MARKKINAEHTOISESTI KILPAILUKYKYISEN TUULIVOIMAN VAIKUTUKSET SUOMESSA Matti Rautkivi Johtaja, Wärtsilä Energy Solutions 18.6.2018 1 Wärtsilä PUBLIC
YHTEENVETO Tuulivoima on kilpailukykyistä ilman tukia Suomessa jo nykyisin Tuulivoimaa tullaan lisäämään Suomeen markkinaehtoisesti merkittäviä määriä Tuulivoiman lisääntyminen tulee alentamaan sähköntuotannon kokonaiskustannuksia sekä päästöjä Suomessa Tuulivoima yhdessä riittävän joustavan säätökapasiteetin kanssa on kilpailukykyisempi vaihtoehto kuin uusi ydinvoima
LEADING THE PATH TOWARDS 100% RENEWABLE ENERGY FUTURE ENGINE POWER PLANTS ENERGY STORAGE AND INTEGRATION RENEWABLES LNG INFRASTRUCTURE Ultra-flexible internal combustion engine based power plants Utility-scale energy storage solutions and advanced software Utility-scale solar power plants, solar-engine, storage+ hybrid solutions Small and medium scale liquefaction plants, terminals and distribution 3 Wärtsilä 19.6.2018 Smart energy vision
GLOBAALI ENERGIAMURROS 4 Wärtsilä PUBLIC
Price for renewable energy has reached a tipping point all across the world. Prices of renewables continue to drop. UNITED STATES LCOE ($/MWh, 2017 real) 140 120 100 COAL CHINA LCOE ($/MWh, 2017 real) 140 120 100 80 80 CCGT 60 40 20 Onshore wind CCGT Tracking PV 60 40 20 Onshore wind COAL Tracking PV 0 2018 2020 2025 2030 2035 2040 0 2018 2020 2025 2030 2035 2040 Source: Bloomberg New Energy Finance Note: capacity factors: Tracking PV: 14%-30%, onshore wind: 29%-49%. Coal and gas plants capacity factors are a result of our NEO 2017 dispatch analysis. LCOEs are calculated on an unsubsidized basis. The offshore wind LCOE is a global forecast. Source: Bloomberg New Energy Finance Note: capacity factors: PV: 12%-18%, onshore wind: 23%-32%. Coal and gas plants capacity factors are a result of our NEO 2017 dispatch analysis. LCOEs are unsubsidized. The LCOE for thermal plants in China includes the carbon pricing. The offshore wind LCOE is a global forecast. 5
TUCSON ELECTRIC POWER, ARIZONA Wärtsilä was selected to provide a Smart Power Generation natural gas power plant with up to 200 MW of capacity Greensmith Energy provided 10 MW/2.5MWh energy storage system to Tucson Electric Power in 2016 Improved overall efficiency of the plant, reduced emissions of nitrogen oxides by approx. 60% about 350 tons p.a. Engines require minimal amounts of water for cooling Ability to respond quickly and reliably to the variable production of renewable resources LARGE INVESTOR-OWNED UTILITIES ARE INVESTING IN SMART POWER GENERATION TOGETHER WITH ENERGY STORAGE 6 Wärtsilä
AGL ENERGY LIMITED, AUSTRALIA Wärtsilä will deliver a 211 MW Smart Power Generation power plant to AGL Flexibility of our power plants is a key enabler for utilities in an electricity market with high share of renewable energy Flexibility rewarded in the National Electricity Market, which drives investment in flexible gas as well as energy storage The new power plant will improve the reliability and security of supply in South Australia AGL is planning to replace Liddell coal plant with renewables and additional 750 MW of flexible gas capacity THE FIRST UTILITY-SCALE RECIPROCATING ENGINE POWER PLANT IN AUSTRALIA S NATIONAL ELECTRICITY MARKET 7 Wärtsilä 19.6.2018 POWER SYSTEM MODELLING IN WÄRTSILÄ
WÄRTSILÄ PLEXOS MODELLING ACTIVITIES OVER 50 COUNTRY AND SYSTEM STUDIES MADE BY WÄRTSILÄ ALL OVER THE WORLD = PLEXOS study made by Wärtsilä
FUTURE POWER SYSTEMS CHALLENGES The quest for optimal capacity mix to get the lowest total cost EXAMPLE OF EXPANSION MODELING CAPACITY OUTPUT In last decade power sector has changed so much that, if a new power system would be built today from scratch, it would look totally different than the power systems look today. Transition is ongoing, but in industry where assets life times are 20-30 years, it takes time. Advanced Power System modelling tools can be used for optimizing capacity mix during this transition period OBJECTIVE OPINION WHERE POWER SYSTEMS SHOULD GO. EXISTING COAL SOLAR WIND GAS 9
POWER SYSTEM MODELING INPUTS COST INFORMATION Variable costs Fuel Maintenance Water & emissions Emission reduction, Fixed Costs Capital costs Operational costs Financial costs GRID INFORMATION Transmission network Lines (capacity) Nodes (generator / load points) Interconnections OTHER CONDITIONS Temperature Altitude Contractual dispatches (IPP, bilateral contracts, CHP, etc.) Market information Market information Market mechanisms Bidding behaviour Ancillary service Spinning Non-spinning POWER SYSTEM MODEL PROFILES Wind Solar Constrained hydro CHP (Combined Heat and Power) PPA constraints SYSTEM NEEDS Demand profile Operational reserve requirement Forecast error POWER PLANT TECHNICAL DATA Types Coal Nuclear OCGT, CCGT ICE Features Efficiencies Dynamic features O&M costs ACCURATE DATA COLLECTION AND MODELING IS A SERIOUS TASK, BUT IT PAYS OFF 10 Wärtsilä PUBLIC
TUOTANTOKUSTANNUKSET SUOMESSA 11 Wärtsilä PUBLIC
Tuulivoima markkinaehtoisesti kannattavaa UUDEN TUULIVOIMALAN PYSYVYYSKÄYRÄ SUOMESSA Tuulivoiman tuotantokustannukset ovat alentuneet niin Suomessa kuin maailmalla merkittävästi viime vuosien aikana Uudet tuulivoimalat ovat kooltaan isompia (yli 4 MW), joiden huipunkäyttöaika on korkea Suomessa noin 40% Kilpailu ja teknologiakehitys on alentanut investointikustannuksia merkittävästi investointikustannus noin 1 MEUR/MW Alentuneet kustannukset ja parantunut käyttöaste pystyvät tarjoamaan noin 30 EUR/MWh tuotantokustannuken tuulivoimalle 12
TUOTANTOKUSTANNUSVERTAILU LÄHTÖARVOT Tuulivoima* Ydinvoima** Kaasumoottori*** Sähköteho 100 MW 1 200 MW 100 MW Ominaisinvestointi 1 000 EUR/kW 6 000 EUR/kW**** 500 EUR/kW Hyötysuhde 100% 37% 46% Polttoaineen hinta - 2,5 EUR/MWh 30 EUR/MWh Päästöoikeuden hinta - - 15 EUR/t Käyttö- ja kunnossapitokustannukset 5 EUR/MWh 10 EUR/MWh 8 EUR/MWh Taloudellinen käyttöikä 20 vuotta 40 vuotta 20 vuotta Käyttökerroin 40% 93 % 32% Korkotekijä (WACC) 6% 6% 6% * Tuulivoiman kustannustiedot perustuvat useiden suomalaisten tuulvoimatuottajien hintatietohin. Arvot laskettu uudelle 4.2 MW koon turbiinille ** Ydinvoiman lähtötiedot perustuvat Lappeenrannan teknillisen yliopiston julkaisuun Sähköntuotantokustannusvertailu 2017 muilta kuin investointikustannuksen osalta *** Kaasumoottorin tiedot perustuvat Wärtsilän tietoihin **** Ydinvoiman omaisinvestointi perustuu OL3 hintatietoihin sekä Talouselmän 1.9.2017 julkaisemiin tietoihin (Fennovoiman kustannus 7.14 mrd euroa) 13 Wärtsilä
EUR/MWh TUOTANTOKUSTANNUKSET ERI VOIMALAITOSVAIHTOEHDOILLE 120 100 80 7 8 60 40 10 7 65 20 0 5 49 25 16 Tuulivoima Ydinvoima Kaasumoottori Pääomakustannus Polttoaine Käyttö- ja kunnossapito Päästöoikeus 14
TUULIVOIMA OSANA SÄHKÖJÄRJESTELMÄÄ 15 Wärtsilä PUBLIC
tammikuu tammikuu tammikuu helmikuu helmikuu helmikuu maaliskuu maaliskuu maaliskuu huhtikuu huhtikuu huhtikuu toukokuu toukokuu toukokuu kesäkuu kesäkuu kesäkuu heinäkuu heinäkuu elokuu elokuu elokuu syyskuu syyskuu syyskuu lokakuu lokakuu lokakuu marraskuu marraskuu marraskuu joulukuu joulukuu joulukuu MW Esimerkkilaskelma eristetystä systeemistä Tarkastellaan kahta eri vaihtoehtoa 1200 MW ydinvoimala 4100 MW tuulivoimaa + 1200 MW säätövoimaa Tuulivoiman määrä on mitoitettu siten, että siitä saatava energiamäärä vastaa vuosittaista ydinsähkön määrää Mikäli tuulivoiman teho hetkellisesti on alle 1200 MW, niin silloin erotus katetaan joustavalla säätövoimalla Tuulivoiman osalta käytetty vuoden 2017 Suomen tuuliprofiilia* TUULIVOIMAN JA SÄÄTÖVOIMA VS. YDINVOIMA 4 500 4 000 3 500 3 000 2 500 2 000 1 500 1 000 500 - Tuulivoima Joustava kapasiteetti Ydinvoima *https://data.fingrid.fi/fi/dataset/wind-power-generation 16
MW ESIMERKKILASKELMA ERISTETYSTÄ SYSTEEMISTÄ - 2 VIIKON TUOTANTO TUULIVOIMA + SÄÄTÖVOIMA VS. YDINVOIMA 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 1 6 11 16 21 2 7 12 17 22 3 8 13 18 23 4 9 14 19 24 5 10 15 20 1 6 11 16 21 2 7 12 17 22 3 8 13 18 23 4 9 14 19 24 5 10 15 20 1 6 11 16 21 2 7 12 17 22 3 8 13 18 23 4 9 14 19 24 Päivä 1 Päivä 2 Päivä 3 Päivä 4 Päivä 5 Päivä 6 Päivä 7 Päivä 8 Päivä 9 Päivä 10 Päivä 11 Päivä 12 Päivä 13 Päivä 14 Ydinvoima Tuulivoima Joustava kapasiteetti 17
SYSTEEMIKUSTANNUKSET ESIMERKKILASKELMASSA Ydinvoima Tuulivoima Kaasumoottori Sähköteho 1200 MW 4102 MW 1177 MW Sähköntuotanto 10,5 TWh 10,5 TWh 3,3 TWh Tuotantokustannus 66 EUR/MWh 30 EUR/MWh 96 EUR/MWh Vuosikustannus 693 MEUR 316 MEUR 315 MEUR Systeemikustannus 693 000 000 EUR / 10 500 000 MWh = 66 EUR/MWh (316 000 000 EUR + 315 000 000 EUR) / (10 500 000 MWh + 3 300 000 MWh) = 46 EUR/MWh Tuulivoima + säätövoima- vaihtoehto tuottaa noin 30% halvemman systeemikustannuksen Esimerkkilaskelmassa on oletettu, että ylimääräinen tuulivoima saadaan hyödynnettyä systeemissä ja toisaalta muuta säätövoimaa kuin kaasumoottoreita ei ole saatavilla Todellisuudessa suurin osa säätövoimasta tuotettaisiin vesivoimalla tai energia tuotaisiin siirtolinjojen kautta Säätövoimakapasiteetti tarvitaan systeemissä, mutta sen käyttö on todellisuudessa vähäisempää Koko Suomen tasolla systeemikustannukset tulee mallintaa systeemimallinnuksen avulla 18 Wärtsilä
TUULIVOIMA OSANA SUOMEN SÄHKÖJÄRJESTELMÄÄ 19 Wärtsilä PUBLIC
LÄHTÖOLETUKSET JA MALLINNUSTAPA LÄHTÖTIEDOT LASKENTAPROSESSI TULOKSET Hintatiedot Polttoainehinnat Markkinahinnat (rajasiirrot) Päästöoikeuden hinnat Systeemitiedot Rajasiirrot Tuntikohtainen kulutus Toimitusvarmuus Tuotantokapasiteetti Voimalaitokset Kapasiteetti, hyötysuhde, polttoaine, huoltokustannukset Investointikustannukset Vesivoiman mallinnus Profiilit Tuulivoimaprofiili Kulutustiedot Lämpökuorma Systeemitason mallintaminen käyttäen PLEXOS-työkalua Tuntikohtainen tuotannon optimointi pyrkien minimoimaan kustannukset Kronologinen tuotantokapasiteetin lisääminen vuosien 2020-2030 välillä, siten että kustannukset minimoituvat ja varmistetaan systeemin luotettavuus Laskenta huomioi rajasiirrot Laskennassa huomioitu sähköjärjestelmän lisäksi kaukolämpö- ja teollisuuslämmön tarve Optimaalinen kapasiteetin lisääminen sähköjärjestelmään Sähköntuotanto 1 tunnin resoluutiolla Tuotantokustannukset laitostasolla ja koko systeemikustannukset Polttoainekustannukset Huoltokustannukset Päästöoikeudet Investointikustannukset Päästöt Rajasiirtojen käyttö 20
MW TUOTANTOKAPASITEETIN KEHITYS OPTIMOIDUSSA SYSTEEMISSÄ 40 000 35 000 30 000 25 000 4 098 6 598 9 098 10 754 10 907 11 261 11 352 13 578 13 767 13 825 13 889 20 000 1994 15 000 10 000 5 000 0 2017 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Ydinvoima CHP, teollisuus CHP, kaukolämpö Vesivoima Joustava kapasiteetti Erillistuontanto Sähköntuonti Tuulivoima Kysyntähuippu *Vuoden 2017 tiedot perustuvat Energiamarkkinaviraston voimalaitosrekisterin tietoihin 21
Sähköntuotannon muutos optimoidussa systeemissä Sähköntuotanto Suomessa ja tuonti 2017* Sähköntuotanto Suomessa ja tuonti 2030 Nettotuonti 24% Tuulivoima 6% Vesivoima 17% Nettotuonti 17% 85,5 TWh Lämpövoima 5% 111,4 TWh Tuulivoima 43% Ydinvoima 22% Lämpövoima 28% *Energiavuosi 2017 Energiateollisuuden julkaisu Ydinvoima 25% Vesivoima 13% 22
Kaukolämmön siirtyminen lämpöpumppuihin Edullinen tuulisähkö mahdollistaaa kaukolämmön siirtymisen isoihin järvi- /merivesilämpöpumppuihin Optimointimallissa rakennetetaan sähköteholtaan 1 700 MW lämpöpumppuja (5 100 MW lämpöteho), mikä korvaa suurelta osin yhdistettyä sähkön- ja lämmön tuotantoa Lämpöpumput yhdessä kaukolämpöverkon kanssa toimivat erinomaisesti lämpöakkuna kun tuulivoimaa on saatavilla ja näin tasapainottavat Suomen sähköjärjestelmää KAUKOLÄMMÖN VUOSIPROFIILI 1 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 23
MW ESIMERKKIVIIKKO VUONNA 2030 (VIIKKO ALKAEN 25. MARRASKUUTA 2030) 18 000 16 000 14 000 12 000 10 000 8 000 6 000 4 000 2 000 0 Mon Tue Wed Thu Fri Sat Sun N ST Ind-CHP ST DH-CHP ST Flexible Hydro ICE Wind Import Export HP Grid load 24
VERTAILU VAIHTOEHTOISEEN YDINVOIMASKENAARIOON KAPASITEETTIRAKENNE ENERGIANTUOTANTO SYSTEEMIVAIKUTUKSET 40 000 35 000 30 000 13 889 25 000 20 000 15 000 10 000 5 000 3 102 - Optimi Ydinvoima CHP, kaukolämpö Joustava kapasiteetti Sähköntuonti 6 575 5502 Ydinvoima CHP, teollisuus Vesivoima Erillistuontanto Tuulivoima 100% 90% 19% 80% 43% 9% 70% 13% 60% 50% 17% 17% 40% 30% 13% 20% 5% 39% 10% 22% 0% Optimi Ydinvoima Ydinvoima Lämpövoima Vesivoima Tuonti Tuulivoima SYSTEEMIKUSTANNUKSET Systeemikustannukset ovat 27% alemmat Optimi- skenaariossa verrattuna ydinvoimaskenaarioon Laskelma huomio operatiiviset, kiinteät sekä investointikustannukset koko systeemin tasolla, sekä lisää kustannukset rajasiirtojen kautta tulevasta energiasta PÄÄSTÖT CO 2 -päästöt ovat 90% pienemmät Optimiskenaariossa Päästöalenema on merkittävä koska turpeella tehtävää yhteistuontoa korvataan lämpöpumpuilla Sähköntuotannon päästöt ovat hyvin matalat Optimi- skenaariossa verrattuna nykytilaan SYSTEEMIN LUOTETTAVUUS Optimi- skenaariossa malli rakentaa riittävästi uutta joustavaa kapasiteettia (2,400 MW) varmistamaan systeemin toimintavarmuuden 25
KUSTANNUSSÄÄSTÖN KOMPONENTIT PÄÄOMAKULU Tuulivoiman kustannuksista merkittävä osuus on pääomakulua Pääomakulu tuo 10% säästöistä Optimiskenaariossa, vaikka kapasiteettia rakennetaan merkittävästi enemmän tuulivoiman yksikkökustannus on merkittävästi ydinvoimaa edullisempaa KIINTEÄT HUOLTOKUSTANNUKSET Kiinteät huoltokustannukset ovat alhaiemmat Optimaali- skenaariossa, koska ydinvoimakapasiteettia on vähemmän (ydinvoiman kiinteät huoltokustannukset 40 EUR/kW/a) Kiinteät huoltokulut 8% Pääomakulu 10% 27% SÄÄSTÖ Muuttuvat kustannukset 82% MUUTTUVAT KUSTANNUKSET Suurin säästökompontentti koska tuulivoiman tuottaa merkittävän määrän energiasta Alhaisemmat polttoainekustannukset kun CHP tuotantoa ja ydinvoimaa on vähemmän Alhaisemmat muuttuvat huoltokustannukset koska CHP kapasiteettia ja ydinvoimaa käytetään vähemmän enemmän tuontia 26
YHTEENVETO Tuulivoima on kilpailukykyistä ilman tukia Suomessa jo nykyisin Tuulivoiman hinta tasolla 30 EUR/MWh Systeemimallinnuksen perusteella tuulivoimaa tullaan lisäämään Suomeen markkinaehtoisesti merkittäviä määriä 7 kertainen määrä vuoden 2017 lopun tilanteeseen verrattuna Tuulivoiman lisääntyminen tulee alentamaan sähköntuotannon kokonaiskustannuksia sekä päästöjä Suomessa Laskennallisesti 27% säästö verrattuna ydinvoimavaihtoehtoon, ja 90% alenema CO 2 päästöissä
KIITOS!