© Wärtsilä PUBLIC
MARKKINAEHTOISESTIKILPAILUKYKYISEN TUULIVOIMAN VAIKUTUKSET SUOMESSAMatti Rautkivi
Johtaja, Wärtsilä Energy Solutions
18.6.2018
19.6.2018 POWER SYSTEM MODELLING IN WÄRTSILÄ1
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
© Wärtsilä 19.6.2018 Smart energy vision3
ENGINE POWER
PLANTS
Ultra-flexible internal
combustion engine
based power plants
RENEWABLES
Utility-scale solar power
plants, solar-engine,
storage+ hybrid solutions
ENERGY STORAGE
AND INTEGRATION
Utility-scale energy storage
solutions and advanced
software
LNG
INFRASTRUCTURE
Small and medium scale
liquefaction plants,
terminals and distribution
• LEADING THE PATH TOWARDS 100% RENEWABLE ENERGY FUTURE
© Wärtsilä PUBLIC
GLOBAALI ENERGIAMURROS
19.6.2018 POWER SYSTEM MODELLING IN WÄRTSILÄ4
5
Price for renewable energy has reached a tipping point – all acrossthe world. Prices of renewables continue to drop.
0
20
40
60
80
100
120
140
2018 2020 2025 2030 2035 2040
LCOE ($/MWh, 2017 real)
0
20
40
60
80
100
120
140
2018 2020 2025 2030 2035 2040
LCOE ($/MWh, 2017 real)
UNITED STATES CHINA
COAL
CCGT
Tracking PV
Onshore windOnshore wind
Tracking PV
COAL
CCGT
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.
19.6.2018 POWER SYSTEM MODELLING IN WÄRTSILÄ
© Wärtsilä6
• Wärtsilä was selected to provide a Smart PowerGeneration 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
TUCSON ELECTRIC POWER, ARIZONA
LARGE INVESTOR-OWNED UTILITIES AREINVESTING IN SMART POWER GENERATION TOGETHER WITH ENERGY STORAGE
19.6.2018 POWER SYSTEM MODELLING IN WÄRTSILÄ
© Wärtsilä 19.6.20187
• 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 andsecurity of supply in South Australia
• AGL is planning to replace Liddell coal plant with renewables and additional 750 MW of flexible gas capacity
AGL ENERGY LIMITED, AUSTRALIA
THE FIRST UTILITY-SCALE RECIPROCATING ENGINE POWERPLANT IN AUSTRALIA’S NATIONAL ELECTRICITY MARKET
POWER SYSTEM MODELLING IN WÄRTSILÄ
WÄRTSILÄ PLEXOS MODELLING ACTIVITIES
= PLEXOS study made by Wärtsilä
OVER 50 COUNTRY AND SYSTEM
STUDIES MADE BY WÄRTSILÄ
ALL OVER THE WORLD
19.6.2018 POWER SYSTEM MODELLING IN WÄRTSILÄ9
FUTURE POWER SYSTEMS’ CHALLENGES
The quest for optimal capacitymix to get the lowest total cost
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.
EXAMPLE OF EXPANSION MODELINGCAPACITY OUTPUT
WIND
SOLAR
GAS
COAL
EXISTING
© Wärtsilä© Wärtsilä PUBLIC 19.6.2018 POWER SYSTEM MODELLING IN WÄRTSILÄ10
POWER SYSTEM MODELING INPUTS
POWER SYSTEM
MODEL
COST INFORMATIONVariable costs
• Fuel
• Maintenance
• Water & emissions
• Emission reduction, …
Fixed Costs
• Capital costs
• Operational costs
• Financial costs
PROFILES• Wind
• Solar
• Constrained hydro
• CHP (Combined Heat and Power)
• PPA constraints
GRID INFORMATIONTransmission network
• Lines (capacity)
• Nodes (generator / load points)
• Interconnections
SYSTEM NEEDS• Demand profile
• Operational reserve requirement
• Forecast error
OTHER CONDITIONS
• Temperature
• Altitude
• Contractual dispatches (IPP,
bilateral contracts, CHP, etc.)
Market informationMarket information
• Market mechanisms
• Bidding behaviour
Ancillary service
• Spinning
• Non-spinning
POWER PLANT TECHNICAL DATATypes
• 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
© Wärtsilä PUBLIC
TUOTANTOKUSTANNUKSET SUOMESSA
19.6.2018 POWER SYSTEM MODELLING IN WÄRTSILÄ11
19.6.2018 POWER SYSTEM MODELLING IN WÄRTSILÄ12
Tuulivoima markkinaehtoisestikannattavaa
• Tuulivoiman tuotantokustannuksetovat 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
UUDEN TUULIVOIMALAN PYSYVYYSKÄYRÄ SUOMESSA
© Wärtsilä 19.6.2018 POWER SYSTEM MODELLING IN WÄRTSILÄ13
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 kunnossapito-
kustannukset
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)
19.6.2018 POWER SYSTEM MODELLING IN WÄRTSILÄ14
TUOTANTOKUSTANNUKSET ERI VOIMALAITOSVAIHTOEHDOILLE
25
49
16
765
5
10
8
7
0
20
40
60
80
100
120
Tuulivoima Ydinvoima Kaasumoottori
EU
R/M
Wh
Pääomakustannus Polttoaine Käyttö- ja kunnossapito Päästöoikeus
© Wärtsilä PUBLIC
TUULIVOIMA OSANA SÄHKÖJÄRJESTELMÄÄ
19.6.2018 POWER SYSTEM MODELLING IN WÄRTSILÄ15
19.6.2018 POWER SYSTEM MODELLING IN WÄRTSILÄ16
Esimerkkilaskelma eristetystäsysteemistä
• 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
*https://data.fingrid.fi/fi/dataset/wind-power-generation
-
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
4 000
4 500
tam
mik
uu
tam
mik
uu
tam
mik
uu
he
lmik
uu
he
lmik
uu
he
lmik
uu
ma
alis
ku
um
aalis
ku
um
aalis
ku
uhu
htiku
uhu
htiku
uhu
htiku
uto
ukokuu
toukokuu
toukokuu
kesäkuu
kesäkuu
kesäkuu
he
inäkuu
he
inäkuu
elo
kuu
elo
kuu
elo
kuu
syysku
usyysku
usyysku
ulo
kakuu
lokakuu
lokakuu
ma
rra
skuu
ma
rra
skuu
ma
rra
skuu
joulu
kuu
joulu
kuu
joulu
kuu
MW
Tuulivoima Joustava kapasiteetti Ydinvoima
19.6.2018 POWER SYSTEM MODELLING IN WÄRTSILÄ17
ESIMERKKILASKELMA ERISTETYSTÄ SYSTEEMISTÄ - 2 VIIKON TUOTANTO
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
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
MW
TUULIVOIMA + SÄÄTÖVOIMA VS. YDINVOIMA
Ydinvoima Tuulivoima Joustava kapasiteetti
© Wärtsilä 19.6.2018 POWER SYSTEM MODELLING IN WÄRTSILÄ18
• 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
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
© Wärtsilä PUBLIC
TUULIVOIMA OSANA SUOMEN SÄHKÖJÄRJESTELMÄÄ
19.6.2018 POWER SYSTEM MODELLING IN WÄRTSILÄ19
19.6.2018 POWER SYSTEM MODELLING IN WÄRTSILÄ20
LÄHTÖOLETUKSET JA MALLINNUSTAPA
Hintatiedot
• Polttoainehinnat
• Markkinahinnat (rajasiirrot)
• Päästöoikeuden hinnat
Systeemitiedot
• Rajasiirrot
• Tuntikohtainen kulutus
• Toimitusvarmuus
Tuotantokapasiteetti
• Voimalaitokset
• Kapasiteetti, hyötysuhde, polttoaine, huoltokustannukset
• Investointikustannukset
• Vesivoiman mallinnus
Profiilit
• Tuulivoimaprofiili
• Kulutustiedot
• Lämpökuorma
• Optimaalinen kapasiteetin lisääminen sähköjärjestelmään
• Sähköntuotanto 1 tunnin resoluutiolla
• Tuotantokustannukset laitostasolla ja koko systeemikustannukset
– Polttoainekustannukset
– Huoltokustannukset
– Päästöoikeudet
– Investointikustannukset
• Päästöt
• Rajasiirtojen käyttö
LÄHTÖTIEDOT TULOKSET
• 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
LASKENTAPROSESSI
19.6.2018 POWER SYSTEM MODELLING IN WÄRTSILÄ21
TUOTANTOKAPASITEETIN KEHITYS OPTIMOIDUSSA SYSTEEMISSÄ
1994
4 098 6 598
9 098 10 754
10 907 11 261 11 352 13 578 13 767 13 825 13 889
0
5 000
10 000
15 000
20 000
25 000
30 000
35 000
40 000
2017 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
MW
Ydinvoima CHP, teollisuus CHP, kaukolämpö Vesivoima Joustava kapasiteetti
Erillistuontanto Sähköntuonti Tuulivoima Kysyntähuippu
*Vuoden 2017 tiedot perustuvat Energiamarkkinaviraston voimalaitosrekisterin tietoihin
111,4 TWh85,5 TWh
19.6.2018 POWER SYSTEM MODELLING IN WÄRTSILÄ22
Sähköntuotannon muutos optimoidussa systeemissä
Tuulivoima6%
Vesivoima17%
Ydinvoima25%Lämpövoima
28%
Nettotuonti24%
Tuulivoima43%
Vesivoima13%
Ydinvoima22%
Lämpövoima5%
Nettotuonti17%
Sähköntuotanto Suomessa ja tuonti 2017* Sähköntuotanto Suomessa ja tuonti 2030
*Energiavuosi 2017 – Energiateollisuuden julkaisu
19.6.2018 POWER SYSTEM MODELLING IN WÄRTSILÄ23
Kaukolämmön siirtyminenlämpöpumppuihin
Edullinen tuulisähkö mahdollistaaakaukolämmön 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
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
KAUKOLÄMMÖN VUOSIPROFIILI
19.6.2018 POWER SYSTEM MODELLING IN WÄRTSILÄ24
ESIMERKKIVIIKKO VUONNA 2030 (VIIKKO ALKAEN 25. MARRASKUUTA 2030)
0
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
12 000
14 000
16 000
18 000
Mon Tue Wed Thu Fri Sat Sun
MW
N ST Ind-CHP ST DH-CHP ST Flexible Hydro ICE Wind Import Export HP Grid load
19.6.2018 POWER SYSTEM MODELLING IN WÄRTSILÄ25
VERTAILU VAIHTOEHTOISEEN YDINVOIMASKENAARIOON
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
CO2-päästöt ovat 90% pienemmät Optimi-skenaariossa
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
KAPASITEETTIRAKENNE SYSTEEMIVAIKUTUKSET
22%
39%5%
17%
13%
13%
17%
9%43%
19%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Optimi Ydinvoima
Ydinvoima Lämpövoima Vesivoima
Tuonti Tuulivoima
ENERGIANTUOTANTO
3 102 5502
13 889
6 575
-
5 000
10 000
15 000
20 000
25 000
30 000
35 000
40 000
Optimi Ydinvoima
Ydinvoima CHP, teollisuus
CHP, kaukolämpö Vesivoima
Joustava kapasiteetti Erillistuontanto
Sähköntuonti Tuulivoima
19.6.2018 POWER SYSTEM MODELLING IN WÄRTSILÄ26
KUSTANNUSSÄÄSTÖN KOMPONENTIT
Muuttuvat kustannukset
82%
Kiinteät huoltokulut
8%
Pääomakulu10%
27%
SÄÄSTÖ
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
KIINTEÄT HUOLTOKUSTANNUKSET
• Kiinteät huoltokustannukset ovat alhaiemmat Optimaali- skenaariossa, koska ydinvoimakapasiteettia on vähemmän (ydinvoiman kiinteät huoltokustannukset 40 EUR/kW/a)
PÄÄOMAKULU
• Tuulivoiman kustannuksista merkittävä osuus on pääomakulua
• Pääomakulu tuo 10% säästöistä Optimi-skenaariossa, vaikka kapasiteettia rakennetaan merkittävästi enemmän –tuulivoiman yksikkökustannus on merkittävästi ydinvoimaa edullisempaa
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 – Laskennallisesti27% säästö verrattuna ydinvoimavaihtoehtoon, ja 90% alenema CO2
– päästöissä
KIITOS!