Selvitysmies numero 3

[sahkomies]

Palaan vielä tuohon hallituksen energiastrategiaan huippu- ja säätövoiman osalta.

Paperissa todetaan nopean häiriöreservin (15 minuutin käynnistys) olevan 1200 MW. Tätä reserviä ei lasketa mukaan, kun tehdään tarkastelu tehon riittävyydestä. Fingridin mukaan tarvitaan 240 - 350 MW lisää säätövoimakapasiteettia. Se tarvitaan, koska tuulivoimaa aiotaan rakentaa 2000 MW.

Tässä on huomattava, että tuulivoiman säätövoimaksi kelpaa yhtä hyvin edellä mainitut nopeat reservilaitokset, joita on nyt 1200 MW. Näin tämmöistä nopeaa reservikapasiteettia tulisi olla siis yhteensä 1200 MW + (240... 350) MW eli yhteensä 1440 - 1550 MW.

Minusta olisi selvempää sanoa nyt suoraan, että nopeaa reservikapasiteettia tarvitaan korvaamaan suurimman yksikön eli Olkiluoto 3 ja mahdollisen Loviisa 3 pois putoamisen takia puuttuva teho. Se on mielestäni 1700 MW x 1,18 eli 2000 MW. Kaavassa 1700 MW on ydinvoimalan generattoriteho ja kerroin 1,18 on varmuuskerroin, koska kaikki varavoimalat eivät todennäköisesti käynnisty.

Varsinaisesti 2000 MW tuulivoimaa varten tuota varatehoa ei tarvita, koska ydinvoiman takia se joudutaan joka tapauksessa rakentamaan. Tuulivoiman reserviteho voidaan hyvin hoitaa samaisten nopeiden reservejen (2000 MW) avulla. Sanotaan vielä se, että nopea varateho voidaan rakentaa poispudotettavia kuormia, dieselvoimaa ja kaasuturpiineita käyttäen.

Poispudotettava kuorma reagoi alle sekunnissa. Dieselit käynnistyvät kolmessa minuutissa ja lentokonemoottoreihin perustuvat kaasuturpiinit noin kymmenessä minuutissa täyteen tehoonsa. Mitä nopeammin varateho käynnistyy ja mitä pinemmissä yksiköistä se muodostuu, sitä vähemmän tehoa tarvitsee rakentaa.

[sahkomies]

Käsitellään sitten vielä tuota Nordelin ja Nord Poolin erikoista ilmiötä, kun taseet lasketaan täällä tunnin välein.

Englannissa avattiin sähkömarkkinat hieman meitä ennen ja siellä taseet laskettiin ja kauppaa käytiin puolen tunnin välein jo kaksikymmentä vuotta sitten.

Saksan tasesähkö lasketaan 15 minuutin välein. Se aiheutuu ennen muuta tuulivoiman vahvasta kasvusta ja vesivoiman puutteesta. Minusta meilläkin tulisi siirtyä tähän Saksan järjestelmään. Silloin epäbalanssin aiheuttaja maksaa.

Tuulivoima tulee aiheuttamaan noin 25 % säätötehon tarpeen tuulivoiman kapasiteetista laskettuna. Se voitaisiin veloittaa tuulivoiman tuottajalta vain, jos tasesähkömarkkina toimisi 15 minuutin jaksoissa, kuten Saksassa.

En näe myöskään mitään mahdollisuuksia sille, että Saksa siirtyisi koskaan tähän Pohjoismaiden 60 minuutin tasesähköön. Pikemminkin uskon, että 15 minuutin jälkeen siirrytään 10 minuutin taseisiin ja sen jälkeen 5 minuutin taseisiin.

Tietokoneiden kapasiteetti paranee koko ajan ja laskenta ennätetään tehdä Saksassa 15 minuutin velein. Näin myös meillä, jossa säätösähkö lasketaan 10 minuutin välein.

Saksahan itsekin hyödyntää UCTE:n suurta verkkoa hyvin tehokkaasti. Se ei suinkaan tee säätötehoa oikeasti tuon 25 % tuulivoiman mukaan vaan paljon vähemmän. Nimittäin se pystyy hyödyntämään UCTE:n 500 GW verkon koko tasauskyvyn. Saksan 22 GW tuulivoimateho on vain alle 5 % UCTE:n verkon koko tehosta.

[Hannu]

Tuo mitä sanot tuulivoimasta on periaatteessa totta. Luvuista en käy kiistelemään, vaan kiinnitän huomiota syöttötariffiin.

Jos tuulivoimayhtiö möisi sähkön pörssiin, se joutuisi lähes varmasti tunneittain myymään tai ostamaan säätösähköä tasatakseen tarjouksensa ja tuotantonsa eron.
Nyt se pääsee kuin koira veräjästä syöttötariffilla. Tarvinneeko edes tehdä tunneittaista ennustetta = tarjousta?
Kenen piikkiin menee säätösähkökustannus? Sen verkkoyhtiön vai?

[sahkomies]

Jos sähkön hinta on 50 eur/MWh ja ydinvoiman muuttuvat kustannukset ovat 20 eur/MWh, on ydinvoiman kate 30 eur/MWh. Jos ydinvoimalan huipunkäyttöaika on 7000 h/a, siitä tulee katetta 7000 h x 30 eur/MWh eli 210 eur/kWa vuodessa. Jos ydinvoimala maksaa 3000 eur/kW, tulee takasinmaksuajaksi 3000 eur/kW/210 eur/kWa eli 14 vuotta.

Tuulisähkön käyttökustannukset ovat 10 eur/MWh, siitä jää katetta 40 eur/MWh. Jos tuulisähkön huipunkäyttöaika on 2500 h/a, siitä tulee vuosikatetta 2500 x 40 eur/MWh eli 100 eur/kWa. Jos tuulivoima maksaa 1500 eur/kW, investoinnin takaisinmaksuaika on 15 vuotta.

Jos tuulivoima saa tukea 10 eur/MWh, tulee vuosikatteeksi 2500 h x 50 eur/MWh eli 125 eur/kWa. Takasinmaksuaika on silloin 1500 / 125 eli 12 vuotta.

Offshore voimala maksaa puolestaan noin 2000 eur/kW, jolloin 10 eur/MWh tuen jälkeen tulee investoinnin takaisinmaksuajaksi 2000 / 125 eli 16 vuotta. Voidaan ajatella, että offshorevoimala tuottaa kuitrenkin 3000 h/a, jolloin sen tuottaa katetta 3000 x 50 eli 150 eur/kWa. Silloin takaisinmaksuaika olisi 2000/150 eli 13 vuotta.

Maalla oleva tuulivoimala on suunnilleen yhtä kannattavaa kuin ydinvoima jo tukia ei anneta. Molempien investointien takaisinmaksuaika on noin 15 vuotta. Jos tuulivoima saa tukea se päihittää ydinvoimalan näillä laskentaperametreilla maalla. Merelle tehtävä tuulivoimala tarvitsee tukea joka tapauksessa.

Ei nämä asiat ole hirveän mustavalkoisia. Erot ovat pieniä ja tulevaisuudessa tuulivoimalaitosten koko nousee ja niiden kannattavuus paranee. Voidaan ajatella, että jo 5 - 10 vuoden jälkeen tehtävät tuulivoimalat eivät tarvitse lainkaan tukea.

[Hannu]

En puutu lukuihin.
Minusta on väärin että tehdään laskelmia tuetulla kustannuksilla.
Joku ne maksaa, ja se joku on aika lähellä. Jos tuulivoima ei kannata, sitä ei pitäisi rakentaa. Ei se tuki tee asiasta kannattavaa.

Tuilla saadaan niin aaltoenergia kuin aurinkovoimakin Suomessa "kannattavaksi".

Niin, ja maatalous.

[sahkomies]

Minusta on oikein, että ilmastomuutokseen panostetaan. Myös Suomen pitää olla tässä mukana. Minusta on väärin, jos Suomi yrittää olla vapaamatkustajana.

Minun mielestäni Suomen pitää olla tässä edelläkävijänä eikä jarrumiehenä.

[sahkomies]

Menen nyt selvitysmiehen kohtaan b) eli varavoima.

Varavoimaa tarvitaan, kun ydinvoimala tipahtaa pois verkosta. Sitä tarvitaan myös, kun tuulivoimalat pysähtyvät nopeasti.

Ydinvoiman tapauksessa tilanne on aivan selvä. 1600 MW ydinvoimalan poisputoaminen tulee korvata 15 minuutin sisällä poisputoamisesta. Koska ydinvoimalan generaattorin teho on 1700 MW, tarvitaan nopeaa varavoimaan vähintään 1700 MW. Koska varavoimalatosten käyettävyys on 95 %, kolmen sigman varmuudella varavoimaa tarvitaan 1,18 x 1700 MW eli 2000 MW.

Tästä vaatimuksesta ollaan luistamassa. Varavoimaa on nyt vain noin 1050 MW, josta 650 MW on kaasuturpiineita ja 400 MW poiskytkettäviä kuormia. Suomesta puuttuu mielestäni lähes 1000 MW nopeaa reservitehoa.

Tuulivoiman säätö- tai varavoiman tarve on 25 % tuulivoiman huipputehosta laskettuna. Jos Suomeen rakennetaan 2000 MW tuulivoimaa, tarvitaan säätö-/varavoimaa 500 MW. Nyt ei ole oikeastaan selvää, täytyykö tämä teho rakentaa em. ydinvoiman 2000 MW varavoimatehon lisäksi. Mielestäni ei välttämättä, koska voidaan olettaa, että sellainen tapahtuma, jossa tuuli loppuu yhtäkkiä ja samalla ydinvoima putoaa verkossa yhtäa aikaa, on hyvin harvinainen.

Katson kylläkin että aiheuttamisperiaatteen mukaisesti aiheuttajan kuuluu maksaa aiheuttamansa verkon kustannukset. Ei se kuulu kaikkien verkon käyttäjien maksettavaksi, koska ydinvoiman hyötykin jää harvoille firmoille.

[sahkomies]

Aiheuttamisperiaatteella laskettuna jokaisen sähköntuottajan voimalan kapasiteettiarvo voidaan laskea kaavalla P = Pn x R, jossa Pn on nimellisteho ja R on luotettavuus. Luotettavuus (R) saadaan kunkin laitoksen historiatiedoista.

Sen lisäksijoudutaan laskemaan kullekin voimalalle epäluotettavuuden varianssi V, joka on epäluotettavuuden toinen potenssi (1-R) potenssiin 2. Kaikkien voimalaitosten varianssit lasketaan yhteen, jolloin saadaan järjestelmän kokonaisvarianssi. Varianssista johtuva varatehon tarve jaetaa sitten yhtiöiden kesken niiden omistamien voimalaitosten varianssien suhteessa.

Tuulivoimaa ei voida käsitellä yksitellen, vaan ne pitää katsoa yhdeksi voimalaitokseksi. Kun tulee, niin se tulee kaikkiin yhtä aikaa.

Tähän löytyy hyvä matematiikkaa vaikkapa USA:sta, jossa nämä kapasitettimarkkinat ovat olleet käytössä jo pitkään.

[sahkomies]

STYV-84 säännösten mukaan CHP-laitosten häiriölukuna käytettiin arvoa 4 % ja lauhdevoimalaitosille arvoa 10 %. Siitä sitten laskettiin todennäköisyyteen pohjautuvat häiriöluvut.

Tarkat ekvivalenttiset varatehon tarpeet (ak-kertoimet) erikokoisille voimalaitoksille olivat seuraavat:

CHP-voimalat:
10 MW 4,1 %
20 MW 4,2 %
30 MW 4,23 %
50 MW 4,42 %
70 MW 4,60 %
100 MW 4,89 %
150 MW 5,48 %
200 MW 6,20 %

Lauhdevoimalat:
20 MW 10,40 %
50 MW 10,96 %
100 MW 12,05 %
150 MW 13,33 %
200 MW 14,85 %
400 MW 22,06 %
600 MW 30,20 %
700 MW 34,40 %
710 MW 34,82 %
1000 MW 46,55 %

Silloin laskettiin, että velvoite kohdistuu painavimmin suurempiin laitoksiin. Siinä oleteaan silloin, että pienempien laitosten poisputoaminen yhtä aikaa on epätodennäköisempää.

Kunkin sähköntuottajan voimalaitosten vikaantuvuus lasketaan yhteen kertomalla kunkin voimalan teho yllä annetulla ak-kertoimella. Lisäksi saatu ak-luku jaetaan luvulla neliöjuuri k, jossa k on voimalaitosten suuruusjärjestys. Suurimman yksikö k-arvo on siis 1 ja sen neliöjuuri on 1. Näin painotettiin suurten yksiköiden varatehovelvoitetta.

Kun kaikkien Suomen voimalaitosten vikaantuvuus lasketaan yhteen, saadaan koko varatehon tarve, joksi määriteltiin 14 % huipputehosta.

Jos asiaa tarkastelee matemaattisesti niin vikaantuvuuden varianssi on 1000 MW laitoksessa (epäkäytettävyys 5 %) noin 50 potenssiin kaksi eli 2500. Kun taas sadan 10 MW laitoksen vikaantuvuuden varianssi on 100 x 0,5 potenssiin kaksi eli 25. Näin 1000 MW ydinvoimalan varatehon tarve on 100 kertaa suurempi kuin sadan 10 MW voimalan.

No, tämähän on historiaa. Nyt varatehosta huolehtii Fingrid kaikkien puolesta ja se kerää rahat kaikilta välittämättä näistä aiheuttamisperiaatteen mukaisista kustannuksista. Niinpä nykyään 10 MW voimala joutuu maksamaan Fingridille siirtomaksuja yhtä paljon kuin ydinvoimalan omistaja.

[sahkomies]

Palaan vielä noihin STYV-84 yhteiskäyttöjärjestelmän velvoitteisiin. Siinä jokainen tuottaja velvoitettiin osallistumaan myös hetkelliseen taajuudensäätöön ja taajuussäätöreservien ylläpitoon.

Hetkellisen taajuussäätövelvoite Suomessa oli tuolloin 105 MW, jolla piti ylläpitää taajuuttaa +/- 0,1 Hz:n sisällä. Säätövoima oli siis 105/0,1 eli 1050 MW/Hz.

Säätöteho jaettiin sähköntuottajien kesken sähköntuotantojen huipputehojen suhteessa. Tuotantoon laskettiin mukaan myös myös vesivoima ja sopimustuonti.

Vastaavasti velvoitettiin tuottajia osallistumaan taajuusohjatun häiriöreservin ylläpitoon, jos taajuus laskee 49,9 Hz alapuolelle. Varatehovelvoite jaettiin osapuolten kesken samalla kaavalla huipputuotannon tehojen suhteessa. Tehosta puolet tulee olla käytössä 5 sekunnin sisällä ja loput 30 sekunnin sisällä. Tämä sama velvoite on edelleen olemassa, mutta siitä huolehtii Fingrid yksin.

Tuottaja maksoi silloin täysin säätö- ja häiriötehon. Nyt varateho maksaja on pelkästään verkon käyttäjä, joka tietysti on osittain myös verkkoon syöttävä osapuoli.

[sahkomies]

Huippu- ja varavoiman tuotantoa varten tehtiin erillinen tehoreservilaki, joka hyväksyttiin eduskunnassa joulukuussa 2006. Siinä varaudutaan 600 MW reservitehon ylläpitoon Fingridin toimesta.

Tämän lain turvin on vanhojen voimalaitosten omistajille maksettu 10 Miljoonaa euroa vuodessa eli noin 17 eur/kWa. Tämä riittää juuri ja juuri vanhan voimalan kunnossa ja lämpimänä pitoon, mutta ei kata pääomakustannuksia.

Hintojen pitäisi olla sellaisia, että ne kattasivat myös pääomakustannukset. Jos dieselvoimala maksaa 600 eur/kW, siitä tulee pääomakustannuksia noin 60 eur/kW ja ylläpitokustannuksia noin 10 eur/kW. Näin sopiva hinta varavoimatehon ylläpitoon voisi olla 70 eur/kW.

Ylläpidettävä tehon tulisi olla ainakin 2000 MW, jolloin se maksaisi 2000 x 70 eli 140 miljoonaa euroa vuodessa. Jos tämä jaetaan kaikille sähkön ostajille sähkön kulutuksen (90 TWh) mukaan, saadaan kustannuksiksi 140 Meur/90 TWh eli 1,6 eur/MWh. Se olisi noin 2 % lisä sähkön noin 80 eur/MWh kuluttajahintaan.

Sähköpula voitasiin poistaa helposti lainsäädäntöä muuttamalla. Nyt tarvitaan tehoreservilakiin sellainen muutos, joka mahdollistaisi myös uuden reservikapasiteetin rakentamisen. Nykyhinta 17 eur/kWa kattaa vain käyttökustannukset. Uusi hinta tulisi olla 70 eur/kW, joka kattaisi myös pääomakustannukset.

[sahkomies]

Käytäntö tulisi olla samanlainen kuin PJM:ssä USA:ssa. Siellä kerran vuodessa järjestetään huutokauppa, jossa seuraavien neljän vuoden sähkötehosta pyydetään tarjouksia.

PJM on Pennsylvanian, Jerseyn ja Marylandin järjestelmäoperaattori eli Suomen Fingridiä vastaava organisaatio. Sen huutokauppa toimii samalla tavalla kuin Fingridin reservimarkkina. Erona on se, että PJM:n tehomarkkina on jatkuva järjestely, kun taas Fingridin reservitehomarkkina on tilapäinen ja sen on tarkoitus loppua nyt 2011, kun Olkiluoto 3 käynnistyy.

Faktahan on, että sähkötehon pula ei ratkea Olkiluoto 3:n käynnistymisellä. Energiateollisuus arvio nyt, että vuoteen 2020 mennessä tarvitaan 5000 MW uutta kapasiteettia. Jos tuosta kapasiteetista olisi 2400 MW ydinvoimaa, niin muuta voimaa tulisi olla 2600 MW.

Tuo muu voima voisi olla myös nopeasti rakennettavaa huippu- ja varavoimaa. Sen rakentaminen käynnistysi heti, jos seuraavan neljän vuoden tehosta käynnistettäisiin Fingridin toimesta PJM:n tapainen huutokauppa. Lakia pitäisi kuitenkin muuttaa siten, että reserviteholaki olisi jatkossa pysyvä, jolloin investoijat tekisivät investointeja. Lisäksi sen maksimitehovevoite tulisi olla nykyistä paljon suurempi esimerkiksi 3000 MW, joka tehovajauksen suuruus tällä hetkellä.

Lain vaiheet ovat olleet mielenkiintoiset. Alussa Energiateollisuus ja Fingrid tyrmäsivät sähkömarkkinalain, jossa oli mukana tehoreservikohta. Silloin ne uskoivat, että kun sähkön hinta nousee tarpeeksi tehoa syntyy kyllä.

Tämä sama väittämä on vieläkin Fortumin johdon kalvoissa. Fortumin ekonomijohdon on vaikea ymmärtää tätä huippu- ja varatehoasiaa, joka on tilastotiedettä. Sitähän ei Hankenilla ole opetettu.

Sensijaan Hankenilla opetettiin, että monopolitoimija voi maksimoida voittonsa säännöstelemällä tarjontaa eli voimalaitosten rakentamista. Kun tarjonta on niukkaa hinnat nousevat ja monopolitoimijan voitot kasvavat. Fortum ei ole rakentanut Liliuksen aikana Suomeen yhtään isompaa voimalaa. IVO:n aikana niitä rakennettiin 1000 - 2000 MW vuosikymmenessä.

[sahkomies]

No mitäs siitä. IVO:n insinöörijohto oli pienipalkkaista ja Fortumin ekonomijohtajat kahmivat miljoonia. Eikö löytyisi kohtuullista tietä, jossa kaikkia asioita tehtäisiin järkevästi maan kokonaistaloutta ajatellen.

Tarvoitteena tulee silloin olla kustannusten kannalta optimaalinen määrä kapasiteettia. Pohjavoimaa tulee olla noin 50 - 60 % 15.000 MW huipputehosta laskettuna. Keskivoimaa tulisi olla 10 - 20 % ja huippuvoimaa 20 - 30 %. Varavoimaa tarvitaa edellisen päälle noin 20 %. Tämä on ollut kustannusoptimi ennenkin.

Jos pohjavoimaa rakennetaan yli tarpeen, sähkön hinta pyrkii laskemaan alle järkevän tason. Jos pohjavoimaa on liian vähän, sähkön hinta pykii nousemaan yli kohtuutason.

Jos tehoa on kaiken kaikkiaan liian vähän, kuten nyt, sähkön hinta pyrkii nousemaan varsinkin kulutushuippujen aikana. Silloin on myös vaara, että Fingrid joutuu sammuttamaan valot valtakunnasta.

Valot voidaan pitää päällä vain, jos kapasiteettia on riittävästi. Sehän voidaan varmistaa vain luomalla kapasiteettimarkkinat tai annetaan Fingridille tehtäväksi huolehtia huipputehon hankinnasta.

[sahkomies]

TEM on asettanut kesäkuussa työryhmän pohtimaan Suomen kapasiteettiongelmaa. Työryhmän pitäisi ratkaista, kuinka paljon voimalaitoskapasiteettia tulisi rakentaa. Siinä käydään läpi myös huippu-, säätö- ja varavoiman tarve.

Työryhmän puheenjohtaja on Arto Lepistö TEM:stä. Siinä on jäseniä mm. Fingridistä, Energiateollisuudesta ja ET:stä. Toivottavasti panevat fiksut miehet asialle, että ymmärtävät edes vähän tilastomatematiikkaa.