markkinaehtoisesti kilpailukykyisen tuulivoiman ... · • engines require minimal amounts of water...

© 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


GLOBAALI ENERGIAMURROS


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


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


TUOTANTOKUSTANNUKSET SUOMESSA



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)


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


TUULIVOIMA OSANA SÄHKÖJÄRJESTELMÄÄ



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


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


TUULIVOIMA OSANA SUOMEN SÄHKÖJÄRJESTELMÄÄ



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


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


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


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


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


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


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!

markkinaehtoisesti kilpailukykyisen tuulivoiman ... · • engines require minimal amounts of water...

Documents