tuulivoimahankkeiden tiedot syyskuulta 2010

1 KÄYTETYT MERKINNÄT JA LYHENTEET A A r c C p f k n P P el P mek s s 2 v x i y i z z 0 z ref Δv η ρ skaalausparametri roottorin pyyhkäisypinta-ala tekninen käytettävyys tehovakio todennäköisyys tuulen nopeudelle Weibull-jakauman tiheysfunktiosta muotoparametri havaintojen määrä teho keskiteho vuotuinen keskiteho sähköteho mekaaninen teho hajonta varianssi tuulen nopeus otoksen keskiarvo havainnon arvo otoksen keskiarvo havainnon arvo napakorkeus karheusluku referenssikorkeus mittausväli hyötysuhde ilman tiheys Lyhenteet ELY-keskus EU STY TEM Elinkeino-, liikenne- ja ympäristökeskus Euroopan Unioni Suomen Tuulivoimayhdistys ry Työ- ja elinkeinoministeriö

2 1. JOHDANTO 1.1 Työn taustaa Euroopan Unionin tavoite ilmaston lämpenemisen pysäyttämiseen pitkällä aikavälillä vaikuttaa merkittävästi tuulivoimatuotannon tulevaisuuteen Suomessa. Mikäli EU:n välitavoite vuodelle 2020 toteutuu suunnitellusti, ovat kasvihuonepäästöt vähentyneet 20 prosenttia vuoden 1990 tasoon verrattuna, uusiutuvien energialähteiden osuus on noussut 20 prosenttiin ja energiatehokkuus parantunut 20 prosentilla. Kun lisätään sähkön tuotantoa tuulivoimalla, vähenee fossiilisten polttoaineiden tai tuontisähkön käyttö, joka puolestaan vähentää päästöoikeuksien sekä polttoainetuonnin tarvetta. Koska uusiutuvat energialähteet ovat vielä monesti kilpailukyvyltään heikompia fossiilisiin energialähteisiin verrattuna, tarvitaan erilaisia tukia ja kannustimia näiden energialähteiden käytön lisäämiseksi ja saamaan investointeja kannattaviksi. Ratkaisuna tähän Suomessa otetaan ilmasto- ja energiastrategian mukaan käyttöön syöttötariffijärjestelmä tukemaan uusiutuvien energialähteiden käyttöä (Hallituksen esitys 2010, 4, 29). Tuotantotuki uusiutuvalla energialla tuotetulle sähkölle tuli kokonaisuudessaan voimaan 25.3.2011 (TEM 2011). Hallituksen arvion mukaan tuulivoiman kattama 12 % osuus sähkön kulutuksesta koko pohjoismaisessa järjestelmässä vähentäisi hiilidioksidipäästöjä koko järjestelmässä noin 0,62 hiilidioksiditonnia yhtä megawattituntia kohti. Toteutuessaan 6 TWh lisäys tuulivoimatuotannossa vuonna 2020 vähentäisi hiilidioksidipäästöjä 3,7 megatonnia (Hallituksen esitys 2010, 24). 1.2 Työn toteutus ja rakenne Työssä laaditaan yksinkertaistettu tuulivoimaskenaario vuodelle 2020 muun muassa Suomen Tuuliatlaksen, Ilmatieteenlaitoksen tuulitilastojen ja julkaistujen tuulivoimahankkeiden tietoja hyödyntäen. Hallituksen esityksen mukaan tuulivoiman syöttötariffin piiriin otettaisiin enintään 2500 MW, mutta työssä tutkittavien tuulivoimahankkeiden piiriin kuuluu noin 2360 MW installoitavaa tehoa, joten käytetään tätä laskennassa, vastaten riittävän tarkasti syöttötariffin piiriin otettavia voimalaitoksia. Tutkimukseen ei ole otettu mukaan merelle rakennettavia voimalaitoksia, koska niiden rakentaminen on epävarmaa lähitulevaisuudessa. Tutkimuksen alussa tarkastellaan tuulivoiman nykyistä ja suunniteltua tuotantokapasiteettia Suomessa sekä niiden maantieteellistä sijoittumista. Tämän jälkeen

3 on lyhyt teoriaosuus sähkön tuottamisesta tuulivoimalla ja Suomeen suunnitellusta syöttötariffijärjestelmästä. Seuraavaksi arvioidaan tuulienergian tuotantoa tuuliaineiston sekä tilastollisten menetelmien avulla, ja miten tuulituotanto tukee muuta energiantuotantoa kulutuksen kattamiseksi vuonna 2020. Tarkastellaan myös lisääntyvän tuulivoimatuotannon tehon vaihtelua, sen aiheuttamaa säädön tarvetta ja mahdollisuuksia toteuttaa säätö vesivoimalla tai muilla energiamuodoilla. 2. TUULIVOIMA SUOMESSA Tarkastellaan tuulivoiman tämänhetkistä tuotantokapasiteettia sekä ilmoitettuja tuulivoimahankkeita erityisesti sijaintiensa kannalta. Tutkitaan myös tuulivoiman osuutta Suomen sähkönhankinnasta nyt ja vuonna 2020. Perehdytään hallituksen ehdotukseen koskien syöttötariffijärjestelmää tuulivoimalle. 2.1 Tuulivoiman nykyinen tuotantokapasiteetti Vuoden 2009 loppuun mennessä asennettua tuulivoimakapasiteettia oli Suomessa 147 MW ja verkkoon kytkettyjä yli 70 kw:n tehoisia tuulivoimalaitoksia oli 118 kappaletta (Holttinen & Stenberg 2010, 10). Muihin Pohjoismaihin verrattuna tämä teho ei ole suuri, esimerkiksi Tanskassa kapasiteettia on yhteensä noin 3200 MW ja Ruotsissa noin 1000 MW (Hallituksen esitys 2010, 4). Suomen tuulivoiman kokonaisteho on vielä kaukana EU:n johtavasta tuulivoimamaasta, Saksasta, jossa asennettua kapasiteettia oli vuonna 2009 25777 megawatin edestä ja sähköntuotanto tuulivoimalla oli 37,5 TWh (IEA Wind Energy 2010, 87). Tuulivoimaa asennettiin EU:ssa vuonna 2009 jo enemmän kuin mitään muuta uutta energiantuotantomuotoa (STY). Kuvassa 1 on esitetty nykyisten tuulivoimaloiden sijoittuminen Suomessa.

4 Kuva 1 Suomen tuulivoimalaitokset vuoden 2009 lopussa ja Ilmatieteen laitoksen automaattiset sääasemat, joilta on saatu tuulennopeustilastoja vuoden 2009 ajalta. (Muokattu lähteestä Holttinen & Stenberg 2010) Vuonna 2009 Suomessa tuotettiin sähköä tuulivoimalla 275 GWh. Samana vuonna tuulivoima kattoi kokonaissähkönkulutuksesta noin 0,3 prosenttia (STY). Parhaimmat

5 tuuliolosuhteet ovat Suomen rannikolla ja tyypillinen huipunkäyttöaika, 2400 tuntia vuodessa, tuottaa 2000 megawatin teholla sähköä noin 4,8 TWh vuodessa. Tuulivoimaan liittyvä huipunkäyttöaika kuvaa sen ajan pituutta, joka kuluisi vuodessa tuotetun energian tuottamiseen, mikäli tuulivoimala toimisi koko ajan nimellistehollaan (STY 2010). Sisämaassa tuuliolosuhteet ovat heikommat maan metsäisyydestä johtuen. Toisaalta merituulivoimalla on omat haasteensa liittyen erityisesti kustannuksiin ja rakentamiseen. (Hallituksen esitys 2010, 5) Suomen ensimmäinen meriperustukselle rakennettu tuulivoimala otettiin käyttöön loppuvuodesta 2010 ja se sijaitsee Porin Tahkoluodon edustalla. Tuulivoimalan tulee kestää murtuvat aallot, suuret jääkuormat ja ahtojäät. Tällä prototyyppivoimalla kerätään kokemuksia merituulivoimalasta Suomen aluevesillä. Tavallisen kolmen megawatin tuulivoimalan maksaessa 3-4 miljoonaa euroa, tuli tämän merituulivoimalan hinnaksi 5-6 miljoonaa euroa vaikeampien olosuhteiden takia. (Lapintie 2010) Tuulivoiman sijoituspaikan valinnassa on tuulisuuden lisäksi otettava huomioon lukuisia muita tekijöitä, kuten tie- ja sähköverkko, maankäyttö, asutus, ympäristötekijät, maaalueen saatavuus, sekä laitosten sijoittelu. Tässä työssä keskitytään erityisesti tuulisuuden tarkasteluun. (Motiva 1999, 31) Suomessa vuosittain asennetun tuulivoimakapasiteetin keskiteho on kasvanut nopeasti viime vuosina. Esimerkiksi vuosina 1991 2008 asennetun kapasiteetin keskiteho kasvoi 170 kilowatista 3000 kilowattiin. Vuonna 2009 Suomessa otettiin käyttöön kolme tuulivoimalaitosta, kapasiteetiltaan yhteensä 4,6 MW. Toisaalta käytöstä poistettiin 0,2 MW, joten kokonaiskapasiteetti kasvoi kolmella prosentilla. (Holttinen & Stenberg 2010, 15) 2.2 Tuotantokapasiteetti vuonna 2020 Hallituksen ilmasto ja energiastrategian tavoitteena on nostaa asennettu tuulivoiman kokonaisteho 2500 megawattiin vuoteen 2020 mennessä. Tällöin tuulivoimalla saataisiin tuotettua sähköä vuodessa noin 6 TWh, kun huipunkäyttöajaksi oletetaan 2400 tuntia vuodessa. (Hallituksen esitys 2010, 4) Syyskuun 2010 puoliväliin mennessä Suomessa julkaistujen tuulivoimahankkeiden yhteenlaskettu teho oli noin 10 000 MW. Tästä merelle suunniteltujen voimaloiden osuus oli yli 6000 MW. Tammikuussa 2011 hankkeiden yhteenlaskettu nimellisteho oli pudonnut kuitenkin 6000 megawattiin, joista merelle suunniteltu yli 3000 MW. Tässä työssä laskelmat on tehty syyskuun 2010 tiedoilla. Suurin osa hankkeista on keskittynyt Suomen

6 länsirannikolle. Suomen sisämaahan on suunniteltu muutamia tuulivoimaloita, suurimpana ryppäänä Lappiin tuntureille. Kuvassa 2 on esitetty tiedossa olevien hankkeiden suunnitellut sijainnit. Suurin osa hankkeista on vasta alustavassa suunnitteluvaiheessa; lopullisten tuulivoimaloiden toteutusaikataulu sijoittunee vuosille 2012 2020. Haasteita tuulivoiman rakentamiseen tuovat soveltuvien sijoituspaikkojen rajallisuus sekä lupaprosessit. (STY 2010) Kuva 2 Syyskuun 2010 puoliväliin mennessä julkaistut tuulivoimahankkeet. Viisi tiheintä hankerypästä on ympyröity ja niitä tullaan tarkastelemaan myöhemmin perusteellisemmin. Siniset merkit ovat merelle suunniteltuja voimaloita, vihreät puolestaan maalle. (STY 2010)

7 Kuvasta 2 havaitaan, että tuulivoima on keskittynyt rannikolle, mutta kuitenkin myös hajautunut ympäri Suomea. Hajautuminen on hyväksi, sillä mitä voimakkaammin tuulivoima keskittyy pienelle alueelle, sitä suurempia ovat tuulivoiman tuotannon aiheuttamat sähköverkon tehon heilahtelut. Tuotannon heilahtelut vaativat puolestaan muun tuotannon tai kulutuksen säätämistä (ELY-keskus 2010, 37). Osa hankkeista sijoittuu myös lähelle sähkönkulutuksen keskuksia, jolloin laitoksen kytkeminen sähköverkkoon on helpompaa kuin syrjäisellä seudulla, jossa verkkoa ei ole mahdollisesti lähistöllä lainkaan. 2.3 Sähköntuotanto tuulienergialla Sähkön tuottaminen tuulienergialla perustuu tuulen liike-energian muuttamisesta mekaaniseksi energiaksi ja siitä edelleen sähköksi. Tuulivoimalan pääosat on esitetty kuvassa 3. Ilman virtaus aerodynaamisesti muotoiltujen lapojen ympärillä aiheuttaa nostevoiman, joka saa roottorin pyörimään. Roottori pyörittää edelleen generaattoria, joka muuttaa mekaanisen energian sähköksi. Vaihteiston avulla säädetään pyörimisliike sopivaksi generaattorille. Generaattorit voidaan jaotella tahti- ja epätahtigeneraattoreihin. (VTT Energia 1999, 241-244) Kuva 3 Tuulivoimalan pääosat. (Motiva 2010)

8 Yleensä tuulivoimalat rakennetaan tuulipuistoiksi. Voimalat sijoitetaan aina useiden satojen metrien päähän toisistaan. Voimalaitokset kytketään sähköverkkoon yhden tai useamman muuntoaseman kautta, tuulipuiston ja yksittäisten voimaloiden koosta riippuen (Motiva 2010). Kuvassa 3 esitetty vaaka-akselinen, kolmilapainen rakenne, jossa roottori on torniin nähden tuulen yläpuolella, on tavallisin ratkaisu nykyaikaisilla 1-5 MW kaupallisilla tuulivoimaloilla. (VTT Energia 1999, 242) Teoriassa roottorin läpi virtaavan ilmamassan tehosisällöstä saadaan hyödynnettyä noin 59 %, mutta käytännössä hyötysuhde jää 50 %:iin. Vuositasolla tarkasteltuna keskimääräinen vuosihyötysuhde riippuu siitä, kuinka hyvällä hetkittäisellä hyötysuhteella voimala toimii ja kuinka hyvin kyseinen voimalaitos on optimoitu sijoituspaikkaansa. (Motiva 1999, 10 11) Tuulivoimalan tuottama teho saadaan laskettua yhtälöllä (2.1) jossa C p on tehovakio, P on teho [W], v on tuulen nopeus [m/s], A r roottorin pyyhkäisypinta-ala [m 2 ] ja ρ on ilman tiheys [kg/m 3 ]. (Auvinen & Lehtonen 2003, 100) Yhtälöstä (2.1) nähdään, että tuuliturbiinin tuottamaan tehoon vaikuttavat muun muassa roottorin koko ja tuulennopeuden kolmas potenssi. Roottorin mittoja suurentamalla saadaan siten enemmän tehoa, samoin tuulivoiman sijoittamisella alueille, joissa on keskimääräisesti hyvät tuuliolosuhteet. 2.4 Syöttötariffijärjestelmä Syöttötariffilla tarkoitetaan verkkoon syötetylle sähkölle maksettavaa tukea, joka kerätään sähkön käyttäjiltä. EU:n jäsenmaissa syöttötariffi on organisoitu usealla tavalla: kiinteähintaisena, takuuhintana, preemiona ja näiden yhdistelmänä. Oleellisin ero näissä järjestelmissä on se, miten sähkön hintariski jaetaan sähkön tuottajan ja sähkön käyttäjien kesken. Syöttötariffijärjestelmä on käytössä yli kahdessakymmenessä EU-maassa, tosin osassa maista on käytössä lisäksi jokin muu järjestelmä. Suomeenkin on tarvetta saada vastaava tukijärjestelmä, sillä muuten 6 terawattitunnin vuosituotanto tuulivoimalla vuonna 2020 jää pelkäksi tavoitteeksi. Tuen avulla on mahdollista tehdä riittävästi investointeja kooltaan suuriin tuulivoimahankkeisiin. Hallitus on ehdottanut tavoitehintaan perustuvaa markkinaehtoista tukijärjestelmää. Tässä

9 syöttötariffijärjestelmässä maksettaisiin sähkön tuottajalle, jonka voimalaitos on hyväksytty järjestelmään, lähtökohtaisesti kahdentoista vuoden ajan tavoitehinnan ja sähkön markkinahinnan erotus eli syöttötariffi. Syöttötariffin piiriin otetaan enintään 2500 MW tuulivoimaa. Tuulivoimalan hyväksymiselle syöttötariffijärjestelmään on tiettyjä edellytyksiä: voimalaitoksen on oltava uusi, sen generaattorien yhteenlaskettu nimellisteho on vähintään 500 kw, sijainti on Suomen alueella tai aluevesillä, voimala on liitetty sähköverkkoon Suomen alueella, eikä voimala ole saanut valtiontukea. Syöttötariffia ei makseta voimaloille, jotka sijaitsevat Ahvenanmaan maakunnan alueella. Täten tällä alueella sijaitsevat voimalaitokset jätetään tässä työssä tarkastelun ulkopuolelle. Järjestelmään kuuluvan tuulivoimalan sähköntuotannon tavoitehinta olisi 83,50 euroa per megawattitunti. Tätä korkeampaa tavoitehintaa, 105,30 euroa megawattitunnilta, maksettaisiin kuitenkin järjestelmän voimassaolon ensimmäisinä vuosina, eli vuoden 2015 loppuun saakka ja enintään kolmen vuoden ajan. Hallituksen ehdotuksessa sähkön tuottajalle maksettaisiin syöttötariffina tavoitehinnan ja kolmen kuukauden sähkön markkinahinnan erotus voimalaitoksessa tuotetun sähkön määrän mukaisesti. Poikkeuksena jos sähkön markkinahinta laskee alle 30 euroon megawattitunnilta, laskettaisiin erotus vain mainitun tuntihinnan perusteella. (Hallituksen esitys 2010, 12, 17, 20, 21, 39) 3. SUOMEN TUULIOLOSUHTEET Suomessa parhaat tuuliolosuhteet sijoittuvat talvikuukausille, kesällä tuulee selvästi vähemmän. Suomen tuulioloihin vaikuttavat pääasiassa Atlantilta suuntautuvat matalapaineet ja niiden kulkemat reitit. Yksittäisillä tuntureilla on havaittu tuulen nopeuden olevan huomattavasti suurempi kuin tasamailla, etenkin talvikuukausina (Suomen Tuuliatlas 2010). Suomessa sähkön tarve on talvikuukausina suurempi kuin kesällä, joten tuulisuuden vuodenaikavaihtelut sopivat hyvin, kun ajatellaan Suomen sähkönkulutustilannetta. (Motiva 1999, 9) Suomessa parhaimmat tuuliolot tuulen sisältämän energian kannalta sijaitsevat avomerellä. Suomen sisämaan tuuliolosuhteisiin vaikuttaa erityisesti maan metsäisyys, mutta toisaalta tuulioloja sisämaassa parantaa topografian tuoma korkeuden kasvu (Suomen Tuuliatlas 2010). Sisämaassa on tuulisuudeltaan potentiaalisia alueita, mutta jotka vaativat voimalalta korkean tornin ja suuren roottorikoon (Kuuskoski 2010, 9). Kuvan 4 kartta havainnollistaa tuulisuutta Suomessa tammikuussa ja heinäkuussa.

10 Kuva 4 Tuulen keskinopeuskartta Suomesta tammikuussa (kuva vasemmalla) ja heinäkuussa (kuva oikealla), korkeudessa 100m. Tuuliarvot ovat 2,5 x 2,5 neliökilometrin tarkkuudella. (Suomen Tuuliatlas, 2010) Kuvasta 4 nähdään tuulisuuden ero tammikuussa ja heinäkuussa. Parhaimmat tuulen keskinopeudet ovat rannikolla, mutta myös Lapin tuntureilla näkyy hyvätuulisia sijoituspaikkoja tuulivoimalle. 3.1 Tuuliolosuhteiden analysointi tilastojen avulla Tutkimusta varten pyydettiin tuulitilastoja Ilmatieteenlaitokselta vuoden 2009 ajalta viideltä eri automaattiselta sääasemalta Suomesta, joista jokainen sijoittuu oman ympyrän sisälle kuvassa 2. Valittiin sellaiset asemat, jotka sijaitsevat samalla paikkakunnalla, jonne tuulivoimaa on suunniteltu. Tuulitietoja saatiin Kemijärveltä, Raahen Lapaluodolta, Kustavin Isokarista, Kristiinankaupungin Karhusaaresta ja Kotkan Rankista. Taulukossa 1 on esitetty lyhyt kooste paikkakunnista sekä niille suunnitelluista tuulivoimaloista. Valitut automaattiasemat kartalla on puolestaan esitetty kuvassa 1.

11 Ilmatieteenlaitokselta saadut tuulitiedot ovat 10 minuutin keskituulta [m/s] keskimäärin tunnin aikana 10 metrin korkeudella. Tuulisuudeltaan vuosi 2009 oli keskimääräistä tyynempi koko maassa (VTT 2010, 20). Kristiinankaupungin tuulitiedoista puuttui arvoja välistä, joten dataa on jouduttu tältä osin muokkaamaan. Tuulidata skaalataan napakorkeuteen logaritmisella profiililla: ( ) ( ), (3.1) missä z on valittu napakorkeus [m], z 0 karheusluku, z ref referenssikorkeus [m] ja v(z ref ) on 10 minuutin keskituulennopeus [m/s] 10 metrin korkeudella. (Manwell, McGowan & Rogers 2008, 46) Taulukko 1 Alue Alueet, joilta saatu mittaustietoa tuulen nopeuksista, näille alueille suunniteltujen tuulivoimaloiden napakorkeudet, alueelle arvioitu karheusluku ja lyhyt kuvaus yhdestä alueelle suunnitellusta hankkeesta sekä maastokuvaus. Napakorkeus [m] Karheusluku z 0 [m] Kemijärven alue n. 100 0,01 Raahen alue n. 100 0,003 Kristiinankaupungin alue n. 100 0,003 Kustavin alue max. 140 0,003 Kotkan alue 80 100, laskennassa käytetty 100 0,003 Kuvaus Suunnitellaan viiden tuulipuiston rakentamista tunturialueille. Tuulipuistojen kokonaisteho olisi 117 153 MW. (ELY-keskus 2010) Tuulipuistoa suunnitellaan rakennettavaksi Pohjois-Pohjanmaan rannikkovyöhykkeen yhteyteen. Maasto: merelle avointa rannikkoa. (Pöyry 2010, 33) Merikarvian kuntaan on suunnitteilla noin 35 tuulivoimalan tuulipuisto, joka on nimellisteholtaan maksimissaan 185 MW. Maasto: merelle avointa rannikkoa. (Ramboll Finland Oy, 2) Kustaviin suunniteltiin rakennettavaksi kahdeksan tuulivoimalaa. Maasto: kalliota, havumetsää ja metsää kasvavaa suota, merelle avointa rannikkoa. (Haapala 2010) Kotkan edustalla sijaitsevalle Rankinsaarelle suunnitellaan 12 MW:n tuulivoimapuistoa. Kaksi voimalaa saarelle ja kaksi luodoille. Maasto: merelle avointa rannikkoa. (ELY-keskus 2010) Laskuissa valittiin käytettäväksi tuuliturbiiniksi 2,5 megawatin Nordex N100-malli, joka on 3-tyypin turbiini. Kyseinen turbiini on suunniteltu erityisesti tasaisille tuuliolosuhteille sekä pienille tuulen nopeuksille, eli kohtalaiselle ja navakalle tuulelle. Nordex N100-mallin katalogista saatiin tiedot tehokäyrän piirtämistä varten. Tehokäyrä on esitetty kuvassa 5, teho tuulen nopeuden funktiona.

12 3000 Teho [kw] 2500 2000 1500 1000 500 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5 8 8,5 9 9,5 10 10,5 11 11,5 12 12,5 13 13,5 14 14,5-20 0 Tuulen nopeus [m/s] Kuva 5 Nordex N100-turbiinimallin tehokäyrä. (Nordex 2010) Tehokäyrä havainnollistaa kyseisen tuuliturbiinin toimintaa: tuulivoimala käynnistyy 3,5 m/s nopeudella, saavuttaa nimellistehonsa kun tuulee 12 m/s ja se pysähtyy kun tuulen nopeus ylittää 20 m/s. Hyödynnetään kuvan 5 turbiinin tehokäyrää laskettaessa roottorin tuottamaa tehoa Pmek: ( ) (3.2) missä v = 0 20 m/s ja p(v) saa arvot seuraavasti: p(v) = 0 kw, kun v < 3,5 m/s tai v 20 m/s p(v) = -0,2811v5+8,4375v4-96,508v3+561,37v2-1536,8v+1555,9 kw, kun 3,5 m/s v 9,4667 m/s p(v) = 1,352v4-56,516v3+812,34v2-4345v+7253,2 kw, kun 9,4667 m/s < v < 13 m/s p(v) = 2500 kw, kun 13 m/s v < 20 m/s Tehokäyrä erotettiin siis kahdeksi eri käyräksi 9,4667 m/s kohdilta, koska sillä saatiin approksimoitua sellaiset käyrät, jotka aiheuttivat pienimmän virheen. Approksimoinnin virhetarkastelu on esitetty liitteessä 1.

13 Laskettiin Tuulivoimayhdistyksen sivuilla olevan hankekartan tiedoista jokaiselle viidelle alueelle suunniteltujen tuuliturbiinien määrät ja nimellistehot. Merituulivoimahankkeet jätettiin laskennan ulkopuolelle, sillä hankkeiden toteutuminen on maalle sijoittuvia hankkeita epävarmempaa. Esimerkiksi Fortum luopui loppuvuodesta 2010 aluevarauksista merituulihankkeelleen, syynä näkemys siitä ettei merituulen rakentaminen nykytekniikalla ole kannattavaa Suomessa (Fortum 2011). Suomen Tuulivoimayhdistyksen mukaan ehdotettu syöttötariffijärjestelmä on riittävä edullisissa rannikkokohteissa, muttei merialueilla ja sisämaassa, jossa tuuliolosuhteet ovat heikommat. Toisaalta vuoden 2020 tuulivoimatavoitetta on vaikea saavuttaa rakentamatta merelle ja sisämaahan. Ratkaisuna tähän on ehdotettu muun muassa erillistä tukea merituulivoimalle sekä kaavoitus- ja lupaprosessien selkeyttämistä. (STY 2009) Raahen, Kustavin ja Kristiinankaupungin alueille on suunniteltu eniten tuulivoimaa näistä viidestä alueesta, ja turbiinien määrät sekä nimellistehot eivät kaikilla hankkeilla olleet tarkasti tiedossa, joten niitä on jouduttu arvioimaan. Laskennassa käytetyt luvut on esitetty liitteen 2 taulukoissa. Mekaaninen teho P mek ei ole sama asia kuin verkkoon syötettävä teho, sillä täytyy huomioida vielä muun muassa vaihteiston ja generaattorin häviöt sekä tekninen käytettävyys. Verkkoon syötettävä teho voidaan laskea kaavalla, (3.3) missä η on hyötysuhde [%] ja c on tekninen käytettävyys [%]. Vuonna 2009 Suomen tuulivoimaloiden keskimääräinen tekninen käytettävyys oli 91 %, joten käytetään sitä laskennassa (Holttinen & Stenberg 2010, 38). Tekninen käytettävyys kertoo, kuinka monta prosenttia tietyn ajan jakson tunneista itse tuulivoimala oli valmiina tuottamaan sähköä (STY 2010). Häviöiden suuruutena käytetään 14 %, sillä tuulivoimaloilla roottorin mekaanisesta tehosta sähkötehoksi saadaan muunnettua keskimäärin noin 86 % (Bywaters et al. 2004 135, 137). (3.4) Lasketaan alueellinen kokonaisteho kertomalla yhden tuuliturbiinin tunneittain tuottama sähköteho alueen turbiinien määrällä. Laskennan yksinkertaistamiseksi tehdään oletus, että turbiinit ovat kaikki mallia Nordex N100.

14 Taulukko 2 Alueelliset tuulivoiman nimellis- ja vuositehot. Laskennassa käytetty liitteen 2 taulukoiden tietoja. Ekvivalenttiturbiinimäärät saadaan jakamalla nimellistehot Nordex N100-turbiinin koolla eli 2,5 megawatilla. Nimelliteho yhteensä alueella [MW] Ekvivalentti 2,5 MW turbiinimäärä Yhden turbiinin vuosituotto [MWh] Alueen vuosituotto [MWh] Alueen prosentuaalinen osuus tuulituotannosta Alue Kotkan alue 72,5 29 5316,4 154176,4 2,2 % Kemijärven alue 124 49,6 1689,5 83798,7 1,2 % Kustavin alue 254,5 141,8 8431,9 1195640,8 17,3 % Raahen alue 1013,5 405,4 7513,4 3045929,0 44,2 % Kristiinankaupungin alue 895 358 6752,0 2417226,2 35,0 % Yhteensä 2359,5 983,8 29703,2 6896771,1 100 % Näiden tietojen perusteella laskettuna uusien tuulivoimahankkeiden avulla saataisiin tuotettua energiaa vuonna 2020 jopa 6,9 TWh, joka on jonkin verran suurempi kuin hallituksen esittämässä tavoitteessa mainittu 6 TWh. Jos tähän lisätään vielä nykyisen tuulivoimakapasiteetin tuottama energia, 0,275 TWh, saadaan energiaa yhteensä vajaa 7,2 TWh. Työ- ja elinkeinoministeriön 91 terawattitunnin tuotantoarviosta vuodelle 2020 tuulivoiman osuus olisi siten 7,9 %. On kuitenkin huomioitava, että nykyisistä tuulivoimalaitoksista osa poistuu käytöstä tulevan vuosikymmenen aikana tuulivoimalan käyttöiän ollessa 20 25 vuotta (Motiva 2009). Vertailukohteeksi tälle näille arvoille laskettiin alueiden vuosituotot toisella tapaa, käyttäen Tuuliatlaksesta saatuja vuosituottoja valituille alueille. Tässä laskennassa ei siis käytetty tuulitilastoja. Liitteen 2 taulukoissa on eritelty tarkemmin laskennassa käytettyjä eri alueiden tuulivoimaosuuksia ja vuosituotantoja. Kun installoituna tuulivoimakapasiteettina käytettiin 2359,5 MW, saatiin tuulivoimahankkeiden vuosituotoksi 6,3 TWh. 3.2 Tehon laskenta Weibull-jakauman avulla Kolmantena tuulivoiman vuosituoton laskutapana käytetään tilastollista Weibull-jakaumaa. Tuulen nopeuden jakaumaa kuvataan yleisesti Weibull-jakaumalla. Kaksiparametrisen Weibull-jakauman tiheysfunktion yhtälö on ( ) ( ), (3.5) missä v on tuulen nopeus, A on skaalausparametri ja k niin sanottu muotoparametri. Suomen alueella parametri k on tuulen nopeuden tyypillisellä frekvenssijakaumalla

15 likimain kaksi ja A on noin 10 15 % suurempi kuin nopeusjakaumasta laskettu tuulen keskinopeus (Suomen Tuuliatlas 2011). Tarkasteltavien alueiden Weibull-parametrit saatiin Tuuliatlas-karttaliittymästä. Parametrit on esitetty taulukoiden yhteydessä liitteessä 2 ja Weibull-jakaumien muodot kuvassa 6. On huomioitava, ettei Weibull-jakauma vastaa täysin mittaustuloksista saatavaa nopeusjakaumaa, joten todellisesta mittausdatasta laskettu tuulen energiatiheys ja tuulivoiman laskettu tuotto voivat poiketa huomattavasti aiheena olevaan mittaussarjaan sovitetusta Weibull-jakaumasta. (Suomen Tuuliatlas 2011) Lasketaan viiden alueen tuulivoimaloiden vuosituotot Nordex N100-turbiinin tehokäyrän arvoja ja Weibull-jakauman tiheysfunktiota käyttäen, jotta saadaan vertailukohteet aiemmin lasketuille vuosituotoille. Eri alueiden Weibull-jakaumat on esitetty kuvassa 6. Keskiteho tietylle tuulennopeudelle saadaan yhtälöllä, (3.6) missä f on Weibull-jakauman tiheysfunktion antama todennäköisyys tuulen nopeudelle, P on teho ja Δv on mittausväli, joka on tässä tapauksessa 1 m/s. Vuotuinen energiantuotanto saadaan kertomalla vuotuinen keskiteho vuoden tunneilla. (3.7) 200 180 160 f(v) 140 120 Kustavin alue 100 Kemijärven alue 80 Kristiinankaupungin alue 60 Kotkan alue 40 Raahen alue 20 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1011121314151617181920 va^-1 Kuva 6 Weibull-jakaumat eri tuulialueilla.

16 Weibull-jakauman avulla laskettuna tuulivoimahankkeiden tuulivoimatuotannoksi saadaan 7,6 TWh, joka enemmän kuin tuulidatan pohjalta laskettuna: erotuksena 0,7 TWh. Tämä johtunee puuttuvista tiedoista alkuperäisessä aineistossa ja eroista laskentatavoissa. Merkittävimmän eron aiheuttanevat datassa olevat nollatunnit, jolloin liian pienen tuulen nopeuden takia saatu tuuliteho on nolla. Weibull-jakauman avulla vuosituottoja laskettaessa ei käytetty mittausdataa, joten myöskään tunteja, jolloin teho olisi nolla, ei ollut. Erityisesti tämän takia saatu vuosituotto on suurempi kuin suoraan tuulitilastojen avulla laskettu. Alueelliset vuosituotot tarkempine tietoineen on esitetty taulukoissa 7 11 (liite 2). Laskentatavasta riippuen 2359 MW installoitua tuulivoimaa tuottaisi vuodessa energiaa 6,3-7,6 TWh verran. Pääpaino työssä on kuitenkin hyödyntää tuulitilastojen perusteella laskettuja tietoja. Tilastojen avulla tuulivoiman vuosituotoksi saatiin 6,9 TWh. 4. SÄHKÖN TUOTANTO JA KULUTUS Tällä hetkellä Suomi tuottaa itse vain noin 30 % tarvitsemastaan energiasta muun muassa turpeella, lämpöpumpuilla, bio-, vesi-, ja tuulienergialla. Loput energiankulutuksesta joudutaan kattamaan tuontienergialla eli öljyllä, maakaasulla, hiilellä, tuontisähköllä ja ydinvoimalla (TEM 2010, 18). Suomi on riippuvainen tuontisähköstä ja kotimainen sähköntuotantokapasiteetti ei nykyisellään riitä kulutushuippujen kattamiseen. Tuulivoiman lisääntyminen kasvattaa siis Suomen omavaraisuutta sähkön hankinnan suhteen, muttei juurikaan huippukuormitusaikana käytettävissä olevaa tuotantokapasiteettia. (Oy Vesirakentaja 2007, 21) Kuvassa 7 on esitetty sähkön hankinta energialähteittäin vuosina 2008 ja 2020. Vuoden 2020 arvioista havaitaan tuulivoiman osuuden huomattava kasvu.

17 Kuva 7 Sähkönhankinta energialähteittäin vuonna 2008. CHP laitokset ovat sähkön ja lämmön yhteistuotantolaitoksia. Sähkönhankinta vuonna 2008 oli yhteensä 87,0 TWh. Työ ja elinkeinoministeriön ennuste sähkönhankinnasta energialähteittäin vuonna 2020. Ydinvoiman osuus koostuu nykyisestä ydinvoimasta ja Olkiluoto-3 voimalasta. Muuhun tuotantoon on sisällytetty mahdollinen uusi ydinvoima-, uusi ja olemassa oleva lauhdevoimatuotanto sekä mahdollinen sähkön nettotuonti. Sähkönhankinnaksi yhteensä arvioidaan 91 TWh. (TEM, Energiaosasto 2009, 13). Sähkön kulutuksen odotetaan nousevan 91 terawattituntiin vuoteen 2020 mennessä, kun vuonna 2008 sähkön kulutus oli 87,2 TWh (TEM, Energiaosasto 2009, 12). Eri energialähteiden prosentuaaliset osuudet on esitetty taulukossa 3.

18 Taulukko 3 Sähkönhankinta prosentuaalisina osuuksina vuonna 2008 ja arvio vuodelle 2020. (TEM, Energiaosasto 2009, 13). 2008 2020 Vesivoima 19,4 % 15,4 % Tuulivoima 0,3 % 6,6 % CHP-kaukolämpö 17,8 % 16,5 % CHP-teollisuus 13,7 % 9,9 % Ydinvoima (nyk. + OL-3) 25,4 % 39,6 % Lauhdevoima 9,4 % Nettotuonti 14,7 % Muu tuotanto 13,2 % Suomessa tuotettiin sähköä vuonna 2009 68,9 TWh, jos jätetään tarkastelusta pois nettotuonti ja tuulivoima (Tilastokeskus 2009). Työ- ja elinkeinoministeriön arvion mukaan sähkön tuotanto vuonna 2020 olisi 85 TWh ilman nettotuontia ja tuulivoimaa. Näin ollen tuotannon lisäys olisi 23,4 %. Kuvassa 7 on eritelty sähkönhankinta lähteittäin, tosin vuodelle 2008 eikä 2009. Sähkön kulutus Suomessa vuonna 2009 oli 81,3 TWh, ja työ- ja elinkeinoministeriön arvio vuodelle 2020 on 91 TWh (Tilastokeskus 2009). Kulutus lisääntynee siis 11,9 % ja aiheutuu muun muassa liikenteen sähköistymisestä ja lämpöpumppujen voimakkaasta lisäyksestä sekä metallien valmistuksen ja kemianteollisuuden sähkön käytön oletettavasta lisääntymisestä (TEM, Energiaosasto 2009, 11). Fingridin verkkosivuilta saatuja vuoden 2009 sähkön kulutustietoja skaalattiin 11,9 % tunneittain ylöspäin ja tuotantotietoja 21,2 %:lla tunneittain ylöspäin vastaamaan yksinkertaistettua ennustetta vuodelle 2020. Koska dataa vain skaalattiin tunneittain ylöspäin, itse käyrämuodot ovat samat vuosien 2009 ja 2020 kulutus- ja tuotantodiagrammeissa. Tietenkin on otettava huomioon, että esimerkiksi kulutushuiput voivat sijoittua eri lailla ja kulutuksen vaihteluun vaikuttavat erityisesti sääolosuhteet ja ajankohta. Voidaan kuitenkin uskoa, että käyrän yksinkertaistettu muoto on vuodesta toiseen samanlainen suurin kulutus ja tuotanto talvikuukausina, pienin kesällä. Skaalausprosentit valittiin työ- ja elinkeinoministeriön arvion perusteella ja siten, että tuotanto ja kulutus olisivat yhtä suuret. Kuva 8 havainnollistaa tuulituotantoa ja sen suhtautumista muuhun energiantuotantoon sekä kulutukseen. Yksi työn oletuksista on, että kulutus ja tuotanto ovat yhtä suuret vuonna 2020, eikä nettotuontia ole, sillä ilmasto- ja energiastrategian linjauksen mukaan sähkön hankinta tulisi ensisijaisesti perustaa omaan kapasiteettiin ja siihen, että oman tuotantokapasiteetin tulee pystyä kattamaan huipun aikainen kulutus. Uutta voimalaitoskapasiteettia tarvitaan sekä perusenergian tuotantoon että kulutushuippujen kattamiseen. Uusi

Teho [MW] 19 tuotantokapasiteetti korvaisi taloudellisesti tai teknisesti vanhenevaa kapasiteettia, kattaisi kulutuksen kasvua ja nostaisi omavaraisuutta. (TEM, Energiaosasto 2009, 14) 18000 16000 14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0 Tuulivoima [MW] Sähkön kulutus [MWh/h] Sähkön tuotanto [MWh/h] Kuva 8 Arvio vuoden 2020 sähkönkulutuksesta ja -tuotannosta. Tuotantoon ei ole laskettu nettotuontia eikä tuulivoimaa, joka on omana käyränään kuvassa. Kuvasta 8 nähdään tuulivoimatuotannon tehon vaihtelevan jaksoittain, erityisesti alkuvuoden talvikuukausina. Tuotanto käy piikeittäin 2000 megawatissa, mutta on myös ajanjaksoja, jolloin tuulesta ei saada juuri lainkaan tuotettua sähköä. Kesällä tuotanto on yleisesti melko tasaista, noin 1000 MW molemmin puolin. Alkusyksystä tuulesta saatavat tehot nousevat ja putoavat loppusyksystä. Vuoden viimeisten päivien tuulitehon jyrkkä putoaminen selittyy, ainakin osittain, puutteellisella datalla. Suurin vuoden aikana tuotettu tuulivoimateho 1924 MW, 81 % nimellistehosta, sijoittuu 11. päivälle tammikuuta. Tuulivoimasta saatava teho ei nouse koskaan nimellistehoon eli 2360 megawattiin, koska häviöt ja käytettävyys pienentävät tehoa. Pienimmillään tuuliteho käy jopa nollassa megawatissa. Kuvassa 9 on esitetty tuulivoimatuotannon pysyvyyskäyrä. Pysyvyyskäyrän avulla voidaan tarkastella aikaa, jonka tietty teho on saavutettuna tai ylitettynä. Kuten taulukosta 2 nähdään, tuulituotanto saadaan 96,5 prosenttisesti kolmelta eri alueelta: Kustavin, Raahen ja Kristiinankaupungin alueilta, sillä näille seuduille on suunniteltu eniten tuulivoimaa rakennettavaksi. Jos prosenttiosuudet olisivat kaikilla alueilla samat, eli 20 %, vaihtelut tuulituotannossa eivät todennäköisesti olisi yhtä suuria kuin kuvassa 8 nähdään. Tasaisilla prosenttiosuuksilla tuulituotannossa yksittäiset alueet eivät painottuisi yhtä paljon kuin nyt.

1 352 703 1054 1405 1756 2107 2458 2809 3160 3511 3862 4213 4564 4915 5266 5617 5968 6319 6670 7021 7372 7723 8074 8425 Teho [MW] 20 2500 2000 1500 1000 500 0 Vuoden tunnit Kuva 9 Pysyvyyskäyrä vuoden tuulituotannolle koko maassa. Kuvasta nähdään, että yli 1500 MW tehoa saadaan 913 tunnilta, joka on noin 10 % vuoden tunneista. Tarkasteluvuoden aikana tuulituotantoa ei ole lainkaan 22 tuntina, eli 2359,5 MW:n installoitu teho tuottaa tehoa tänä aikana nolla megawattia. Tosielämässä tämä voidaan kyseenalaistaa, sillä tässä työssä on saatu tuulidataa vain viideltä eri mittauspisteeltä, ja niiden avulla on laskettu skenaario koko Suomelle. Todennäköistä on että kuitenkin jossain kohdin Suomea tuulee aina. On otettava huomioon, että laskelmat on tehty vuoden 2009 tuulitilastojen mukaan, ja vuosi 2020 voi olla tuulisuudeltaan täysin toisenlainen, sillä jokainen vuosi on tuulisuudeltaan yksilöllinen. Perusoletukset voidaan kuitenkin pitää samana: Suomessa tuulee eniten talvikuukausina ja selvästi vähemmän kesäkuukausina. Tuulisuuteen vaikuttavat monet tekijät aina matalapaineista ja niiden reiteistä alkaen. 5. TUULIVOIMAN TEHON VAIHTELUN VAIKUTUKSET ENERGIANSIIRTOJÄRJESTELMÄÄN Kasvava määrä tuulivoiman tuotantoa aiheuttaa tehon heilahteluja sähköverkossa. Työssä haluttiin tutkia, miten tuulivoiman hajautuminen ympäri Suomea tasoittaisi mahdollisia heilahteluja jos Kemijärvellä ei tuule, saadaanko tuulivoimaloista sähkötehoa Raahessakaan? Laajennetaan tarkastelua tuulivoimasta myös muuhun tuotantoon. Miltä näyttää kokonaistuotannon ja kulutuksen erotus vuonna 2020? Miten tuulivoima tukee muuta tuotantoa? Kuvassa 10 on esitetty tuulituotannon viikoittaiset keskiarvot havainnollistamaan tehon vaihtelua vuoden aikana.

Aika 1.1 klo 9 1.1 klo 18 2.1 klo 3 2.1 klo 12 2.1 klo 21 3.1 klo 6 3.1 klo 15 4.1 klo 1 4.1 klo 10 4.1 klo 19 5.1 klo 4 5.1 klo 13 5.1 klo 22 6.1 klo 7 6.1 klo 16 7.1 klo 1 7.1 klo 10 7.1 klo 19 Teho [MW] Teho [MW] 21 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 Kuva 10 Tuulituotannon viikoittaiset keskiarvot. Kuvasta havaitaan viikoittaisten keskitehojen vaihtelevan huomattavasti pitkin vuotta. Tuulisuudeltaan parhain viikko on sijoittunut lokakuulle, viikon keskitehon ollessa 1546 MW. 5.1 Tuulivoiman tehon vaihtelut alueittain Tuulivoimaan liittyviä haasteita on sen jatkuva tehon vaihtelu. Sitä voidaan tutkia esimerkiksi tarkastelemalla koko vuoden aineistosta poimittuja viikon ajanjaksoja talvi- ja kesäkuukaudelta. Kuvissa 11 14 on havainnollistettu tehon vaihtelua eri alueilla. 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 Kemijärven alue Raahen alue Kustavin alue Kotkan alue Kristiinankaupungin alue Kuva 11 Tuulivoiman tehon vaihteluita tammikuulle sijoittuvalle viikolle.

Aika 1.1 klo 8 1.1 klo 16 2.1 klo 0 2.1 klo 8 2.1 klo 16 3.1 klo 0 3.1 klo 8 3.1 klo 16 4.1 klo 1 4.1 klo 9 4.1 klo 17 5.1 klo 1 5.1 klo 9 5.1 klo 17 6.1 klo 1 6.1 klo 9 6.1 klo 17 7.1 klo 1 7.1 klo 9 7.1 klo 17 Teho [MW] 22 Kuvasta 11 nähdään, että Raahen ja Kristiinankaupungin alueelta saadaan suurimmat tehot verkkoon. Kemijärven ja Kotkan alueille on suunniteltu vähemmän tuulivoimaa, joten tuotantokäyrätkin pysyvät matalina. Kemijärven ja Raahen käyrät mukailevat ainakin osittain toisiaan, joten tuuliolot ovat näillä paikkakunnilla tällä tarkastelujaksolla melko samanlaiset. Mukaan mahtuu myös vähätuulisempi päivä 4.1, jolloin tuulivoimalla tuotettua sähköä ei saada paljoakaan verkkoon. Kun lasketaan yhteen kaikkien viiden alueen tuulituotot, saadaan kuvassa 12 esitetty käyrämuoto. 2000 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 Kuva 12 Kaikkien Suomeen suunniteltujen tuulivoimaloiden yhteenlaskettu teho tammikuun ensimmäiselle viikolle. Kuva 12 havainnollistaa siis tilannetta, kun lasketaan kuvan 10 käyrät yhteen, ja saadaan tuulivoiman tuotantokäyrä yhdelle viikolle. Vähätuulisena päivänä 4.1 teho käy illan tunteina lähes nollassa, joka tarkoittaa sähköjärjestelmän osalta sitä, että jakso on toivottavasti ennustettu 1-2 päivää etukäteen ja sitä varten varattu varavoimaa. Kuva havainnollistaa, kuinka sähköjärjestelmä vaatii joustavuutta tuulituotannon vaihteluiden takia. Puuttuva teho on korvattava esimerkiksi vesivoimalla ja myös muut tehon laskut on korvattava jollakin muulla energiamuodolla tuotetulla sähköteholla.

3.8 klo 0 3.8 klo 7 3.8 klo 14 3.8 klo 21 4.8 klo 4 4.8 klo 11 4.8 klo 18 5.8 klo 1 5.8 klo 11 5.8 klo 18 6.8 klo 1 6.8 klo 8 6.8 klo 15 6.8 klo 22 7.8 klo 5 7.8 klo 12 7.8 klo 19 8.8 klo 2 8.8 klo 9 8.8 klo 16 8.8 klo 23 9.8 klo 6 9.8 klo 13 9.8 klo 20 Teho [MW] 3.8 klo 0 3.8 klo 9 3.8 klo 18 4.8 klo 3 4.8 klo 12 4.8 klo 21 5.8 klo 9 5.8 klo 18 6.8 klo 3 6.8 klo 12 6.8 klo 21 7.8 klo 6 7.8 klo 15 8.8 klo 0 8.8 klo 9 8.8 klo 18 9.8 klo 3 9.8 klo 12 9.8 klo 21 Teho [MW] 23 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 Kemijärven alue Raahen alue Kustavin alue Kotkan alue Kristiinankaupungin alue Kuva 13 Tuulivoiman tehon vaihteluita elokuulle sijoittuvalle viikolle. Kuvasta 13 nähdään vähätuulisempi ajanjakso elokuulta. Edelleen Kristiinankaupungin ja Raahen alueet mukailevat osittain toisiaan. Ilmeisesti 5.-8. päivät Raahessa olivat vuonna 2009 vähätuulisia, ja tehoa ei saada juuri lainkaan verkkoon. On otettava huomioon, että Raahen tuulidata on yleistetty koskemaan laajempaa aluetta, samoin neljän muun kaupungin datat. Eli vaikka Raahessa oli vähätuulisempi ajanjakso, saattoi ylempänä Suomessa, vaikka Iissä, olla todellisuudessa erilaiset tuuliolot, mutta näissä laskelmissa työn yksinkertaistamiseksi tuulisuus on oletettu samaksi. 2000 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 Kuva 14 Kaikkien Suomeen suunniteltujen tuulivoimaloiden yhteenlaskettu teho ajanjaksolle elokuussa. Kuvasta 14 nähdään tuulituotanto koko Suomen alueelta eräänä elokuun viikkona. Tätä ajanjaksoa tarkastellessa huomataan taas säädön tarve vähätuulisina päivinä. Toisaalta elokuussa Suomen sähkön tarve on lämpimien sääolosuhteiden ja kesälomien takia alhaisempaa kuin kylminä talvikuukausina.

24 Tehon vaihtelun tarkastelua varten laskettiin tunnuslukuja, jotka on esitetty taulukossa 4. Varianssi s 2 lasketaan yhtälöllä, (5.1) missä n on havaintojen määrä, x i on havainnon arvo ja on keskiarvo. Hajonta s saadaan ratkaistua ottamalla neliöjuuri varianssista. (Råde & Westergren 2004, 482) Taulukko 4 Eri alueille lasketut varianssit, hajonnat, keskiarvot sekä normalisoidut hajonnat koko vuoden datan perusteella. Normalisoitu hajonta saadaan jakamalla hajonta keskiarvolla. Alimmalla rivillä on esitetty tunnusluvut summateholle. Varianssi Hajonta Keskiarvo Normalisoitu Alue [MW 2 ] [MW] [MW] hajonta Kotkan alue 347,0 18,6 17,6 105,8 % Kemijärven alue 333,8 18,3 9,6 190,9 % Kustavin alue 11476,6 107,1 136,6 78,4 % Raahen alue 95544,8 309,1 347,9 88,8 % Kristiinankaupungin alue 65575,0 256,1 276,1 92,7 % Kaikki alueet 24244,3 492,4 787,8 62,5 % Mitä pienempi on alueen varianssi, sitä vähemmän teho vaihtelee alueella. Normalisoitu hajonta kertoo, miten hajonta vaihtelee keskitehoon nähden. Kemijärven alueella normalisoitu hajonta on melkein kaksinkertainen verrattuna muihin alueisiin. Suuri ero normalisoidussa hajonnassa johtuu pienestä keskiarvosta. Keskiarvoa puolestaan pienentää suuri tuntimäärä, jolloin saadaan 0 MW tehoa. Tällaisia tunteja Kemijärven alueen datassa on 4458, eli noin puolet vuoden tunneista. Jos tunnuslukujen laskennassa ei otettaisi huomioon tunteja, jolloin teho on nolla, Kemijärven alueen keskiarvo olisi 19,5 MW, hajonta 22 MW ja normalisoitu hajonta täten 128,2 %. Kuitenkin jos tarkastelu halutaan tehdä todelliselle teholle, on syytä ottaa myös nollatehot mukaan laskentaan. Kun lasketaan summateholle normalisoitu hajonta, havaitaan että se on pienempi kuin yhdenkään yksittäisen alueen normalisoitu hajonta, eli 62,5 %. Tämä tarkoittaa sitä, että mitä enemmän Suomen ympäri hajaantuneen tuulivoiman tehoja lasketaan yhteen, sitä pienempi normalisoitu hajonta saadaan. Alueet siis tasaavat toistensa tehon vaihteluita. Tarkastellaan vielä tunnuslukuja rajatummalle alueelle eli viikon datan perusteella. Taulukossa 5 on esitetty samat tunnusluvut edellä tarkastelluille viikoille eli 1.-7. tammikuuta (tuotanto kuvassa 12) ja 3.-9. elokuuta (tuotanto kuvassa 14).

25 Taulukko 5 Varianssit, hajonnat, keskiarvot sekä normalisoidut hajonnat kahdelle eri viikolle (viikkojen tuulituotannot on esitetty kuvissa 12 ja 14). Varianssi Hajonta Keskiarvo Normalisoitu [MW 2 ] [MW] [MW] hajonta Tammikuun viikko 272713,8 522,2 893,5 58,4 % Elokuun viikko 183142,1 428,0 482,1 88,8 % Viikon aikana tehon vaihtelu on selvästi vähäisempää kuin vuoden aikana. Valittujen viikkojen tunnuslukuja vertailtaessa huomataan varianssin olevan suurempi tammikuisella viikolla, eli teho on vaihdellut tuolloin enemmän kuin elokuun tarkastelujaksolla. Kun hajonta suhteutetaan keskiarvoon, saadaan elokuun viikolle suurempi normalisoitu hajonta, 88,8 %. Tuotantotehon vaihtelun lisäksi tuulivoima voi aiheuttaa seuraavia verkkovaikutuksia: nopeita jännitevaihteluita, nopeita tehonvaihteluita, kytkentöjen aiheuttamia jännitepiikkejä ja -kuoppia sekä muutoksia yksittäisten yliaaltojen määrässä tai kokonaissärössä (Laaksonen & Repo 2003, 9). Usein sisämaassa parhaat tuuliolosuhteet ovat syrjäisillä alueilla, joiden maastossa ei ole tuulta merkittävästi haittaavia esteitä. Syrjäisillä alueilla sähköverkko on usein heikko tai sitä ei ole lainkaan. Heikko sähköverkko voi rajoittaa verkkoon kytkettävän tuulivoimalan kokoa. Ongelmana on esimerkiksi jännitetason muuttuminen, sillä verkkoon kytketyn generaattorin takia verkon jännitetaso yleensä nousee. Jännite voi nousta korkeammaksi kuin on sallittua, kun verkon kuormitus on pienimillään ja tuulivoimala tuottaa sähköä. (Auvinen & Lehtonen 2003, 100) Tehojen vaihtelua voidaan tarkastella laskemalla eri alueiden tuulen nopeuksien keskinäiset riippuvuudet korrelaatiokerrointen avulla. Korrelaatiokertoimien avulla nähdään tuuleeko tarkastelluilla alueilla samanaikaisesti. Kun riippuvuudet ovat pienet, tuuliolosuhteet ovat erilaiset verrattavilla alueilla. Mitä lähempänä korrelaatiokerroin on numeroa yksi, sitä enemmän tuuliolosuhteet ovat samanlaiset eli kummallakin alueella tuulee samanaikaisesti. Laskennan tulokset on esitetty taulukossa 6. Korrelaatiokertoimen yhtälö on:. (5.2) jossa n on havaintojen määrä, x i sekä y i ovat muuttujaparin arvoja ja keskiarvoja. (Liski & Puntanen 1980, 151) ja ovat

Erotus [MW] 26 Taulukko 6 Eri alueiden tuulen nopeuksista pareittain lasketut korrelaatiokertoimet. Alue Kotka Kemijärvi Kustavi Raahe Kristiinankaupunki Kotka 1 0,09 0,09 0,20 0,30 Kemijärvi 0,15 1 0,03 0,22 0,32 Kustavi 0,09 0,03 1 0,16 0,16 Raahe 0,20 0,22 0,16 1 0,29 Kristiinankaupunki 0,30 0,32 0,16 0,29 1 Taulukosta havaitaan, etteivät eri alueiden tuulet korreloi kovinkaan voimakkaasti keskenään. Tämän seurauksena tuulesta lasketut tehot jakautuvat tasaisemmin. Ainoastaan Kemijärven ja Kristiinankaupungin välillä on kohtalainen riippuvuus (0,32), vaikka ne eivät sijaitse lähellä toisiaan. Muiden alueiden väliset riippuvuudet ovat heikot. 5.2 Arvio tuotannon tehon vaihteluille Suomessa vuonna 2020 Laskettiin erotus, joka syntyy kun vuoteen 2020 skaalatusta sähköntuotannosta (sisältäen 6,9 TWh tuulivoimaa, muttei nettotuontia) vähennetään vuoteen 2020 skaalattu kulutus. Tuntitehojen erotus on esitetty kuvassa 15. 3000 2000 1000 0-1000 -2000-3000 Kuva 15 Arvio vuodelle 2020 tuotannon ja kulutuksen tuntitehojen erotukseksi. Kuvasta 15 havaitaan, että tuotantoa jää yli erityisesti talvikuukausina, mikä selittynee osittain sillä, että talvella on muutenkin enemmän sähköntuotantoa kuin lämpiminä kesäkuukausina. Kesäkuussa juhannuksen paikkeilla tuotantoa jää yli parhaimmillaan melkein 2000 MWh.

Teho [MW] 1 284 567 850 1133 1416 1699 1982 2265 2548 2831 3114 3397 3680 3963 4246 4529 4812 5095 5378 5661 5944 6227 6510 6793 7076 7359 7642 7925 8208 8491 27 Ennusteet perustuvat vuoden 2009 tietoihin, milloin oli lamavuosi ja teollisuus tarvitsi tavallista vähemmän sähköä ja tästä johtuen alkuvuodesta oli sähkön ylituotantoa. Kesällä tuotanto laski voimalaitosten huoltoseisokkien takia. Syksyllä erotus näyttäisi pienenevän. Kuvan 15 diagrammia tulisi siis katsella käyrämuodoltaan vain suuntaa-antavana. Kuvassa 16 on puolestaan esitetty sähkön tuotannon ja kulutuksen erotuksen pysyvyyskäyrä. 3000 2000 1000 0-1000 -2000-3000 Vuoden tunnit Kuva 16 Pysyvyyskäyrä sähkön tuotannon ja kulutuksen erotukselle. Kuvasta 16 nähdään, että yli 2000 MW tuotantoa jää yli noin sadalta tunnilta. Kaiken kaikkiaan tuotantoa jää kuitenkin yli noin 2700 GW ja saman verran tarvitaan lisätehoa. Toisin sanoen kuva kertoo säätötarpeen. Säätöä tarvitaan erityisesti käyrän ääripäissä, jopa 2240 MW verran. Vuonna 2005 Suomen vesivoimakapasiteetti oli 3050 MW, joten periaatteessa lyhytaikainen säätötarve voitaisiin kattaa vesivoimalla. Kuvasta 15 nähdään säädön tarpeen olevan juurikin hetkittäistä. Ylijäävää energiaa voidaan tulevaisuudessa varastoida älykkään sähköverkon avulla. Älykäs sähköverkko, smart grid, on joustavampi sähköinfra, joka muun muassa mahdollistaa hajautetun sähköntuotannon, tehokkaamman sähkönsiirron ja kuluttajan itse tuottaman sähkön myymisen markkinoille (Siemens). Kun sähköstä on ylitarjontaa tai alikysyntää, ladataan esimerkiksi sähköautojen akkuja ja nostetaan lämminvesivaraajan lämpötilaa. Älykkäiden sähköverkkojen myötä sähkön kysyntä joustaa nykyistä enemmän tuotannon mukaan ja pienimuotoinen, paikallinen, hajautettu sähkön tuotanto on mahdollista jouston avulla (Rantalainen).

28 Sähköauton tapauksessa auton akkuun varastoitaisiin ajamiseen tarvittavan energian lisäksi akun kapasiteetin sallimissa rajoissa ylimääräistä energiaa, jota puretaan takaisin verkkoon päin silloin, kun autoa ei käytetä ja verkossa esiintyy korkeita tehopiikkejä. Järjestelmä vaatii vielä merkittäviä panostuksia tekniikan kehittymiseen, erityisesti akkuteknologian osalta. (INCA-tutkimusprojektin loppuraportti 2010, 41, 42) 5.3 Tuulivoiman säätö- ja varavoimatarve Vaihtelevan tuotantonsa takia tuulivoima asettaa sähköjärjestelmälle tiettyjä vaatimuksia: tarvitaan riittävästi varakapasiteettia ja tehonsäätökapasiteettia tehon vaihteluiden hallintaan. Säätövoima on nopeasti käynnistyvää sähköntuotantoa, joka tasaa hetkittäisiä tehon vaihteluita. Varavoima puolestaan on sitä, että sähköjärjestelmän on kestettävä suurimman voimalaitoksen (vuonna 2012 1300 MW) irtoaminen sähköntuotannosta. Tuulivoima ei vaikuta varavoiman kapasiteettiin, koska suurimmatkaan suunnitellut tuulipuistot eivät vastaa suurinta yksittäistä voimalaitosta. Tuulivoimalle itsessään riittää hidas varavoima, koska tuuleton jakso on mahdollista ennustaa 1-2 päivää etukäteen. (Holttinen 2008, 1) Suurin osa säädöstä toteutetaan vesivoimalla. Säätö on mahdollista myös esimerkiksi kaasu- ja kivihiilivoimaloilla, joskin kalliimpaa kuin vesivoimalla. Tehokas ja nopeasti reagoiva vesivoima on tärkeää säätövoimaa, jota voidaan lisätä merkittävästi täydentämällä voimantuotantoon otettujen vesistöjen rakentamista. Vuoteen 2020 mennessä nopeaan säätöön soveltuvaa vesivoimaa voitaisiin lisätä 470 MW, vuosienergiana 1,3 TWh. Vesivoima on käytännössä lähes ainoa vaihtoehto, kun tarvitaan tuntitason tai sitä nopeamman tason säätöä. Kun vesivoiman osalta mahdollisuudet tuotannon säätöön on käytetty, säätövoimaa voitaisiin saada lisää rakentamalla kaasuturpiinipohjaista lämpövoimatuotantoa, joka on kallis ja lämmöntuotannosta riippumaton tuotantomuoto. (Oy Vesirakentaja 2007, 6, 13, 21) Säädön käyttö tulee varmasti lisääntymään, jos Suomeen rakennetaan 2000 4000 MW tuulivoimaa. Lisäsäädön tarve tälle tuulivoimalle on arviolta 80 160 MW, jos pahimmatkin tilanteet pitäisi pystyä toteuttamaan Suomen sisäisillä säädöillä. Lisäsäädön tarve on kuitenkin 2-3-kertainen, jos päivä etukäteen tehtyjä ennusteita ei päivitetä ja näin korjata suurimpia ennustevirheitä ennen käyttötuntia (Holttinen 2008, 1). Lisäksi jos tehon vaihtelua ei ennusteta tai ennustetaan osittain, voi voimajärjestelmän käyttövarmuus heiketä (Matilainen 2011, 41). Hallituksen arvio säätötarpeesta 2500 MW