Tuulivoimasta verkkovaatimusten viidakossa
Osaavan asiantuntijan avulla vaatimusten toteutumisen edellytykset pystytään ennakoimaan hyvissä ajoin, kun asioihin on paneuduttu oikea-aikaisesti jo voimalaitoksen varhaisessa suunnitteluvaiheessa.
Ajasta lähes ennen verkkovaatimuksia
Aloitin työskentelyn tuulivoiman, ja nimenomaan tuulivoiman mallinnuksen ja dynaamisten verkkosimulointien parissa 2000-luvun alkuvuosina. Tuolloin vuonna 2003 Suomessa oli tuulivoimakapasiteettia vielä kovin vaatimattomasti, noin 50 MW luokkaa, mikä on normaali MW-määrä nykyisin rakennettavalle yhdelle keskikokoiselle tuulivoimalaitokselle. Silloin kehityksessä tuulivoiman saralla oltiin muuta Eurooppaa perässä, mutta oli Suomessa sentään jo pieni kourallinen täysiaikaisesti tuulivoiman parissa työskenteleviä henkilöitä.
Aikanaan voimaloilta ei oikein vaadittu mitään – paitsi esimerkiksi verkosta irti kytkeytymistä verkkovian sattuessa, ettei voimala jää ylläpitämään saareketta. Pitkään verkkoyhtiöillä saattoi olla käsitys, että tuulivoimatuotanto verkon perällä aiheuttaa verkon jännitteeseen ongelmia. Itse tuulivoima-alalla olevana Suomessa aisti ”viherpiperryksen” leiman niskassaan, vaikka kansainvälisesti Saksassa ja Tanskassa oltiin jo vakavammalla pohjalla. Niissä yhteistyöpiireissä oli paljon ammennettavaa.
Tuulivoimaloiden mallinnusrintamalla tapahtuu
Jo kauan sitten dynaamisiin tarkasteluihin ja tuulivoimamalleihin liittyen tuli puheisiin FRT, Fault Ride Through, karkeasti suomennettuna vian yli ajaminen. Vaatimuksiin tuli siis täyskäännös eli voimalan ei pitänytkään enää automaattisesti kytkeytyä verkkovian takia irti, vaan lievempien vikojen tapauksessa tuli pysyä verkossa ja pystyä jatkamaan toimintaa. FRT tuntui olevan tuulivoimaa koskevista vaatimuksista se, josta kaikki puhuivat, vaikka muutakin sisältöä vaatimuksissa tietenkin oli.
Verkkovaatimuksia maailmalla oli kirjavasti – jos niitä edes ylipäätään oli – sisällön ja tarkempien vaatimusten vaihdellessa vaatimusten laatijasta toiseen. Silloin vaatimukset kasvoivat ja kehittyivät kuin villi viidakko konsanaan. Tämä ei tarkoita, että vaatimukset olisivat olleet epätarkoituksenmukaisesti asetettuja. ”Villi vaatimusviidakko” oli haaste voimalavalmistajille pysyä perillä lukuisista vaatimuksista ja siten varmistaa, että voimalat kykenevät täyttämään paikalliset vaatimukset eri maissa ja sähköjärjestelmissä, joihin valmistajat voimaloita toimittivat.
Mallinnusrintamalla kuhisi 2000-luvun ensivuosikymmenellä. ”Kaikki” tuntuivat mallintavan DFIG[1]-voimaloita ja nimenomaan FRT-tarkasteluja varten. Itselleni se oli mystinen alue tutkijana toimiessani; mistä tietää, miten taajuusmuuttajilla kytkettyä voimalaa todellisuudessa säädetään, kun valmistajat pitivät tiedot ominaan. Olihan kyse kuitenkin huomattavasti joustavammin säädettävästä komponentista verrattaessa esimerkiksi perinteiseen tahtigeneraattoriin tai oikosulkukoneeseen, jotka toisaalta ovat helposti mallinnettavia. Miten DFIG-voimalan säätölogiikkoineen voisi mallintaa edes yleisellä tasolla kuvaten riittävän hyvin ihan oikean voimalan käyttäytymistä eikä vain yhden hypoteettisen kaksoissyötetyn voimalan mallin toimintaa? Oli siis malleja ja malleja. Todenperäisimmät mallit olivat voimalavalmistajien omia luottamuksellisia malleja, joita ei ympäriinsä jaeltu. Tosin, eiväthän valmistajien mallit julkisia nykyäänkään ole.
Voimalatoimittajat ovat ajan saatossa sekä kehittäneet itse voimaloiden ominaisuuksia, voimalaitoksen säätöä, sekä tietenkin myös niitä kuvaavia mallejaan, joita verkkoonliityntätarkasteluissa lähes poikkeuksetta käytetään.
Verkkovaatimukset kehittyvät
EWEA[2] puhui Euroopassa ensin verkkovaatimusten yhtenäistämisen puolesta vuoden 2008 tienoilla. Seuraavan vuosikymmenen vaihteen paikkeilla alkoi iso ratas EU-tasolla pyöriä, ja tuon kehityksen seurauksena 2016 tuli voimaan EU:n asetus koskien tuotantolaitosten verkkovaatimuksia. Tutummin ENTSO-E RfG[3] toimii puitesäädöksenä kansallisten verkkovaatimusten muodostamiseksi.
Suomessa oli edistyksellisesti vaatimuksissa (VJV2013[4]) jo ennen RfG:n puitteissa tehtyjä vaatimuksia (VJV2018[5]) edellytetty voimalaitoskohtaisen simulointimallin toimittamista, tiettyjen simulointien suorittamista ja raportointia, itse voimalaitoksen käyttöönottotestausta ja lopuksi vielä mallivalidointia. Voimalaitoskohtaisten mallinnusvaatimusten ja testidataa vastaan tehtävän validoinnin vuoksi mallit tulivat hieman tutummiksi ja paremmin testatuiksi. Verkkoyhtiöltä tämä on erittäin hyvä toimintatapa; pelkkä voimalavalmistajan mallin toimittaminen geneerisenä esimerkkitapaukseen parametroituna mallina ei riitä osana voimalaitosdokumentaatiota.
Viimeistään ENTSO-E RfG myötä voimalaitosten vaatimukset ovat tulleet monitahoisiksi ja lakitasoisen sitoviksi niin liittyjille kuin kansallisestikin vaatimusten laatijalle ja vaatimusten noudattamista valvovalle tahollekin. VJV2018 asettajana on Fingrid ja taustalla EU-asetus. Vaatimukset koskevat kaikkia Suomen sähköjärjestelmään liittyjiä riippumatta tarkemmasta liityntäpaikasta. Kulutukselle ja sähkövarastoille on omat vaatimuksensa.
Voimalaitoksen toiminnan, ominaisuuksien ja asetteluiden tulee olla verkkovaatimusten mukaisia siltä osin, kun niistä vaatimuksissa esitetään. Verkkovaatimukset edellyttävät myös määrättyjen tietojen toimittamista verkkoyhtiölle. Toimitettavat tiedot liittyvät voimalaitoksen komponentteihin, säätöön ja toimintaan lukuisissa tilanteissa, joilla on isossa kuvassa välillisesti vaikutusta koko sähköjärjestelmän toimintaan ja luotettavuuteen. Lisäksi määritellyt voimalaitoskohtaiset simulointimallit ja simulointitulokset tulee toimittaa osana verkkovaatimusten todentamista. Vaatimusten todentamiseen kuuluu myös käyttöönottokokeiden suorittaminen.
Vaatimusten kirjo
Vaatimuksissa puhutaan loistehokapasiteetista, jännitteensäädön statiikasta, vasteajoista, k-kertoimesta, projektikohtaisesta dynaamisen toiminnan mallintamisesta, Fingridin pyytämästä PSSE-mallista jne. Lisäksi viime aikoina VJV2018:n erityistarkasteluvaatimusten kautta on saattanut tulla voimalaitosta koskemaan vaatimuksia täydentävän dokumentin mukaiset aliharmonisen vuorovaikutuksen mallinnus-, suojaus- ja tallennusvaatimukset. Tuossa yhteydessä puhutaan PSCAD-malleista ja impedanssiskannauksista. Asioihin perehtymätön on tässä vaiheessa ehkä informaatioähkyn partaalla, mutta ei pääse alan asiantuntijatkaan uinumaan, kun tulee uusia asioita selvitettäväksi.
Vaatimusten viidakko on runsas ja monimuotoinen, eikä sinne kannata suin päin sännätä, muttei sitä tarvitse pelätäkään. Vaatimusasioista hyvin perillä olevan oppaan avulla vaatimusviidakkosafari voi olla erittäin avartava ja miellyttävä kokemus selvittää tiensä VJV-prosessin läpi. Osaavan asiantuntijan avulla vaatimusten toteutumisen edellytykset pystytään ennakoimaan hyvissä ajoin, kun asioihin on paneuduttu oikea-aikaisesti jo voimalaitoksen varhaisessa suunnitteluvaiheessa. VJV-prosessin aikana asiantuntija osaa ottaa esille oikeita asioita, tulkita vaatimuksia kokemuksen perusteella, neuvoa liittyjää ja olla apuna kommunikoinnissa niin verkkoyhtiöiden kuin voimala- ja komponenttitoimittajienkin suuntaan.
Nykypäivänä tuulivoimalaitokset ovat hyvin kehittyneitä ja edistyksellisiä järjestelmiä, joilla on moninaiset toiminalliset mahdollisuudet. Voimalan (eli turbiinin) tai voimalaitoksen (tuulipuiston) toiminallisuus ja vasteet eivät välttämättä ole kiinteitä tai tarkkaan määrättyjä, vaikka voimalavalmistajalla ehkä onkin tietyt oletusasettelut käytössä. Toiminnallisuuksia ja vasteita on mahdollista asetella ja säätää niin verkkovaatimukset täyttävästi, kuin myös hyödyntää toiminallisuuksia joko itse voimalaitoksen ja sen omistajan, paikallisen verkkoyhtiön tai jopa koko sähköjärjestelmän kannalta. Jos jokin toiminnallisuus ei vielä tänään ole ajankohtainen, tulevaisuudessa se saattaa ollakin.
Katse tulevaisuuteen – ja vähän ympärillekin
Kehitys menee eteenpäin ja tuntuu, että verkkovaatimusten ja tuulivoimalaitosten dynaamisessa mallinnuksessa sähköverkkotarkasteluissa tapahtuu yhä paljon uutta ja alan asiantuntijalle ennestään tuntematonta ja tutkimatonta, huolimatta pitkästä polustani tällä saralla. Voimalaitosliitynnöissä, liityntäyhteyksissä, useamman puiston yhteisissä liitynnöissä ja voimalaitosten säätöratkaisuissa on jo kokoluokkasyistäkin tullut erilaisia variaatioita ja tapauskohtaisia ratkaisuja – tietenkin verkkovaatimusten puitteissa ja verkkoyhtiöiden ja liittyjän keskinäisestä sopimuksesta.
Jännä fiilis, kun tunnistaa nimeltä isonkin osan Suomen tuotannossa olevista tuulivoimalaitoksista, koska niiden kanssa on tehnyt tuttavuutta mallinnus- ja simulointipöydällä. Kuten luokanopettajakin ehkä tunnistaa nimeltä entiset oppilaansa, ei sitä välttämättä muista yksilöiden erikoisominaisuuksia tai mahdollisesti eteen tulleita ongelmia tai haasteita, vaan tiedostaa tyytyväisenä, että tuolla tuulessa ja tuiskuissa ne pyörivät tänä päivänäkin ympäri Suomen maan.
[1] DFIG, Doubly Fed Induction Generator, kaksoissyötetty epätahtikone, jossa roottoripiirin syöttö on taajuusmuuttajan kautta, mahdollistaen generaattorille joustavan säädettävyyden
[2] EWEA – European Wind Energy Association, nykyisin WindEurope
[3] ENTSO-E – European Network of Transmission System Operators for Electricity
RfG – Commission Regulation (EU) 2016/631, Network Code on Requirements for Grid Connected Generators
[4] VJV2013 – Voimalaitosten järjestelmätekniset vaatimukset (2013)
[5] VJV2018 – Voimalaitosten järjestelmätekniset vaatimukset (2018)
Milloin tuulivoimahanke on toteutuva hanke?
Tuulivoimahanke herättää paljon keskustelua ja yhä useammin kuulee väitteitä siitä, että hanketta olisi suunniteltu salassa. Tuulivoima-alalla työskentelevälle on selvää, miksi hankeaihioista ei vielä huudella julkisuudessa suureen ääneen: ennen suunnitelmien julkistamista pitää varmistaa alustavasti alueen sopivuus tuulivoimakäyttöön sekä alueen hallinta maanvuokrasopimuksilla. Kyseessähän on myös normaaliin liiketoimintaan liittyvä kilpailutilanne.
Meidän alalla toimijoiden olisikin tärkeää tuoda viestinnässä ja puheissamme esiin se, että yhteensovittaminen tuulivoimaloiden, luontoarvojen ja muiden ihmistoimintojen kanssa tehdään kaavoituksessa, jossa punnitaan perusteellisesti sopivatko tuulivoimalat ylipäätään harkitulle alueelle. Ennen kaavoituksen käynnistämistä tehdyt toimet ovat vasta mahdollisen hankkeen varhaista valmistelua.
Yksi hämmennystä aiheuttava asia voi olla alan itsensäkin käyttämä termistö. Tuulivoimahanke -sanana tuottaa meille monenlaisia ajatuksia. Aikajanallakin se näyttäytyy hyvin monivaiheiselta. Tänä päivänä termi “tuulivoimahanke” kattaa kaiken varhaisista esiselvityksistä käyttöönottoon asti. Paikallismedia tarttuu usein aiheeseen jo alueen kartoitusvaihessa ja usein se tarkoittaa lukijalle luonnollisestikin jo tulevaisuutta. Näkökulmasta riippuen joko uhkakuvaa tai mahdollisuuksien toteutumista.
Voisimmeko me tuulivoima-alan toimijat pilkkoa hankkeemme pienemmäksi jo omassa viestinnässämme ja puheissamme? Voisiko selkeämpi termistö hälventää aiheen salamyhkäisyyttä erityisesti alkumetreillä, kun vasta kartoitamme tuulivoimalle otollisia mahdollisuuksia eri paikkakunnilla. Jos esiselvittelisimme? Kartoittaisimme mahdollisuuksia? Kertoisimme, että teemme huolellisia ja kattavia selvitystyötä ennen mahdollista hanketta? Tai keksi parempi ilmaisu! Nyt saa heitellä – termeillä!
Tervetuloa reservimarkkinoille tuulivoima – lisäansaintamahdollisuuksia tarjolla
Energiamurroksen myötä sähköjärjestelmä puhdistuu, mutta vaihtelevan sääriippuvaisen tuotannon voimakkaan kasvun myötä sähkön tuotannon ja kulutuksen välisen tasapainon ylläpidosta tulee yhä haastavampaa. Sen sijaan, että tuulivoima vaihteluineen lisää haasteita, voisi se myös edesauttaa tehotasapainon ylläpitoa osallistumalla reservimarkkinoille. Reservimarkkinat tarjoavat tuulivoimalle hyviä ansaintamahdollisuuksia.
Sähkön kulutuksen ja tuotannon välinen tehotasapaino ilmenee sähköjärjestelmän taajuudesta. Sen reaaliaikainen hallinta on kantaverkkoyhtiöiden, Suomessa Fingrid Oyj:n vastuulla. Fingrid käyttää tehotasapainon hallintaan erilaisia reservituotteita, joita se hankkii ylläpitämiltään markkinapaikoilta. Reservit ovat säätökykyistä sähkön tuotantoa, kulutuskohteita ja sähkövarastoja. Reservimarkkinoille osallistuminen on vapaaehtoista, ja reservitoimittaja määrittelee itse säädöstä haluamansa korvauksen. Reservimarkkinat ovat pääosin kapasiteettimarkkinoita, eli korvauksen saa varallaolosta huolimatta siitä, käytetäänkö säätökykyä vai ei. Osassa reservituotteita myös säädön aiheuttamat muutokset tuotetun energian määrässä korvataan.
Tuulivoimatuotanto on tekniseltä säätökyvyltään erinomaista, mutta toistaiseksi tuulivoiman osallistuminen reservimarkkinoille on ollut erittäin vähäistä Suomessa ja monissa muissa maissa. Lisääntynyt tarjonta tehostaisi markkinoiden toimintaa ja laskisi sähköjärjestelmän tehotasapainon hallinnasta kaikille sähköjärjestelmän käyttäjille aiheutuvia kustannuksia. Ilman tuulivoiman mukana oloa sähköjärjestelmän tehotasapainon ylläpidosta tulee myös ajoittain erittäin hankalaa, esimerkiksi, kun erittäin tuulisina hetkinä perinteistä säätävää vesi- ja lämpövoimatuotantoa on vähemmän saatavilla. Tuulivoimalle soveltuisi erityisesti tuotantotehon vähentäminen eli sähköjärjestelmän näkökulmasta alassäätö, koska se ei vaadi jatkuvaa tuotantotehon rajaamista. Tilanteissa, joissa tuulivoiman tuotantotehoa on rajoitettu esimerkiksi matalien sähkön vuorokausimarkkinahintojen vuoksi, tuulivoimalla olisi myös ylössäätökykyä.
Suomessa käytössä olevat reservituotteet
ERI RESERVITUOTTEIDEN KAPASITEETTIKORVAUSTEN VUODEN 2021 KESKIHINNAT JA TUULIVOIMAN OSALLISTUMISMAHDOLLISUUDET KUHUNKIN TUOTTEESEEN.
Pohjoismaisessa sähköjärjestelmässä (Suomi, Ruotsi, Norja ja Itä-Tanska) on käytössä yhdessä määritetyt reservituotteet, koska tehotasapainon hallinta tapahtuu yhteistyössä pohjoismaisten kantaverkkoyhtiöiden kesken. Pohjoismaisen tason lisäksi reservituotteille ja reservien hankinnalle on eurooppalaiset reunaehdot ja Euroopan laajuisia markkinoita kehitetään parhaillaan.
Nopea taajuusreservi
Nopeaa taajuusreserviä (Fast Frequency Reserve, FFR) käytetään pienen inertian tilanteiden hallintaan. Inertia tarkoittaa sähköjärjestelmän pyöriviin massoihin varastoituneen liike-energian tuomaa kykyä vastustaa muutoksia taajuudessa. Tarvittava nopean taajuusreservin määrä riippuu sähköjärjestelmän inertian määrästä ja suurimman yksittäisen mahdollisen vian (mitoittava vika) suuruudesta.
Fingrid hankkii nopeaa taajuusreserviä tuntikohtaisesti edellispäivänä. Nopean taajuusreservin hankintamäärä riippuu sähköjärjestelmän inertiasta, ja sitä tarvitaan vain osalle vuoden tunneista. Hankintatarve painottuu kevät-, kesä- ja syyskuukausina hetkiin, jolloin inertian määrä on pienimmillään.
Nopeassa taajuusreservissä reservikohteelta vaaditaan erittäin nopeaa, mutta lyhytkestoista ylössäätöä eli voimalaitoksilta tuotannon lisäämistä tai kulutuskohteilta kuorman irtikytkentää. Reservitoimittaja saa valita haluamansa aktivointivaihtoehdon: 49,7 Hz ja 1,3 s, 49,6 Hz ja 1,0 s tai 49,5 Hz ja 0,7 s. Reservin tulee aktivoitua täysmääräisesti annetussa ajassa ja kyetä uuteen aktivointiin 15 minuutin kuluessa edellisestä aktivoinnista. Aktivointi tapahtuu automaattisesti paikallisen taajuusmittauksen perusteella.
Suuntaajakytkettynä generaattorina tuuliturbiini voi hyödyntää tehoelektroniikan hyvää ohjattavuutta ja tuottaa hetkellisesti nopean taajuusreservin vaatiman säätövasteen ilman jatkuvaa tuotannon rajaamista. Tällä niin sanotulla synteettisellä inertialla tuotetaan hetkellinen tehonlisäys, jonka jälkeen seuraa generaattorin nimellispyörimisnopeuden palauttaminen eli hetkellinen tuotantotehon lasku lähtötasoa alemmalle tasolle. Nopeassa taajuusreservissä hyväksytään tällainen palautuminen tietyin reunaehdoin.
Nopea taajuusreservi soveltuu siksikin erinomaisesti tuulivoimalle, koska hankintatarpeet ovat tyypillisesti suurimmillaan tuulisina ajankohtina. Tällöin sähköjärjestelmän inertia on matala suuntaajakytketyn tuotannon runsaan määrän vuoksi, mikä nostaa nopean taajuusreservin tarvetta.
Taajuusohjattu käyttöreservi
Taajuusohjattua käyttöreserviä (Frequency Containment Reserve for Normal Operation, FCR-N) käytetään jatkuvaan sähköjärjestelmän taajuuden hallintaan. Se pyrkii pitämään taajuuden normaalialueella 49,9 – 50,1 Hz. Taajuusohjattu käyttöreservi on symmetrinen tuote, eli reservikohteen on kyettävä sekä ylös- että alassäätöön. Reservin tulee aktivoitua täysimääräisesti kolmessa minuutissa askelmaisessa 0,1 Hz taajuusmuutoksessa. Aktivoituminen tapahtuu automaattisesti paikallisen taajuusmittauksen perusteella. Aktivointi on lineaarinen taajuuspoikkeaman suhteen, eli aktivoituva reservimäärä on sitä suurempi mitä suurempi taajuuspoikkeama on.
Tuulivoiman on teknisesti mahdollista osallistua taajuusohjattuun käyttöreserviin, mutta tämä vaatisi jatkuvaa tuotantotehon rajaamista, jotta ylössäätökykyä olisi saatavilla. Taajuusohjatussa käyttöreservissä reservin aktivoitumisen aiheuttama energiamäärä jää melko pieneksi, koska ylössäätö- ja alassäätöenergia kumoavat toisensa, mutta tuulivoiman tapauksessa vaadittava jatkuva tuotantotehon rajaus voi johtaa suuriinkin vajauksiin energiatuotannossa.
Taajuusohjattu häiriöreservi
Taajuusohjattua häiriöreserviä (Frequency Containment Reserve for Disturbances, FCR-D) käytetään taajuushäiriöiden hallintaan. Vuoden 2022 alusta Pohjoismaissa alettiin hankkimaan taajuusohjatusta häiriöreservistä myös erillistä alassäätötuotetta, jolla varaudutaan ylitaajuushäiriöihin. Puolet reservistä aktivoituu viidessä sekunnissa ja loput 30 sekunnissa askelmaisessa taajuusmuutoksessa 49,5 Hz:iin tai 50,5 Hz:iin. Aktivoituminen tapahtuu automaattisesti ja lineaarisesti kuten taajuusohjatussa käyttöreservissä.
Taajuusohjatussa häiriöreservissä erityisesti alassäätötuote on tuulivoimalle soveltuva, koska reservin ylläpitoa varten ei tarvitse jatkuvasti rajata tuotantotehoa ja reservin aktivoitumiset ovat tyypillisesti lyhytkestoisia ja harvinaisia eivätkä siten vaikuta energian tuotantoon merkittävästi.
Automaattinen taajuuden palautusreservi
Automaattinen taajuuden palautusreservin (Automatic Frequency Restoration Reserve, aFRR) on keskitetysti ohjattu, automaattisesti aktivoituva reservituote. Sen aktivointi perustuu pohjoismaisen sähköjärjestelmän taajuuspoikkeamaan ja tapahtuu kantaverkkoyhtiön 10 sekunnin välein lähettämän tehonmuutospyyntösignaalin perusteella. Tehonmuutoksen tulee alkaa 30 sekunnin kuluessa ja olla täysimääräisesti aktivoitunut viiden minuutin kuluttua signaalin lähetyksestä. Tehonmuutospyyntö on joko 0 MW (eli reserviä ei tarvitse aktivoida lainkaan) tai enimmillään myyty reservikapasiteetti.
Automaattinen taajuuden palautusreservi on jaettu erilliseen ylössäätö- ja alassäätötuotteeseen. Kapasiteettikorvauksen lisäksi toimittaja saa energiakorvauksen säädöstä aiheutuneista reservienergioista. Ylössäätökapasiteetin energiakorvauksen hinta määräytyy säätösähkömarkkinoiden ylössäätöhinnan mukaan ja vastaavasti alassäätökapasiteetin energiakorvauksen hinta säätösähkömarkkinoiden alassäätöhinnan mukaan. Aktivoituneet reservienergiat korjataan taseselvityksessä, jolloin niistä ei aiheudu tasevirhettä reservikohteen tasevastaavalle.
Tuulivoimalle soveltuisi erityisesti automaattisen taajuuden palautusreservin alassäätötuote, koska kuten muissakin alassäätösuunnan tuotteissa, siihen osallistumiseen ei vaadita jatkuvaa tuotantotehon rajausta. Hankaloittava tekijä voi kuitenkin olla tällä hetkellä käytössä oleva energiakäsittely, koska reservitoimittaja ei voi itse vaikuttaa reservienergian hintaan. Tuulivoiman tapauksessa polttoainekustannuksista ei kerry säästöä kuten esimerkiksi lämpövoiman tapauksessa, joten tuulivoimalle lähinnä negatiiviset energiakorvauksen hinnat olisivat houkuttelevia. Automaattiseen taajuuden palautusreserviin on kuitenkin tulossa vuonna 2024 yhteiseurooppalaiset energiamarkkinat, joilla reservitoimittaja määrittelee itse hinnan myös energialle ja reservi aktivoidaan energiahintojen mukaisessa hintajärjestyksessä.
Manuaalinen taajuuden palautusreservi (säätösähkö- ja säätökapasiteettimarkkinat)
Manuaalinen taajuuden palautusreservi (Manual Frequency Restoration Reserve, mFRR) on reservituote, jossa reservitoimittaja tekee manuaalisen säätötoimenpiteen 15 minuutin kuluessa Fingridiltä tulevasta tilauksesta. Säätösähkömarkkinat ovat reaaliaikainen energiamarkkinapaikka, jonne reservitoimittajat voivat antaa ylös- ja alassäätötarjouksia manuaalisesta taajuuden palautusreservistä. Korvauksen saa, jos säätötarjous käytetään, ja kallein käytetty säätötarjous määrittää säätöhinnan kaikille käytetyille säätötarjouksille.
Säätökapasiteettimarkkinoilla tarkoitetaan erillisiä tarjouskilpailuja, joilla Fingrid varmistaa, että sillä on käytettävissä riittävästi säätötarjouksia säätösähkömarkkinoilla. Säätökapasiteettimarkkinoilla reservitoimittaja sitoutuu etukäteen jättämään säätötarjouksia säätösähkömarkkinoille ja saa tästä kapasiteettikorvauksen. Säätökapasiteettimarkkinat käydään toistaiseksi viikkotasolla toimituspäivää edeltävän viikon lopulla, mutta suunnitteilla on uudistaa ne toimituspäivää edeltävän vuorokauden aamuna käytäviksi tuntikohtaisiksi tarjouskilpailuiksi.
Tuulivoima soveltuu erityisesti säätösähkömarkkinoilla alassäätöön ja se onkin toistaiseksi ainoa reservituote, johon tuulivoima Suomessa osallistuu. Tuulivoima voisi tarjota myös ylössäätöä, jos tuotantoa on rajattu. Tuulivoiman osallistumismahdollisuudet säätökapasiteettimarkkinoille tulevat paranemaan suunnitteilla olevan markkinasääntöjen uudistuksen myötä, kun säätökapasiteetin tarjoamiseen tulee jatkossa sitoutua edellisviikon sijasta edellispäivänä.
Miten edetä?
Pohjoismaisilla kantaverkkoyhtiöillä on toistaiseksi vain vähän käytännön kokemuksia tuulivoimalaitosten osallistumisesta reservimarkkinoille, mutta Fingrid osallistuu mielellään asian selvittämiseen. Tekninen toteutus kannattaa selvittää turbiinitoimittajan ja säätäjävalmistajan kanssa. Fingridiin kannattaa olla yhteydessä, jos haluaa lisätietoa reservimarkkinoille osallistumisesta. Lisäksi kannattaa selvittää, ettei sopimuspuolella (esim. PPA-sopimukset) ole esteitä säätökäytölle ja huomioida tämä mahdollisissa uusissa sopimuksissa.
Piiparinmäki näyttää suuntaa Pohjoismaisellakin tasolla – Metsähallituksen vahva pohjatyö tärkeässä roolissa
Ilmattaren rakentamisesta vastaava johtaja Petri Ainonen ja toimitusjohtaja Juha Sarsama kertovat, millainen projekti Piiparinmäen massiivisen tuulivoimapuiston rakentaminen on ollut. Sekä Petri että Juha näkevät projektia valmistelleen Metsähallituksen roolin vahvana osatekijänä onnistumiselle.
Piiparinmäen projekti siirtyi Ilmattarelle kesäkuussa 2018, kun Ilmatar osti hankkeen Metsähallitukselta. Piiparinmäki vaati Ilmattarelta kilpailukykyisen rahoitus- ja sähkönmyyntikokonaisuuden konkretisoinnin, joka mahdollisti hankkeen toteuttamisen. Kesäkuussa 2018 alkoi intensiivinen, reilun vuoden jakso, jonka aikana hanke jalostettiin investointikypsäksi kokonaisuudeksi uraauurtavalla tavalla: tätä ennen Suomessa – tai Pohjoismaissakaan – ei oltu tehty teollisen mittakaavan tuulivoimapuistoa ilman tukijärjestelmää.
Lähtökohdat Piiparinmäen projektille olivat hyvät, sillä Metsähallitus oli tehnyt laadukasta pohjatyötä. ”Metsähallitus oli tehnyt ensiluokkaista työtä hankkeen kehitysvaiheessa, joten niiltä osin projektin lähtökohta oli hyvä. Toisaalta taas tuulivoiman syöttötariffijärjestelmä oli lakannut edeltävä marraskuuna. Hanke oli Suomen suurin ja se oli tarkoitus toteuttaa täysin markkinaehtoisesti. Tätä lähtökohtaa voitiin pitää haastavana, mutta tiesimme Piiparinmäen potentiaalin ja uskoimme omaan tekemiseemme Ilmattarella vankasti”, rakentamisesta vastaava johtaja Petri Ainonen taustoittaa.
Piiparinmäen projektipäällikkyys oli Ainosen ensimmäinen työtehtävä Ilmattarella. Hän toimi rakennuttamispäällikkönä ja projektin edetessä Ainonen siirtyi vastaamaan koko hankkeesta projektipäällikkönä. Nykyisessä johtajapestissään hän on ollut vuoden alusta saakka. ”Kun Piiparinmäen hankkeen rakentaminen siirtyi vastuulleni lokakuussa 2019, oli selvää, että kyseessä olisi itselleni mielenkiintoinen maratonprojekti. Uutta ja opittavaa oli paljon, mutta hetkeäkään en ole projektiin lähtemisen päätöstä katunut”, Ainonen kertoo hymyillen.
Paikallisyhteisön kanssa kohti voittoa
Tuulivoimalatoimituksia lukuun ottamatta Ilmatar on rakentanut tuulipuiston yhdessä suomalaisten kumppaneiden kanssa ja noin kaksi kolmasosaa kaikista työmaalla tehdyistä työtunneista on suomalaisten työntekijöiden tekemiä. ”On ollut hienoa huomata, kuinka mahtavia yrityksiä meillä täällä Suomessa on. Meillä on ollut myös useita paikallisia yrityksiä mukana rakentamassa tuulipuistoa ja olemme pystyneet luomaan alueelle seitsemän pysyvää työpaikkaa”, Ainonen ylpeilee.
Viranomaisyhteistyölle kiitoksia
Metsähallituksen ja Ilmattaren yhteistyö on jatkunut ”Piiparissa”, kuten lempinimi kuuluu, hedelmällisenä myös projektikauppojen jälkeen.
”On ollut upeaa tehdä saumatonta yhteistyötä Piiparinmäen hankkeessa osaavan maanomistajan, Metsähallituksen kanssa. On ollut myös mahtava huomata kuinka asiantuntevaa ja sujuvaa viranomaistyö meillä Suomessa on. Sujuva viranomaistyö oli tärkeää erityisesti Piiparinmäen hankkeessa, joka sijaitsee sekä kahden kunnan että kahden maakunnan puolella.”
Ilmatar on jatkamassa alueen kehittämistä tuulivoimatuotantoon, sillä Löytösuon hanke sijaitsee Piiparinmäen välittömässä läheisyydessä ja käsittää 30 turbiinin alustavan suunnitelman.
Piiparinmäki myytiin – Ilmattarella nyt uusi strategia
Ilmattaren toimitusjohtaja Juha Sarsama on yhtäläisillä linjoilla Petri Ainosen kanssa Piiparinmäen projektin alkuvaiheista ja Metsähallituksen laadukkaasta projektinkehityksestä ennen Ilmattaren mukaantuloa. ”Oli selvää, että teknologian kehittymisen ja vihreän siirtymän nopeutumisen vuoksi Suomessa oli mahdollista investoida ja rakentaa iso teollisen mittakaavan tuulipuisto. Piiparinmäki sopi tähän strategiseen näkemykseen hyvin.”
Hankekehitysvaiheen jälkeen puisto myytiin sijoittajalle tarjouskilpailun perusteella, ostaja oli Glennmont Partners. Puiston valmistuttua Ilmatar Energy Oy:n tytäryhtiö Ilmatar Service Oy jatkaa Piiparinmäen teknisenä hallinnoijana. ”Hanke oli hyvin kehitetty ja suunniteltu Metsähallituksen puolelta ja Ilmattaren tiimin oli helppo jatkaa kehitystyötä kohti investointipäätöstä. Metsähallitus oli pitänyt hyvää huolta myös paikallisista sidosryhmistä – sekin auttoi hankkeen viemisessä eteenpäin.”
Ilmatar on Piiparinmäen hankkeen jälkeen tehnyt strategisen päätöksen pitää hankkeet omassa taseessaan. Ilmatar on nykyisin vain uusiutuvaan energiaan keskittyvä itsenäinen energiayhtiö, joka myös myy tuotantonsa. Olisiko toimitusjohtaja Sarsamalla muuta uutta paljastettavaa hihassaan? ”Jatkamme edelleen maatuulivoiman kehittämistä, rakentamista ja operoimista, mutta olemme suuntaamssa toimintaamme myös offshoren ja aurinkovoiman suuntaan.”
Sarsaman mukaan yhteistyö- ja rahoitusmallit valikoituvat projektikohtaisesti. ”Olennaista on kuitenkin se, että kesällä 2021 toteutetun merkittävän rahoituskierroksen jälkeen Ilmatar voi itse valita projektiensa rahoitusmallit”, hän alleviivaa.
Valmistuessaan Suomen suurin tuulivoimapuisto, Piiparinmäki, tuottaa 41 turbiinillaan 211 megawatin tehot. Google on hankkinut tuotannosta 60 prosenttia Haminan-datakeskuksensa tarpeisiin.
Ilmatar Energy Oy on suomalainen uusiutuvan energian yhtiö, joka valmistelee, kehittää, rakentaa ja hallinnoi omia uusiutuvan energian puistojaan koko niiden elinkaaren ajan, tuotannon yritys- ja kuluttaja-asiakkailleen myyden.
Will there be any offshore wind power in Finland?
Costs of offshore wind are coming down, and there seems to be growing interest in the offshore wind in Finland. But there are still some hurdles on the way before offshore wind power can be introduced on a large scale in Finland. Will those hurdles be overcome?
The European Commission is relying more and more on offshore wind to reach its climate targets. It has been estimated that in 2050, offshore wind power could meet 30% of Europe’s electricity demand. A growing number of the European countries, for example, Germany, the Netherlands, and Belgium, have recently increased their ambition on offshore wind power targets. A growing number of offshore wind power auctions are organized: Denmark has just finalized a round, and Norway has announced the first offshore wind auction.
The revision of the Finnish Climate and Energy strategy is due to be sent out for consultation in March or in April. We are expecting the offshore wind to have a role in the strategy but unfortunately, we are not expecting Finland to set any numeric targets for offshore in the strategy. More political ambition would be needed to give the Finnish offshore wind a level playing field with our neighbouring countries.
The property tax has been the success story of wind power in Finland. It is the main reason why the Finnish municipalities are willing to do spatial planning and grant permits for wind turbines. But for offshore wind, the property tax has been a hurdle as due to the more expensive foundation and construction costs. The property tax of an offshore turbine is 3-fold higher than that of an onshore turbine. The law proposal to lower the property tax of offshore wind turbines is expected to be sent out for consultation any day now. This is a step in the right direction.
The other question that politicians should consider very carefully, is how Finland can win the competition on offshore investments in a situation where the grid connection costs are socialized in many of our neighbouring countries. This question is yet to be answered.
At the end of 2021, the Government’s Ministerial Committee on Economic Policy approved a proposal to auction seabed leases in its territorial waters for the development of offshore wind. The first auction for 3-4 areas should take place in 2023 or 2024. The specific rules of the auction are not yet published. When finalizing the rules for the seabed auction it is vital that the lessons learned from the UK seabed auctions are investigated very carefully: there is a risk that without a price cap the level of the seabed lease will be so high that it will not be feasible to construct the wind farms for years. The seabed lease should also stay on the lower level until the construction of the wind farm is started. If the offshore wind power is not yet feasible, the increase of the seabed lease while the project development is still ongoing does not speed up the process – it just makes the offshore wind farm development less appealing for the companies and investors.
In January the Government granted research permits for three offshore wind power projects in Finland’s exclusive economic zone. The peculiar thing is that two of these permits are exactly for the same location. The Finnish legislation concerning EEZ-areas has been designed for transmission lines, gas lines and the like, not for such projects that might compete in the same area. To avoid wasting effort and money, the legislation should be revised as soon as possible to clarify how the right to develop an offshore wind farm in EEZ area is obtained. It is also vital that the developer, who gets the research permit and carries out the EIA for the area, has got the privilege to apply for the right to construct on the area. Now the research permit does not give priority when applying for the right to construct.
We know that the offshore wind power potential of Finland is enormous. We also know that there will be a remarkable amount of offshore wind power in Finland in the future. It just remains to be seen when large-scale project development and construction will begin. Challenges wouldn’t be called ”hurdles” if there wasn’t a way to get over them!
Cheers, Anni