Uusi kartoitustyökalu tuulivoiman sijoitteluun kehitteillä

Tuulivoimarakentaminen on lähitulevaisuudessa kiristyvän kilpailun alla. Teknistaloudellisen näkökulman lisäksi sijoitteluun vaikuttavat monet eri tekijät, myös sosiaaliset- ja ympäristönäkökulmat. VTT:n luomaa uutta työkalua voidaan käyttää tuulivoimaportfolion kehittämiseen ja uusien kohteiden kartoitukseen sekä hankekehittäjien, julkisen sektorin toimijoiden että rahoittajien näkökulmasta. Menetelmä ottaa huomioon kohteiden tuulisuuden, tuulisuuden vaihtelut, ennustettavuuden, nykyisen tuulivoimaportofolion sekä paikalliseen infrastruktuuriin liittyvät investointikustannukset.

Tuulivoimatuotanto - Julkaistu: 31.3.2017 - Teksti: Erkka Rinne, Jari Miettinen, Ville Turkia & Simo Rissanen, VTT. Kuvat: VTT

Tuulivoimarakentaminen Suomessa elää murrosta. Tukijärjestelmän muutos pakottaa alan toimijat keskittymään yksikkökustannusten pienentämiseen, jotta tuulivoimaa voidaan rakentaa meillä myös jatkossa. Tukipolitiikan muutosten lisäksi mahdollisia tulevia haasteita tuo kiristyvä kilpailu tuottoisista sijoituspaikoista, joissa on kohtuulliset infrakustannukset. Myös muu maankäyttö ja ympäristö asettavat rajoitteita tuulivoimarakentamiselle. Toisaalta tuotannoltaan vaihtelevan ja sääriippuvaisen tuulivoiman kustannustehokas integrointi sähköjärjestelmään liittyy osittain maantieteelliseen sijoitteluun. Nämä kaikki tekijät tuottavat paineita valita uusien tuulivoimahankkeiden sijainti entistä tarkemmin.

Uusi menetelmä antaa tukea päätöksenteolle

Uuden tuulivoimakohteen teknistaloudellinen arvo voidaan karkeasti yleistäen laskea käyttäen kolmea tekijää: mikä on kohteen sähkönmyynnin tuotto-odotus, miten hyvin kohteen tuulisuutta voidaan ennustaa ja miten uusi kohde vaikuttaa koko portfolion tasekuluihin ja miten muut kustannukset, kuten etäisyys lähimpään siirtoverkon osaan tai sähköasemaan, vaikuttavat kustannuksiin. Tällaista kolmiosaista arvonmääritystä voisi hyödyntää esimerkiksi tarkasteltaessa laajoja alueita uuden tuulivoimakapasiteetin kannalta.

Uuden tuulivoimakohteen tuottoa voidaan arvioida muuttamalla tuulennopeusaikasarja tehoksi ja kertomalla sillä sähkön toteutunut hinta. Oletuksena on, että kaikki tuotettu sähkö myydään markkinahintaan. Tuotantoon vaikuttavat myös paikalliset olosuhteet, kuten jäätyminen.

Tuulivoima on osana päivää edeltävää sähkökauppaa, ja tuottajat ovat vastuussa tarjousten jättämisestä ajallaan sähkömarkkinoille. Sääriippuvaisen tuulisähkön myyminen sähköpörssiin edellyttää tuotannon ennustamista mahdollisimman tarkasti etukäteen, ja poikkeamat ennusteista aiheuttavat tasekustannuksia.

Lähtökohtaisesti tuotantotaseiden yhdistäminen pienentää tasekustannuksia, koska eri virhelähteet korjaavat toisiaan. Tuulivoiman osalta sijoittelulla on suuri vaikutus tuotantotaseen suuruuteen, ja hyvin hajautetulla portfoliolla on sekä pienemmät ennusvirheet että tasekustannukset kuin maantieteellisesti tiiviillä portfoliolla. Lisäksi hajauttaminen mahdollistaa riskien hallintaa tasekustannusten suhteen.

Etäisyydellä siirtoverkkoon tai lähimpään sähköasemaan on suuri merkitys uuden tuulivoimaprojektinkannattavuuden näkökulmasta. Myös etäisyydellä lähimpään tiehen on merkitys projektin taloudellisuuteen. Etäisyydestä kriittiseen infrastruktuuriin voidaan laskea arvio investointikustannuksista liittyen tiettyyn sijaintiin.

Työkalun prototyyppi valmiina

VTT:n sisäisessä WindSiteOpt-hankkeessa kehitettiin työkalun prototyyppi, jolla voidaan laskea yllä kuvattu arvo eri kohteille Suomessa. Optimointityökalun lähtödatana on käytetty enimmäkseen avoimesti saatavilla olevia aineistoja: NASA:n MERRA2-sääaineiston tuulennopeustietoa, Suomen tuuliatlasta, Maanmittauslaitoksen avoimia aineistoja ja sähkön hinta-aikasarjoja Nord Poolilta. Osa sähköverkko- ja sähköasematiedoista on peräisin VTT:n omasta tietokannasta ja jäätymistappioiden arviointiin on käytetty VTT:n WIceAtlas-karttaa. Ennusvirheet tasemaksun määrittämistä varten luotiin tilastollisia menetelmiä käyttäen. Kuvassa 1 on esitettynä WindSiteOpt:n mallinnusrakenne.

Optimointityökalun investointikustannukset perustuvat etäisyyksiin olemassa olevasta infrastruktuurista. Varsinaisen tuulivoimalan investointikulut oletettiin riippumattomiksi sijainnista, joten ne jätettiin tässä vaiheessa huomiotta. Jokaiselle kartan ruudulle (2,5 km × 2,5 km) laskettiin etäisyys lähimpään tiehen, sähköverkon osaan (erikseen 20–45, 110, 220 ja 400 kV) sekä sähköasemaan.


Sähköverkon todellista kapasiteettia ei vielä otettu huomioon. Arviot uuden tien ja sähköliitynnän rakennuskustannuksista saatiin haastattelemalla hankekehittäjiä. Puiston tuotto laskettiin tuntitasolla käyttäen aikasarjoja tuulennopeudesta ja sähkön hinnasta. Oletus uusien tuulivoimaloiden napakorkeudelle oli 125 metriä. Turbiiniksi valittiin nykyaikainen 3 MW:n turbiini, jonka tehokäyrän avulla tuulennopeudesta laskettiin tuotettu teho.

Kuvassa 2 on esitettynä tuulivoiman kokonaistuoton muodostuminen ensin tutkimalla pelkkää vuosituottoa (2a), tasekustannuksia (2b) sekä yhdistämällä ne paikallisiin infrastruktuurikustannuksiin (2c). Tuotantolaskelmat on tehty 54 MW:n puistolle (18 × 3 MW), jolloin sähköverkkoliityntää varten tarvitaan vähintään 110 kV:n linja ja lisäksi yli 25 MVA:n tuulivoimalaitokselle on verkkoon liitynnässä erityisvaatimuksia.

Kuva 2. Tuulivoiman kokonaistuoton muodostuminen. Tumma vihreä väri kuvaa suurempaa tuottoa asennettua kapasiteettiä kohden, kun taas keltainen tarkoittaa pienempää tuottoa. Siniset pisteet kuvaavat sataa parasta sijaintia. Kuvassa (a) tuulivoiman tuotto (tuotanto kertaa sähkönhinta). Kuvassa (b) uuden projektin vaikutus nykyisen portfolion tasekustannuksiin. Valkoinen väri kuvaa suurempia kustannuksia, kun taas purppura väri kuvaa pienempiä kustannuksia. Kolmion koko riippuu asennetusta kapasiteetista. Kuvassa (c) tuulivoiman kokonaistuotto mukaan lukien investoinnit sähköinfrastruktuuriin ja tiestöön. Sekä tase- että investointikustannukset vaikuttavat sadan parhaan kohteen sijaintiin.

Hajauttaminen kannattaa

Kuvassa 2a on esitettynä tuulivoiman tuotto huomioiden jäätymisen aiheuttamat tappiot. Lisäksi 100 tuottoisinta kohdetta on merkitty. Kuvasta voi nähdä kuinka rannikkoalueet, etenkin Lounais-Suomessa sekä länsirannikolla, erottuvat hyvin tuottoisina alueina. Myös Lapista löytyy alueita, joissa on suuri rahallinen potentiaali. Hajonta parhaimman 100 tuulivoimakohteen tuotossa on kuitenkin pientä.

Nykyinen tuulivoimakapasiteetti on pääosin keskittynyt Perämeren alueelle. Tuulivoimaosuuksien kasvaessa uuden tuotannon sähkömarkkina-arvo on sitä alhaisempi mitä enemmän se korreloi olemassa olevan tuotannon kanssa, koska suuri määrä edullista tuulisähköä laskee sähkön markkinahintaa. Tämä ohjaa tuottoisimpien kohteiden sijoittumista kauemmas olemassa olevista kohteista.

Kuvassa 2b on esitettynä uuden tuulivoimapuiston vaikutus nykyisiin tasekustannuksiin. Esimerkkitapaukseen on valittu Perämeren rannalta kolmen tuulipuiston yhdistelmä, yhteensä 160 MW, joka kuvaa kuvitteellisen toimijan nykyistä portfoliota. Kuvasta voi huomata, että hajauttamalla portfoliotaan kauemmas Perämeren alueelta tuottaja voi pienentää tasekustannuksiaan yhteenlaskettujen ennusvirheiden pienentyessä.

Esimerkkitapauksessa tasekustannuksien vaikutus uuden tuulivoimalan sijaintiin heikentää Perämeren alueen hankkeiden vetovoimaisuutta ja siirtää muutaman tuottoisimman sadan hankkeen sijainnin pois Perämeren alueelta. Tasekustannuksien vaikutus portfolion kokonaistuottoon uuden voimalan koko taloudelliselta pitoajalta voi kuitenkin olla miljoonia euroja, jos tasekustannuksia ei huomioida yhtenä sijoittelukriteerinä. Tasekustannukset ovat herkkiä tasesähköhintojen muutokseen, joten jos tasesähköhinnat Suomessa jatkavat kasvua niin tasekulujen huomioiminen uutta hanketta suunniteltaessa korostuu.

Huomioimalla olemassa olevan sähkönsiirtoinfrastruktuurin ja tiestön potentiaalisimmat alueet rajautuvat entistä selkeämmin (kuva 2c). Tuottoisimman sadan tuulivoimakohteen sijainnin muutoksen perusteella voi huomata, että etenkin pitkien etäisyyksien Lappi muuttuu epäsuotuisaksi alueeksi tuulivoimalle. Kuitenkin Lounais-Suomi sekä länsirannikko pysyvät edelleen erittäin suotuisina alueina tuulivoimalle.

Huomioitavaa on, että hyvät tuulisuusalueet Suomessa korreloituvat melko hyvin olemassa olevan kulutuksen ja täten sähkön siirtoinfrastruktuurin kanssa, joten teknillistä estettä tuulivoiman kannalta parhaimpien alueiden hyödyntämiseen ei ole. Pienemmillä hankkeilla etäisyyden merkitys sähköverkkoon kasvaa. Tällöin kuvan 2c tuottoisimmat sata kohdetta sijoittuvat enemmän sisämaahan lähemmäs siirtoyhteyksiä.

Jatkokehitys suunnitelmissa

Markkinoilta saamamme palautteen perusteella tuulivoimakapasiteetin sijoittelutyökalulle on kiinnostusta – varsinkin valtakunnan tason tarkasteluille. Vaikka paikallisesti monet tekijät vaikuttavat uuden kohteen valintaan, voitaisiin alustavaa kartoitusta, kantaverkkoyhtiön ohjausta tai julkisen tuen kilpailutusta varten käyttää tällaista arviota päätöksenteon tukena.

Nykyinen työkalun pilottiversio vaatii vielä kehitystyötä varsinaista tutkimus- tai suunnittelukäyttöä varten. Parannettavaa on varsinkin melurajojen mallinuksessa sekä erilaisten, sijainnista riippuvien investointikulujen hyödyntämisessä (esimerkiksi maan arvo). Myös paikallisten olosuhteiden kuten topografian huomioiminen olisi tärkeää. Tärkeä kehityskohde on sähköverkon kapasiteetin ja siitä aiheutuvien rajoitteiden huomioiminen. Olemme kuitenkin vakuuttuneita, että tämän suuntainen kehitystyö on kannattavaa, ja tuloksille löytyy kiinnostuneita tahoja.

Mainoskuva