Sähköenergian tuotanto, taustatekijät, hintatason määräytyminen, yms yleinen keskustelu aiheesta

[chrisekh]

Kunhan kaukolämpöyhtiöt saavat asennettua sähkövastuksia niin voi taas mennä hetki siihen, että on ilmaista sähkö tarjolla. Kun hinta laskee alle 20e/MWh niin on halvempi lämmittää vastuksilla kuin polttaa mitään. Tämä siis liittyen siihen että vetyä saisi tehtyä ilmaisella sähköllä.

 

[Shajk]

Kunhan kaukolämpöyhtiöt saavat asennettua sähkövastuksia niin voi taas mennä hetki siihen, että on ilmaista sähkö tarjolla. Kun hinta laskee alle 20e/MWh niin on halvempi lämmittää vastuksilla kuin polttaa mitään. Tämä siis liittyen siihen että vetyä saisi tehtyä ilmaisella sähköllä.

Kai näitä tullut "tarpeeksi" jo, kun sähkön hinta ei enää mennyt nollaan vaikka tuulivoimaennättyksiä tullut..

 

[Eronto]

HS-artikkelin mukaan vähähiilisen vedyn kriteerit julkaistaan vasta vuonna 2024, mutta jatketaan silti aiheesta.

Alkuvaiheessa vihreää vetyä tullaan käyttämään Suomessa ja Ruotsissa raudan- ja teräksenvalmistuksessa sekä ammoniakin ja sen avulla valmistettavien lannoitteiden valmistuksessa. Sen lisäksi laivaliikenne tarvitsee CO2-vapaata polttoainetta suuria määriä maailmalla. Siihen sopii sekä ammoniakki että metanoli, jota voidaan niinikään valmistaa vihreän vedyn avulla. Ammoniakki on kuitenkin niin myrkyllinen aine etten pidä sen käyttöä polttoaineena isossa mittakaavassa todennäköisenä. Metanolia laivat jo käyttävät, joten uskon enemmän siihen, vaikka sen valmistuksessa tarvitaankin yksi vaihe enemmän. Neste suunnittelee myös vihreän vedyn käyttöä polttoaineiden valmistuksessa ns. vetykrakkauksessa ja rikinpoistossa. Harjavallan tehdas aikoo tuottaa myös synteettistä metaania kaasulla toimivien kuorma-autojen tarpeisiin.

Elektrolyyserilaitoksen pitää tehdä PPA-sopimus tai liittyä suoralla linjalla tuulivoimalaan tai käytännössä useaan voimalaan. Käyttöastetta ei tällä tavalla saa suuremmaksi kuin mitä tuulivoimaloiden keskimääräinen käyttöaste on (kapasiteettikerroin). Mutta nyt noiden uudempien säännösten mukaan voisi verkosta ostaa sähköä, jolla voidaan elektrolyysereiden käyttöastetta nostaa esim 50%:iin, koska verkon CO2-intensiteetti on alle 65 g/kWh Suomessa. Käytännössä verkkosähköä pyrittäisiin ostamaan silloin kun se ei ole kallista. Mutta silloin kun tuulee kovaa ja hinta olisi halpa, niin melko todennäköisesti myös esim. PPA-sopimuksella ostetun tuulivoimäsähkön tuotanto on korkealla tasolla ja elektrolyyserit ~ täydessä käytössä. Kyseessä on siten optimointiongelma. Hesarissa Harjavallan laitoksen Herkko Pilt sanoo: ”Ei tuollaisen investoinnin kannattavuus synny niin, että sitä ajetaan vain halvan sähkön aikaan. Mutta kulutushuippujen aikana voimme välttää tuotantoa.”

Alla on kuva arvioidusta (lähteet H2ESIN ja IEA) vihreän vedyn tuotantohinnasta CAPEX- kustannusten funktiona, kun käyttöaste on 50% eli sama kuin H2ESIN-raportissa ja sähkön hinta keskimäärin 24 €/MWh. Tuon mukaan hinnaksi tulisi n. 68.7 €/MWh eli n. 2.3 €/kg jos CAPEX on 700 €/kW, joka voisi olla lähellä tämänhetkistä (mutta tämänhetkinen, siis lähivuosien sähkönhinta voisi olla pikemminkin 30 €/MWh). Tuossa hinnassa on jo mukana 7 vuorokauden kalliovaraston kustannus, joka on luokkaa 5 €/MWh H2ESIN-raportin perusteella. Jos CAPEX on sama kuin H2ESIN-raportissa eli 400 €/kW tulee hinnaksi sama 60 €/MWh eli 2 €/kg kuin siinä.

Alla oleva toinen kuva taas esittää vedyn tuotantokustannusta käyttöasteen (vuosittaisten käyttötuntien) funktiona. Ylempi käyrä vastaa CAPEX 1000 €/kW kun sähkönhinta on 70 €/MWh ja alempi 500 €/kW arvoa 30 €/MWh sähkönhinnalla. Katkoviivat osoittavat OPEX-osuutta. Hinta-asteikko on logaritminen. Tuonkin mukaan, jos käyttötunteja on 4380 h eli käyttöaste on 50 %, niin vedyn tuotantokustannukset ovat n. 2 €/kg, mutta 2000 h eli n. 23% käyttöasteella hinnaksi tule jo n. 3 €/kg (CAPEX 500 €/kW).

Useita tutkimuksia on sitten tehty siitä, millaisilla tavoilla sähköä kannattaa tuottaa, jotta kokonaiskustannukset saaadaan optimoitua, kuten jo useaan kertaan mainitsemani RTE- ja ruotsalainen tutkimus. Molemmissa oli ydinvoimaa vähintään saman verran kuin tuulivoimaa (+ aurinkovoimaa, joka ei liene Suomessa merkittävä), joten Suomella on lähivuosina ihan hyvät lähtökohdat vaikka tuulivoima lisääntyykin voimakkaasti.

Lisäys:

Reurters on hieman eri mieltä HS:n kanssa, ks alla:

BRUSSELS, Feb 13 (Reuters) - The European Commission published rules on Monday that could allow some hydrogen produced in nuclear-based energy systems to count towards EU renewable energy goals, signalling a win for pro-nuclear France.

Facilities can also take grid power in regions that meet a low CO2 emissions limit - potentially based on nuclear - so long as the producer also signs a long-term power purchase agreement (PPA) with a renewable electricity provider in their region.

Requiring producers to either directly use newly installed renewable power or sign a PPA to support new local renewable energy projects is aimed at stopping hydrogen producers sucking up existing renewable electricity capacity, which could risk driving up fossil fuel generation to meet overall energy demand.

EU countries and lawmakers have two months to object to the rules, or they will enter into force.

 

[renee]

OL3:n käyttöönotto siirtyy jälleen Nyt uusi päivä on 20.2. Piti käynnistyä, 6.2., sitten 10.2., sitten 14.2. Tällä kertaa venttiilivika. Skeptisempi voisi epäillä, että 6.2. ei ollut tarkoituskaan käynnistyä, mutta toisaalta miksi puhua paskaa.

Pahemmin ei tosin enää näytä vaikuttavan hintoihin, alle 10 c/kWh keskihinnalla mennään jo helmikuutakin ja välillä pyöritään parin sentin korvilla kokonaisia päiviä, esim. huomenna. Luonnollisesti OL3:n käynnistyminen vahvistaa sähkön hinnan palautumista ns. normaalitasolle, joten toivoa sopii, että se tapahtuu lähiviikkoina.

Olkiluoto 3:n sähköntuotannon aloitus siirtyy jälleen

Olkiluoto 3:n sähköntuotannon aloitus siirtyy jälleen

yle.fi

Joo, tämä ei ole vitsi

Uusi päivämäärä 25.2.

Olkiluoto 3:n säännöllinen sähköntuotanto lykkääntyy neljällä vuorokaudella

Olkiluoto 3:n säännöllinen sähköntuotanto lykkääntyy neljällä vuorokaudella

yle.fi

 

[Dzeeta]

On kyllä oikein helvetin surullinen laitos.

 

[zepi]

Suomen kannalta on huomattavaa, että jälkimmäinen tapa voi tarkoittaa ettei meille enää ole saatavilla Pohjois-Ruotsista vesivoimaan perustuvaa säätövoimaa, koska se tarvitaan Ruotsissa vihreän vedyn tuotantoon ja lisäksi 13 TWh/v pitää tuoda SE2:sta tai Suomesta SE1-alueelle vuonna 2030.
Jos sähkö tuodaan Suomesta pitää siirtokapasiteetti Suomesta Ruotsiin kolminkertaistaa.

Kyllä se sähkö on jatkossakin kaupan, kunhan siitä vaan ollaan valmiita maksamaan tarpeeksi. Eikä ole pienintäkään epäilystä, etteikö siitä oltaisi valmiita maksamaan. Johan se on tänä talvena nähty, että 300e/MWh on ihan peanuts kun jengi haluaa sähköä.

 

[qtba]

Joo, tämä ei ole vitsi

Uusi päivämäärä 25.2.

Olkiluoto 3:n säännöllinen sähköntuotanto lykkääntyy neljällä vuorokaudella

Olkiluoto 3:n säännöllinen sähköntuotanto lykkääntyy neljällä vuorokaudella

yle.fi

Tämähän on ihan uuden tason trollaamista. Kovilla panoksilla toki. TVO:n omistajille jokainen päivä tarkoittaa miljoonaluokan menetyksiä

E. Kauanko näistä jaksetaan edes uutisoida?

 

[Lämpöpumppu]

Tämähän on ihan uuden tason trollaamista. Kovilla panoksilla toki. TVO:n omistajille jokainen päivä tarkoittaa miljoonaluokan menetyksiä

E. Kauanko näistä jaksetaan edes uutisoida?

TVO tuskin näistä kovin innoissaan haluaa otsikoita uutisiin, mutta jokainen muutos aikataulussa pitää toki ilmoittaa sähkömarkkinoille. Mediallakin, kuten meillä jokaisella, on myös pääsy näihin markkinatiedotteisiin, joten eiköhän näillä uutismediat rahaa tee jatkossakin.

 

[Eronto]

Kyllä se sähkö on jatkossakin kaupan, kunhan siitä vaan ollaan valmiita maksamaan tarpeeksi. Eikä ole pienintäkään epäilystä, etteikö siitä oltaisi valmiita maksamaan. Johan se on tänä talvena nähty, että 300e/MWh on ihan peanuts kun jengi haluaa sähköä.

Ei siitä olla valmiita maksamaan, jos sillä on tarkoitus esim. tehdä vihreää vetyä halvalla Ruotsin teräs/ rauta- ja ammoniakkitehtaille tai vaan muuten pitää Suomen sähkönhinta alhaisena. Viimemainittu taas liittyy siihen millainen tuotantomiksi Suomessa olisi optimaalinen eli ydinvoiman määrä verrattuna tuulivoimaan. Tämä kohta liittyi siihen, mutta tuossa kohdassa en maininnut "halpaa" sähköä, kuten myöhemmin, ks. alla. Eli vähän huonosti muotoltu lause tuo oli.

Eli sähkön tuotantohinta näytäisikin yllättäen olevan hieman noususuunnassa verrattuna lähivuosien hintaan, jos vihreää vetyä käytetään merkittävä määrä, samoin kuin ruotsalaisten simuloinnissa vuodelle 2027 jo havaittiin. Tässä oletetaan että Pohjois-Ruotsista ei enää saada halpaa vesivoimaa, vaan se käytetään vihreän vedyn tuotantoon siellä.

 

[rock]

Ei siitä olla valmiita maksamaan, jos sillä on tarkoitus esim. tehdä vihreää vetyä halvalla Ruotsin teräs/ rauta- ja ammoniakkitehtaille tai vaan muuten pitää Suomen sähkönhinta alhaisena. Viimemainittu taas liittyy siihen millainen tuotantomiksi Suomessa olisi optimaalinen eli ydinvoiman määrä verrattuna tuulivoimaan. Tämä kohta liittyi siihen, mutta tuossa kohdassa en maininnut "halpaa" sähköä, kuten myöhemmin, ks. alla. Eli vähän huonosti muotoltu lause tuo oli.

Sanotaan nyt vaikka että ruotsalainen teollisuus haluaisi ostaa prosesseja varten sähköä maksimissa hintaan 150€/MWh että prosessi on kannattava. Teollisuus tekee blokkibidin että ostavat tuohon hintarajaan saakka määrän X ja toisen, paljon pienemmän bidin Y missä hintaraja on vaikka 300€/MWh millä prosessi ajetaan minimiin mutta ei pysäytetä kokonaan ja tällä estetään isomman persneton tekeminen. Jos hinta nousee tuon yli, prosessi kannattaa pysäyttää.

Tulee tilanne missä Suomessa on sähköpulaa ja SE1 alueella olisi siirrettävää sähköä. Sanotaan nyt vaikka että SE1:llä hinta olisi ollut ilman Suomen sähköpulaa 100€/MWh ja teollisuuden bidi olisi mennyt sellaisenaan läpi. Nyt hinta nouseekin Suomen vajauden takia hintaan 500€/MWh mikä tarkoittaa että ruotsalainen teollisuus ajaa prosessit alas, Suomeen siirretään niin paljon kuin siirtoyhteydet antavat myöten tai sen verran että vajaus saadaan katettua. Pointti on siis siinä että nykyisillä kantaverkkojen välisillä sopimuksilla ei voida asettaa preferenssejä oman maan kulutukselle muiden maiden sähkötasapainon kustannuksella. Toki jo vuosia on sitten ollut mystisiä vikaantumisia/rajoituksia/investointihaluttomuutta maiden välisissä siirtoyhteyksissä millä on lopputuloksena tuettu oman maan/alueen toimintaa, mutta aivan suoraan ilman sopimuksien avaamista ei voida sanoa että ette muuten tulevaisuudessa saakaan sähköä enää meiltä.

 

[Shajk]

FB2 turbiini vuotaa, ajetaan alas viikonloppuna. 656MW ydinvoimaa tippuu pois.

 

[Grez]

Jos joku mietti mikä toi facebookin voimalaitos on, niin Ruotsissa Forsmark Block 2. Vain 25 tunnin katkos tiedotteen mukaan.

 

[Eronto]

Sanotaan nyt vaikka että ruotsalainen teollisuus haluaisi ostaa prosesseja varten sähköä maksimissa hintaan 150€/MWh että prosessi on kannattava. Teollisuus tekee blokkibidin että ostavat tuohon hintarajaan saakka määrän X ja toisen, paljon pienemmän bidin Y missä hintaraja on vaikka 300€/MWh millä prosessi ajetaan minimiin mutta ei pysäytetä kokonaan ja tällä estetään isomman persneton tekeminen. Jos hinta nousee tuon yli, prosessi kannattaa pysäyttää.

Tulee tilanne missä Suomessa on sähköpulaa ja SE1 alueella olisi siirrettävää sähköä. Sanotaan nyt vaikka että SE1:llä hinta olisi ollut ilman Suomen sähköpulaa 100€/MWh ja teollisuuden bidi olisi mennyt sellaisenaan läpi. Nyt hinta nouseekin Suomen vajauden takia hintaan 500€/MWh mikä tarkoittaa että ruotsalainen teollisuus ajaa prosessit alas, Suomeen siirretään niin paljon kuin siirtoyhteydet antavat myöten tai sen verran että vajaus saadaan katettua. Pointti on siis siinä että nykyisillä kantaverkkojen välisillä sopimuksilla ei voida asettaa preferenssejä oman maan kulutukselle muiden maiden sähkötasapainon kustannuksella. Toki jo vuosia on sitten ollut mystisiä vikaantumisia/rajoituksia/investointihaluttomuutta maiden välisissä siirtoyhteyksissä millä on lopputuloksena tuettu oman maan/alueen toimintaa, mutta aivan suoraan ilman sopimuksien avaamista ei voida sanoa että ette muuten tulevaisuudessa saakaan sähköä enää meiltä.

Ennustaminen on vaikeaa, varsinkin tulevaisuuden, sanotaan.

Mutta on toisenlaisiakin skenaarioita kuin yllä kuten vaikka sellainen että Pohjois-Ruotsin vihreän vedyn valmistajat sekä sähkönmyyntiyhtiöt tekevät PPA-sopimuksia vesivoimaloiden kanssa varmistaakseen edullisen sähkönsaannin. Tätä osuutta ei voida myydä toiseen kertaan sähköpörssissä, joten sinne jää vain tuotannon loppuosuus (jos sitä on) ja se osuus joka jää käyttämättä PPA-sopimuksista. Pohjois-Ruotsin vesivoima ei edes riitä vihreän vedyn valmistamiseen vaan sitä tarvitsee ostaa Suomesta 13 TWh/v H2ESIN-raportin mukaan.

 

[rock]

Tuo kaikki on ihan puhdasta spekulaatiota. Fakta on että on suunnitelmia massiiviselle vihreän vedyn valmistukselle kaikissa pohjoismaissa. Se millä se katetaan on iso avoin kysymys.

Kannattaa nyt muistaa että ruotsalainen vesivoima on hyvin suurelta osin jokivoimaloita jotka tuottavat sen mitä kykenevät koska säätely on varsin rajallista puuttuvan allaskapasiteetin takia. Samasta syystä vuosien välinen vaihtelu on suurta ja teoreettisesta kapasiteetista myydään yllättävän pieni osa PPA-sopmuksina koska ei vesivoiman tuottaja halua olla tilanteessa missä on huono vesivuosi, hinnat korkealla ja oma kapasiteetti on myyty 100% tai jopa sen yli edullisella PPA:lla. Varmasti se vihreän vedyn tuottaja haluaisi ostaa moisen PPA:n, mutta se myyjä ei välttämättä ole se ruotsalainen vesivoiman tuottaja eikä se hinta välttämättä ole se mitä toivottaisiin.

 

[Eronto]

Tuo kaikki on ihan puhdasta spekulaatiota. Fakta on että on suunnitelmia massiiviselle vihreän vedyn valmistukselle kaikissa pohjoismaissa. Se millä se katetaan on iso avoin kysymys.

Kannattaa nyt muistaa että ruotsalainen vesivoima on hyvin suurelta osin jokivoimaloita jotka tuottavat sen mitä kykenevät koska säätely on varsin rajallista puuttuvan allaskapasiteetin takia. Samasta syystä vuosien välinen vaihtelu on suurta ja teoreettisesta kapasiteetista myydään yllättävän pieni osa PPA-sopmuksina koska ei vesivoiman tuottaja halua olla tilanteessa missä on huono vesivuosi, hinnat korkealla ja oma kapasiteetti on myyty 100% tai jopa sen yli edullisella PPA:lla. Varmasti se vihreän vedyn tuottaja haluaisi ostaa moisen PPA:n, mutta se myyjä ei välttämättä ole se ruotsalainen vesivoiman tuottaja eikä se hinta välttämättä ole se mitä toivottaisiin.

Pohjois-Ruotsin vihreän vedyn tuotantosuunnitelmat perustuvat pitkälti massiiviseen tuulivoimarakentamiseen Suomen puolella, mutta kyllä Ruotsiinkin uutta tuulivoimaa rakennetaan.

Alkuperäinen ajatus oli tosiaan ihan muuta kuin tämä sivupolku eli siis se ettei Pohjois-Ruotsin halpaa vesivoimaa voida käyttää perusteluna sille ettei tulevaisuudessa Suomeen kannattaisi rakentaa uutta ydinvoimaa, sitten jos/kun sitä jostain saa.

 

[Eronto]

Alla on taulukko, josta näkyy ennustettu vihreän vedyn tuottamisen sähköntarve Pohjois-Ruotsissa vuosina 2030-2050 ja kuinka paljon sähköä pitää hankkia muualta (deficit), eli käytännössä Suomesta (toki siitä voi osan periaatteessa hankkia myös SE2-alueelta tai Norjasta).

 

[rock]

Oikea tapa olisi parittaa vedyn tuotanto rakennettavaan lisäkapasiteettiin eikä vaan sokeasti luottaa siihen että se kuuluisa Joku Muu(tm) hoitaa ylimääräisen tarvittavan sähkön tuotannon. Tuon skaalan kulutuksen lisääminen toki luo insentiivejä rakentaa lisää kapasiteettia, mutta samalla nostaa alueen sähkön hintaa (joka on siis ollut erittäin maltillinen johtuen ylituotannosta). Vieläkin parempi alue olisi pohjois-Norja, olisikohan alueen koodi ollut NO4 tai NO5 missä ongelmana on todella heikot siirtoyhteydet alueelta pois ja ylituotantoa on verrattaen vieläkin enemmän.

Suomessa on ihan vastaavia, joskin vielä pienemmän mittakaavan vihreän vedyn hankkeita. Täällä on tosin etuna että hinta-alueita ei ole kuin yksi joten jos johonkin päin maata lisätään tuulivoimaa, koko Suomi hyötyy siitä eikä vetytehdasta tarvitse sijoittaa välttämättä aivan tuotantokapasiteetin viereen (joskin tämä olisi monessa tapauksessa fiksua).

 

[Eronto]

Oikea tapa olisi parittaa vedyn tuotanto rakennettavaan lisäkapasiteettiin eikä vaan sokeasti luottaa siihen että se kuuluisa Joku Muu(tm) hoitaa ylimääräisen tarvittavan sähkön tuotannon. Tuon skaalan kulutuksen lisääminen toki luo insentiivejä rakentaa lisää kapasiteettia, mutta samalla nostaa alueen sähkön hintaa (joka on siis ollut erittäin maltillinen johtuen ylituotannosta). Vieläkin parempi alue olisi pohjois-Norja, olisikohan alueen koodi ollut NO4 tai NO5 missä ongelmana on todella heikot siirtoyhteydet alueelta pois ja ylituotantoa on verrattaen vieläkin enemmän.

Suomessa on ihan vastaavia, joskin vielä pienemmän mittakaavan vihreän vedyn hankkeita. Täällä on tosin etuna että hinta-alueita ei ole kuin yksi joten jos johonkin päin maata lisätään tuulivoimaa, koko Suomi hyötyy siitä eikä vetytehdasta tarvitse sijoittaa välttämättä aivan tuotantokapasiteetin viereen (joskin tämä olisi monessa tapauksessa fiksua).

Kyllä ne vihreän vedyn tuottajat varmastikin pykivät tekemään PPA-sopimuksia tuulivoimaloiden kanssa ja myös toisinpäin on insentiiviä varmistaa suunnitellulle tuotannolle ostaja kohtuulliseen hintaan (ainakin pidemmän päälle).

Näin ilmeisesti on jo tapahtunut/tapahtumassa Suomessakin uusien suunniteltujen/kohta valmistuvien laitosten kohdalla, kuten Harjavallassa. Lisäksi tulevat uudet vihreän vedyn EU-säännöt eli RED II -direktiivin päivitys suorastaan vaatii sen Suomessa, muttei SE1-alueella Pohjois-Ruotsissa, koska siellä tuotetaan uusiutuvilla yli 90% sähköstä.

 

[Griffin]

Jahas, eli "vihreän" vedyn kanssa tullaan siis ryssimään hommat totaalisesti.

Kikkaillaan ja kun (ei siis jos, vaan kun) vesivarastot on käytetty vedyn valmistamiseen ja vetyä on käytettävissä.
Sitten vesi loppuu ja kun ei tuule, niinkuin aina välillä käy, tulee sähköpula.
Tällöin käydään tuottamaan sähköä sillä vedyllä ja koska sen tuottaminen on erittäin epätaloudellinen proesessi ja sillä on kysyntää paljon, niin vetysähkö on sitten ihan VITUN kallista.
Nerokkaassa systeemissämme sitten tämä hinta määrää kaiken sähkön hinnan ja kansalaiset saavat maksaa tämänkin typeryyden sitten sähkön kalleina hintoina pusseistaan.

Pitäisi tajuta jo nyt kertakaikkisesti kieltää mm vesivoiman käyttö vedyn tekemiseen, paitsi siinä tilanteessa, että muutoin joudutaan juoksuttamaan vettä generaattorin ohi, koska pato on täynnä.

Jos se vedyn tekeminen ei onnistu puhtaalla tuulisähköllä, jossa tulee välillä esim 1-15 vuorokauden taukoja, niin sitten koko homma on toimimaton ja kannattaa unohtaa kokonaan.

 

[Narghar]

Jahas, eli "vihreän" vedyn kanssa tullaan siis ryssimään hommat totaalisesti.

Kikkaillaan ja kun (ei siis jos, vaan kun) vesivarastot on käytetty vedyn valmistamiseen ja vetyä on käytettävissä.
Sitten vesi loppuu ja kun ei tuule, niinkuin aina välillä käy, tulee sähköpula.
Tällöin käydään tuottamaan sähköä sillä vedyllä ja koska sen tuottaminen on erittäin epätaloudellinen proesessi ja sillä on kysyntää paljon, niin vetysähkö on sitten ihan VITUN kallista.
Nerokkaassa systeemissämme sitten tämä hinta määrää kaiken sähkön hinnan ja kansalaiset saavat maksaa tämänkin typeryyden sitten sähkön kalleina hintoina pusseistaan.

Pitäisi tajuta jo nyt kertakaikkisesti kieltää mm vesivoiman käyttö vedyn tekemiseen, paitsi siinä tilanteessa, että muutoin joudutaan juoksuttamaan vettä generaattorin ohi, koska pato on täynnä.

Jos se vedyn tekeminen ei onnistu puhtaalla tuulisähköllä, jossa tulee välillä esim 1-15 vuorokauden taukoja, niin sitten koko homma on toimimaton ja kannattaa unohtaa kokonaan.

Mistäs sä tän nyt repäisit?

 

[Griffin]

Mistäs sä tän nyt repäisit?

Tuollahan tätä kikkailua on nyt monissa postauksissa jo avattu.. Tehdään vain sopivat sopimukset, niin homma kyllä saadaan ryssiytymään lahjakkaasti.

 

[Shajk]

Vaikuttaako AKTn lakko sähkön hintaan?
Tuleeko hake perille?

 

[renee]

Vaikuttaako AKTn lakko sähkön hintaan?
Tuleeko hake perille?

Jos lakko pitkittyy, niin voi näkyä myös alentavasti, eli tarpeeksi pitkään kun tuonti ja vienti seisoo, niin yritykset joutuvat ajamaan tuotantoa alas.

 

[Zimi]

Massatuotanto laskee tuotantokustannuksia enemmän kuin tekniikan kehitys, juttu käsittelee lähinnä aurinkopaneeleita mutta sama pätee varmasti myös tuulivoimaan.

Janne M. Korhosen kolumni: Energia-alan ennusteissa tehtiin 10 vuoden ajan paha virheoletus – Todellinen energiamurros voi tapahtua täysin toisin kuin on kuviteltu

 

[Grez]

Massatuotanto laskee tuotantokustannuksia enemmän kuin tekniikan kehitys

Itse asiassa tuossa linkkaamassasi artikkelissa ei sanottu noin, vaan että tekniikan kehityksen nopeus riippuu enemmän käytön määrästä kuin ajasta. Eli tuon artikkelin mukaan nimenomaan tekniikan kehitys laskee tuotantokustannuksia.

 

[Zimi]

Itse asiassa tuossa linkkaamassasi artikkelissa ei sanottu noin, vaan että tekniikan kehityksen nopeus riippuu enemmän käytön määrästä kuin ajasta. Eli tuon artikkelin mukaan nimenomaan tekniikan kehitys laskee tuotantokustannuksia.

Siellä sanotaan näin:

Tekniikka ja sen hinta ei kehity niinkään ajan, vaan ennen kaikkea tuotantomäärän funktiona.

 

[Grez]

No niinhän minä juuri sanoin. Siellä ei siis sanottu että vain hinta kehittyisi tuotantomäärän funktiona vaan myös itse tekniikka.

Tarkemmin ottaen siellä sanottiin että kun määrät ovat suuria, niin tekniikan kehitykseen osallistuu useammat kehittäjät ja sen kehitykseen kannattaa käyttää enemmän rahaa. Jos väitteesi mukaisesti pelkkä volyymin kasvu laskisi hintaa enemmän kuin tekniikan kehittyminen, niin eihän siihen tekniikan kehittämiseen sitten kannattaisi investoida.

Tottakai myös massatuotanto laskee tuotteen hintaa, mutta se on osattu jo vanhastaan ottaa huomioon ennusteissa. Tuossa artikkelissa kerrottiin nimenomaan siitä, että suuri suosio kiihdyttää tekniikan kehittymistä, jonka ansiosta hinta laskee huomattavasti nopeammin, kuin pelkkä massatuotanto selittäisi, ja tätä ei ole aiemmissa ennuisteissa osattu huomioida.

 

[ossobucco]

Johdannaispörssissä maaliskuun Suomen aluehinta on pitkästä aikaa negatiivinen (-1,0 €/MWH). Markkinoilla ehkä uskotaan OL3:n lopultakin käynnistyvän. Johdannaishintataulukossa on muuten kummallinen bugi: jos hinta on negatiivinen ja edelleen laskee, euroissa se tulkitaan aivan oikein hinnan laskemiseksi, mutta prosenteissa nousuksi (ks. esim. 15. rivi SYHELAFUTBLMMAR-23):

Market Prices

Market Prices for NASDAQ OMX Commodities financial markets and exchange traded products

www.nasdaqomx.com

 

[Grez]

(viesti tuli tuplana)

 

[Grez]

Johdannaishintataulukossa on muuten kummallinen bugi: jos hinta on negatiivinen ja edelleen laskee, euroissa se tulkitaan aivan oikein hinnan laskemiseksi, mutta prosenteissa nousuksi

No mutta sehän on ihan oikein. Jos negatiivinen arvo laskee (esim. -50€ -50%) niin silloin arvo kasvaa (eli tuloksena -25€). Tuon voi selittää sillä että todellisuudessa negatiivinen hinta tarkoittaa sitä, että myytävä tuote vaihtuu. Eli esimerkiksi energiasta puhuttaessa jos positiivinen hinta tarkoittaa sitä että energian tuotannosta maksetaan, niin negatiivinen hinta tarkoittaa että energian kulutuksesta maksetaan. Eli tosiasiassa maksettava hinta on aina positiivinen, mutta negatiivista hintaa käytetään ilmaisemaan käänteistä kauppasuuntaa.

Toki nuo muutosprosentit ovat merkityksettömiä ja pitäisi oikeastaan jättää ilmoittamatta silloin kun etumerkki vaihtuu. (Eli kun muutosprosentti on alle -100%)

 

[Eronto]

No niinhän minä juuri sanoin. Siellä ei siis sanottu että vain hinta kehittyisi tuotantomäärän funktiona vaan myös itse tekniikka.

Tarkemmin ottaen siellä sanottiin että kun määrät ovat suuria, niin tekniikan kehitykseen osallistuu useammat kehittäjät ja sen kehitykseen kannattaa käyttää enemmän rahaa. Jos väitteesi mukaisesti pelkkä volyymin kasvu laskisi hintaa enemmän kuin tekniikan kehittyminen, niin eihän siihen tekniikan kehittämiseen sitten kannattaisi investoida.

Tottakai myös massatuotanto laskee tuotteen hintaa, mutta se on osattu jo vanhastaan ottaa huomioon ennusteissa. Tuossa artikkelissa kerrottiin nimenomaan siitä, että suuri suosio kiihdyttää tekniikan kehittymistä, jonka ansiosta hinta laskee huomattavasti nopeammin, kuin pelkkä massatuotanto selittäisi, ja tätä ei ole aiemmissa ennuisteissa osattu huomioida.

IEA:n malleissa tuollainen virhe on voinut aikaisemmin olla, mutta kyllä heillä nyt näyttää olevan ns. Mooren lain tyyppisiä käyriä, ainakin alla olevissa tapauksissa

Lisäys: Kun noihin käyriin yhdistetään "Mooren laki" tai paremminkin eksponentiaalinen kasvu, niin tuloksena on se että nyt tuo logaritminen x-akseli muuttuukin lineaariseksi aika-akseliksi. Eli esim. voisi olla niin, että jokainen jakoväli vastaa 10:tä vuotta. Tällöin siis esim. kapasiteetti kasvaisi kymmenessä vuodessa 10-kertaiseksi, kahdessakymmenessä vuodessa 100-kertaiseksi ja kolmessakymmenessä vuodessa 1000-kertaiseksi.

Kuitenkaan maailmaan ei mahdu tällaisia laitteita lähes rajattomasti, kuten esim. muistipiirejä, joten se pitää ottaa huomioon ns. S-käyrällä, kuten tuossa viitteen dokumentissa on tehty.

 

[Eronto]

Tein vielä yhden version elektrolyyserin CAPEXin ja sähkönhinnan vaikutuksesta vedyn tuotantohintaan. Tässä CAPEX = 700 €/kW ja sähkönhinta on 30 €/MWh. Käyttöasteita on kuvaan piirretty kaksi eli 35% ja 50% arvot. Lisäksi on otettu huomioon arvio 7:n vuorokauden kalliovarastosta (LRC) ja OPEX-kulut H2ESIN-raportin arvoilla.

Kuvasta nähdään että arvioitu höyty korkeammasta käyttöasteesta tässä tapauksessa on 0.33 €/kg eli n. 10 €/MWh. Paljon suurempi hyöty tulee kuitenkin pienemmästä vaaditusta kalliovarastosta, joka tuottaa n. 25 €/MWh:n alemman tuotantohinnan. Yhteensä noista tulee siten n. 35 €/MWh.

Tuo, eli se että verkosta voidaan ottaa lisäsähköä käyttöasteen parantamiseksi, on merkittävää, sillä Keski-Euroopassa vetyä voidaan varastoida vanhoihin suolakaivoksiin pitkäksi aikaa (esim. 2 kk) paljon halvemmalla kuin Suomessa tai Ruotsissa kalliovarastoihin.

 

[Shajk]

Johdannaishintoja painaa ehkä enemmän tuulivoiman raju rakennustahti. Nyt spot hintojen aluehinta on ollut miinuksella todella usein. Ennen vanhaan oli vähän sellainen ilmiö että vaikka Suomessa tuulivoima tuotti, niin Ruotsissa se tuotti enemmän ja Suomen hinta oli korkeampi. Tämä kääntyi ehkä vähän yllättäen ja futuurimarkkinat herännyt siihen..

 

[Tctic]

Hyvin menee:
Laitostoimittajan turbiinilaitokselle tekemät tarkastukset ovat valmiit. Laitosyksikön käynnistyksen yhteydessä havaittiin kuitenkin venttiilivika, joka korjataan kylmässä sammutetussa tilassa vielä ennen koekäytön jatkamista. Laitosyksikön käynnistyminen siirtyy tämän hetkisen arvion mukaan maaliskuun. Sähköntuotanto jatkuu 3.3.2023. Säännöllinen sähköntuotanto alkaa 4.4.2023.

Lähde:

TVO - OL3-tuotanto koekäytön aikana

www.tvo.fi

 

[renee]

Hyvin menee:
Laitostoimittajan turbiinilaitokselle tekemät tarkastukset ovat valmiit. Laitosyksikön käynnistyksen yhteydessä havaittiin kuitenkin venttiilivika, joka korjataan kylmässä sammutetussa tilassa vielä ennen koekäytön jatkamista. Laitosyksikön käynnistyminen siirtyy tämän hetkisen arvion mukaan maaliskuun. Sähköntuotanto jatkuu 3.3.2023. Säännöllinen sähköntuotanto alkaa 4.4.2023.

Lähde:

TVO - OL3-tuotanto koekäytön aikana

www.tvo.fi

6.2.2023
10.2.2023
14.2.2023
20.2.2023
25.2.2023
3.3.2023



Kuinkakohan pitkä listasta tulisi, jos lähdettäisiin vuodesta 2009 liikkeelle? Tosin silloin ei taidettu lupailla käynnistystä "ihan just".

 

[Grez]

En tiedä, mutta katselin huvikseni Internet-arkistosta mitä siellä luki koekäytön aloittamisesta vuosi sitten (10.2.2022) ja silloin arvioitiin että "Kaupallinen käyttö alkaa 4.7.2022. " Onhan tuossa varmaan parikymmentä kertaa homma viivästynyt vuoden aikana.

 

[oddjobs]

Fortum sai jatkoluvan Loviisalle vuoteen 2050 saakka

 

[Shajk]

Nyt saa taas jännittää saadaanko Ringhals vai OL3 kuntoon ensin!

Huomenna sitten Forsmarkin korjaus ja Oskarshamn ilmoitti että polttoaine vaurioitunut (muttei ainakin vielä tehdä mitään). Ollut aika huono talvi ydinvoimalle..

 

[HTK12]

Vastataan tänne kun alkaa sen verran offtopic puolelle tämä mennä tuossa toisessa keskustelussa.

Alla olevaa tarkempaa dataa en osaa Helenin sovelluksesta katsoa mutta valtaosa kulutuksesta on päivällä. Todennäköisesti tulee vielä niihin pahimpiin piikkeihin. Sen takia en ollut ensimmäisenä pörssisähköä ottamatta. Oma arvio on, että 6kk soppari saattaa tulla vähän kalliimmaksi mutta tuskin paljoa. Eipähän ainakaan pääsee lasku yllättämään, jos jokin maailman mullistus heittäisi pörssit sekaisin (tuskin kuitenkaan).

Kannattaa sieltä fingrid datahubista ladata se oma kulutus ja laittaa se tuonne: Liukurilla lasketaan sähkön hintaa , niin näet mikä se todellinen hinta olisi suhteessa pörssiin. Itse veikkaan aika isoa eroa pörssin ja tuon kiinteän välille 6kk aikana. Toki pienellä kulutuksella toki merkitys on pieni.

 

[Grez]

Toi on muuten vähän typerää että pörssisähkön keskihinta ilmoitetaan jokaisen tunnin painottamattomana keskiarvona. Realistisemman kuvan saisi, jos käytettäisiin sähkön käyttömäärällä (tai pörssissä myydyllä määrällä) painotettua keskiarvoa.

Tosin en tiedä paljonko se painottamaton keskiarvo poikkeaa painotetusta. Toisaalta yöllä on vähemmän kulutusta (kun on usein halvempaa) mutta ehkä kulutus nyt osaa jo vähän ohjautua niihin aikoihin kun tuulee paljon (ja on sen takia halpaa)

Itsellä näyttää tuo sama vuorokausijaukauma että päivällä 78% ja 1.2 - 15.2. välillä ostamani pörssisähkön keskihinta on ollut 8,7snt / kWh (+alv ja marginaali) kun samaan aikaan pörssisähkön painottamaton keskiarvohinta on ollut 8,4snt / kWh.

 

[renee]

Toi on muuten vähän typerää että pörssisähkön keskihinta ilmoitetaan jokaisen tunnin painottamattomana keskiarvona. Realistisemman kuvan saisi, jos käytettäisiin sähkön käyttömäärällä (tai pörssissä myydyllä määrällä) painotettua keskiarvoa.

Tosin en tiedä paljonko se painottamaton keskiarvo poikkeaa painotetusta. Toisaalta yöllä on vähemmän kulutusta (kun on usein halvempaa) mutta ehkä kulutus nyt osaa jo vähän ohjautua niihin aikoihin kun tuulee paljon (ja on sen takia halpaa)

Itsellä näyttää tuo sama vuorokausijaukauma että päivällä 78% ja 1.2 - 15.2. välillä ostamani pörssisähkön keskihinta on ollut 8,7snt / kWh (+alv ja marginaali) kun samaan aikaan pörssisähkön painottamaton keskiarvohinta on ollut 8,4snt / kWh.

Ihan älyttömästi kulutus ei vuorokauden sisällä vaihtele, esim. eilen vuorokauden alin teho oli n. 9 100 MW ja ylin n. 10 900 MW. Toki siinä tulee eroa, mutta toisaalta kaikkein kalleimmat hetket eivät läheskään aina osu kulutuksen maksimipiikkeihin.

About aikavälillä 7-20 kulutus on lähes vaakasuoraa, mutta hinta heiluu miten heiluu.

Mutta totta, tuntihintojen keskiarvo ei anna realistista kuvaa siitä paljonko sähkö oikeasti maksaa, todellisuudessa sähkö on varmasti kalliimpaa kuin tuntihintojen keskiarvo, koska kalliit tunnit yllättäen ovat 7-20 välillä, jolloin kulutus on suurinta.

Toisaalta kotitaloudet voivat säätää todella paljon kulutusta, joten hintaoptimoinnilla voi lyödä pörssin keskihinnan reippaasti. Itse just katoin Fortumin sivuilta, että oma optimoimaton helmikuun keskihinta on nyt 9,27 c/kWh (sis. alv 10% + 0,4 c/kWh marginaali).

 

[ossobucco]

Ihan älyttömästi kulutus ei vuorokauden sisällä vaihtele, esim. eilen vuorokauden alin teho oli n. 9 100 MW ja ylin n. 10 900 MW. Toki siinä tulee eroa, mutta toisaalta kaikkein kalleimmat hetket eivät läheskään aina osu kulutuksen maksimipiikkeihin.

About aikavälillä 7-20 kulutus on lähes vaakasuoraa, mutta hinta heiluu miten heiluu.

Mutta totta, tuntihintojen keskiarvo ei anna realistista kuvaa siitä paljonko sähkö oikeasti maksaa, todellisuudessa sähkö on varmasti kalliimpaa kuin tuntihintojen keskiarvo, koska kalliit tunnit yllättäen ovat 7-20 välillä, jolloin kulutus on suurinta.

Sehän riippuu täysin kunkin kulutusprofiilista. Kuitenkin, jopa Grezin heikosti optimoidulla sähkönkulutuksella ero pörssin keskihintaan on vain 0,3 snt, joka on melko merkityksetön.

 

[renee]

Sehän riippuu täysin kunkin kulutusprofiilista. Kuitenkin, jopa Grezin heikosti optimoidulla sähkönkulutuksella ero pörssin keskihintaan on vain 0,3 snt, joka on melko merkityksetön.

Joo, mulla täysin optimoimaton hinta on myös ihan ok, mitä varmaan selittää myös se, että viikonloppuisin oma kulutus on suurempaa ja silloin hinnat ovat olleet nyt helmikuussa edukkaita.

 

[Eronto]

Uudentyyppisiä elektrolyysereitä ollaan myös kehittämässä.

Australialaisen Hysatan elektrolyyseri on uudentyyppinen ”capillary-fed electrolysis” (CFE), jossa anodin ja katodin välissä on huokoista ainetta (polyether sulfone) oleva levy, joka imee vettä kapillaari-ilmiöön perustuen, ks. kuva alla. CFE’llä saavutetaan tutkimusten mukaan huippuhyvä 95%:n hyötysuhde, eikä sen valmistamiseen tarvita harvinaista iridium-metallia kuten PEM-elektrolyysereissä, missä sitä käytetään katalysaattorina. Iridium on niin harvinaista, että sitä valmistetaan vain n. 7 tonnia vuosittain maailmassa. Siitä voi oikeasti tulla pulaa, kun elektrolyysereitä tarvitsee valmistaa paljon, sillä se riittää arvion mukaan vain 3-7.5 GW vuosittaiseen PEM-elektrolyysereiden tuotantoon (lähde: Hysata), mikä on vain murto-osa (1/10) tarpeesta. Alkali-elektrolyysereiden kestävyydessä taas ilmeisesti on paljon parantamisen varaa alun videon mukaan. Markkinoille Hysatan elektrolyyseri voisi suunnitelmien mukaan parhaimmillaan tulla vuonna 2025. Tämä voisi olla se läpimurto joka tarvitaan.

Perinteisten elektrolyysereidenkin kokonaishyötysuhdetta voidaan parantaa jopa 90%:iin asti hyödyntämällä hukkalämpöä (Alkali- ja PEM-elektrolyysereillä käyttölämpötila on parhaimmillaan
n. 90 C), mutta se vaatii lisää laitteistoa, mikä kasvattaa kustannuksia. Lisäksi sijoituspaikalla täytyy sitten olla hukkalämmön hyväksikäyttäjä, mikä rajoittaa sijoittumista.

Huom: nuo ”kuplat” tai pisarat kuvassa esittävät syntyvää vety- ja happikaasua, mutta noiden pyöreiden kiekkojen ulkopuolella yläosassa ei ole vettä, vain alaosassa on vettä. Kapillaari-ilmiö riittää elektrolyytin (27% KOH) nostamiseen noin 18 cm korkeudelle, jos säiliö on alapuolella.

 

[Eronto]

EU-komissio on asettanut tavoitteeksi että vuonna 2030 EU:ssa valmistettasiin 10 miljoona tonnia vihreää vetyä ja lisäksi yhtä paljon vielä tuotaisiin muualta.

10 miljoonaa tonnia vetyä vastaa energiana n. 330 TWh. Jos se tuotetaan elektrolyysereillä joiden hyötysuhde on 70%, tarvitaan sähköä 330/0.7 TWh = n. 476 TWh.

Jos Suomessa tuotettaisiin 10% tuosta vedystä, tarvittaisiin siihen siis n. 48 TWh, mikä vastaisi tasaisena tehona n. 5.48 GW. Olettamalla tuulivoimaloiden kapasiteettikertoimeksi 35%, tarvittaisiin niitä nimellisteholtaan 5.48/0.35 GW = n. 15.7 GW. Kun tuulivoimaa on tällä hetkellä n. 5 GW, tulisi tarvittavaksi yhteismääräksi siis n. 21 GW vuonna 2030, mikä suurinpiirtein vastaa ennustettua määrää tuulivoimaa.

Jos elektrolyysereiden keskimääräinen CAPEX on 600 €/kW, tulee tästä investoinniksi 15.7*600 M€ =
€9.4 mrd. Jos elektrolyysereiden käyttöaste voidaan nostaa 50%:iin, niin investoinniksi tulee
5.48/0.5*600 M€ = 10.96*600 M€ = €6.6 mrd eli lähes 3:n miljardin säästö. Tämä voi periaatteessa olla mahdollista vuoteen 2030 asti, koska ajallinen korrelaatiovaatimus uusiutuvan sähkön tuotannolle ja sen käytölle on 1 kk.

Vuodesta 2030 alkaen korrelaatiovaatimus on 1 h, jolloin käytännössä ainostaan vesivoimaa voidaan käyttää tunneittain käyttöasteen nostamiseen ja jos sitä ei riitä tai vesivoimalat eivät halua tehdä PPA-sopimuksia siitä, niin sitten voidaan joutua varastoimaan vetyä isoissa ja kalliissa kalliovarastoissa niissä tapauksissa, joissa katkeamaton vedyn saanti on välttämätöntä, kuten esim. raudan pelkistys tai polttoaineiden valmistus (missä ei olisi?).

Toisaalta tuulivoimaloiden koon kasvun myötä myös niiden kapasiteettikerroin nousee, mikä vähentää varastoinnin tarvetta, mutta vanhemmat voimalat, joilla on pienempi kapasiteettikerroin voivat sitten joutua epäedulliseen asemaan ja kärsimään (mutta sähköä voi myydä muuhunkin tarkoitukseen). Mahdollisesti asiaan vaikuttavat vielä myöhemmin valmistuvat EU-tasoiset ”vähähiilisen (low carbon) vedyn” –kriteerit, jotka HS-artikkelin mukaan julkaistaan vuonna 2024.

 

[Eronto]

Erään vuoden 2021 ennusteen (McKinsey) mukaan Euroopassa tarvitaan v. 2050 vetyä n. 1500 TWh. Jos se tehdään elektrolyysereillä joiden hyötysuhde on 75%, niin sähköä siihen tarvitaan n. 2000 TWh. Vertailun vuoksi nykyinen sähköntuotanto on n. 3000 TWh.

Toisaalta, jos käytetään EU-komission tavoitteena olevaa 10 miljoonan tonnin vetytuotantoa v.2030, saatiin siitä arvioiduksi vaadituksi sähköntuotannoksi n. 476 TWh.

Näiden avulla sovitin ns. S-käyrän tähän, joka näkyy allaolevassa kuvassa vihreällä värillä. Samassa kuvassa on myös S-käyrän kymmenkertainen derivaatta (jotta sen muoto näkyisi paremmin), josta näkyy että maksimilisäys tapahtuisi jo vuonna 2034, jonka jälkeen lisäysmäärä/vuosi pienenee. Tämä voisi kuvata Janne M. Korhosen mainitsemaa humausta.

 

[Eronto]

Kuinka paljon säätövoimaa voitaisiin tarvita Suomessa vuonna 2050?

Arvioin tätä Ranskan RTE-operaattorin (vastaa Fingridiä) vuoden 2021 tutkimusraportin perusteella, olettaen että sähköntarve kasvaa Suomessa samaan tapaan kuin Ranskassa (baseline 35%-44%:n kasvu). Ranskan sähkönkulutus on nykyään n. 450 TWh ja kun oletetaan Suomen sähkönkulutukseksi n. 90 TWh (87 TWh v. 2021), on Suomen kulutus noin viidesosa Ranskan kulutuksesta. Tämän perusteella voidaan skaalata RTE-operaattorin tutkimuksen lukuja jakamalla ne 5:llä, ks. alla olevat kuvat.

Kuvasta havaitaan että ”low-carbon hydrogen” tarve 50 TWh/5 = 10 TWh on pieni Suomen suunnitelmiin verrattuna. Tästä voidaan päätellä että säätövoiman tarve voisi olla suurempi Suomessa tältä osin, mutta oletetaan se jatkossa kuitenkin samanlaiseksi (kun ei ole muita lukuja käytettäväksi). Samoin 35%:n kasvu on pieni. Vesivoimaa on Ranskassa kuitenkin merkittävästi eli n. 60 TWh.

Suomeen skaalattu säätövoiman tarve vuonna 2050 on esitetty seuraavassa kuvassa.

Kuvan merkinnät tarkoittavat seuraava:

• N03 sisältää 50% ydinvoimaa v. 2050
• N2 sisältää 36% ydinvoimaa v. 2050
• N1 sisältää 26% ydinvoimaa v. 2050, mutta uusiutuvat ylittävät 80% v. 2060
• M23 sisältää 87% uusiutuvia v. 2050 painottuen maa- ja merituulivoimaan
• M1 sisältää 87% uusiutuvia v. 2050 painottuen aurinkovoimaan
• M0 sisältää 100% uusiutuvia v. 2050

RTE:n raportin Ranskan tuloksia skaalaamalla (New capacity needs) saadaan säätövoiman tarpeeksi
5.6 GW – 13.6 GW, ylläolevan kuvan mukaisesti eri konfiguraatioissa (tuotantomikseissä). Ydinvoimaa eniten sisältävä N03 vaatisi vähiten uutta säätövoimaa vuonna 2050 tämän mukaan. Suomen tapauksessa siihen pääseminen on kuitenkin epätodennäköistä, koska sähköntarve kasvaa todennäköisesti niin nopeasti ettei ydinvoimaa ole samaan aikaan saatavilla (ks. edelliset viestit), eivätkä energy-only –markkinat mahdollista kannattavaa ydinvoimaan investointia.

LISÄYS 21.2

Tarkemmat arvot säätövoiman tarpeelle eri konfiguraatiossa, kun sähköntuotanto on 130 TWh:

- N03 = 5.6 GW
- N2 = 6.9 GW
- N1 = 8.5 GW
- M23 = 10.0 GW
- M1 = 11.0 GW
- M0 = 13.6 GW

Kuinka vaadittu uusi säätövoima sitten voidaan tuottaa? Jos se halutaan tuottaa ilman hiilidioksidipäästöjä, niin silloin vaihtoehtona on vain uudet lämpöön perustuvat voimalaitokset (thermal power plants), jotka käyttävät polttoaineenaan vähähiilistä/vihreää vetyä. Näitä ovat kaasuturbiinilaitokset (OCGT ja CCGT) ja moottorivoimalat. Suomen energia-only –markkinat eivät kuitenkaan tällä hetkellä oikein mahdollista näihinkään investointia, joten "jotain tarttis tehdä".

Alla ote RTE-raportista:

”Building new thermal power plants fuelled by decarbonised gas is necessary in scenarios without a proactive nuclear revival”

”Extensive development of renewable energy sources like wind and solar power cannot be envisaged without having dispatchable resources available as well. In particular, the system must be able to operate by releasing energy if there is no wind for several weeks in a row, which cannot be guaranteed by batteries or smart demand management. Hydropower reserves will not suffice to meet this need, and there is no other way to cover it than with nuclear plants or thermal power plants fuelled by decarbonised gas.

Building new decarbonised thermal power plants is a technical necessity in these scenarios. In France, the smaller the nuclear fleet becomes, the greater the need will be. It becomes massive in the 100% renewables scenarios or if the nuclear revival is weak: about 30 GW, which would be more thermal power plants than France has had since the 1970s (it currently has 16 fossil gas-powered plants). On the other hand, it may be avoided in robust nuclear revival scenarios if interconnections with the European power system are significant and fluid.

Note that these plants will operate infrequently: they will serve as backup capacity in case other types of generation are unavailable.”

 

[JaniKari]

Kuinka paljon säätövoimaa voitaisiin tarvita Suomessa vuonna 2050?

Arvioin tätä Ranskan RTE-operaattorin (vastaa Fingridiä) vuoden 2021 tutkimusraportin perusteella, olettaen että sähköntarve kasvaa Suomessa samaan tapaan kuin Ranskassa (baseline 35%-44%:n kasvu). Ranskan sähkönkulutus on nykyään n. 450 TWh ja kun oletetaan Suomen sähkönkulutukseksi n. 90 TWh (87 TWh v. 2021), on Suomen kulutus noin viidesosa Ranskan kulutuksesta. Tämän perusteella voidaan skaalata RTE-operaattorin tutkimuksen lukuja jakamalla ne 5:llä, ks. alla olevat kuvat.



Kuvasta havaitaan että ”low-carbon hydrogen” tarve 50 TWh/5 = 10 TWh on pieni Suomen suunnitelmiin verrattuna. Tästä voidaan päätellä että säätövoiman tarve voisi olla suurempi Suomessa tältä osin, mutta oletetaan se jatkossa kuitenkin samanlaiseksi (kun ei ole muita lukuja käytettäväksi). Samoin 35%:n kasvu on pieni. Vesivoimaa on Ranskassa kuitenkin merkittävästi eli n. 60 TWh.

Suomeen skaalattu säätövoiman tarve vuonna 2050 on esitetty seuraavassa kuvassa.



Kuvan merkinnät tarkoittavat seuraava:

• N03 sisältää 50% ydinvoimaa v. 2050
• N2 sisältää 36% ydinvoimaa v. 2050
• N1 sisältää 26% ydinvoimaa v. 2050, mutta uusiutuvat ylittävät 80% v. 2060
• M23 sisältää 87% uusiutuvia v. 2050 painottuen maa- ja merituulivoimaan
• M1 sisältää 87% uusiutuvia v. 2050 painottuen aurinkovoimaan
• M0 sisältää 100% uusiutuvia v. 2050

RTE:n raportin Ranskan tuloksia skaalaamalla (New capacity needs) saadaan säätövoiman tarpeeksi
5.6 GW – 13.6 GW, ylläolevan kuvan mukaisesti eri konfiguraatioissa (tuotantomikseissä). Ydinvoimaa eniten sisältävä N03 vaatisi vähiten uutta säätövoimaa vuonna 2050 tämän mukaan. Suomen tapauksessa siihen pääseminen on kuitenkin epätodennäköistä, koska sähköntarve kasvaa todennäköisesti niin nopeasti ettei ydinvoimaa ole samaan aikaan saatavilla (ks. edelliset viestit), eivätkä energy-only –markkinat mahdollista kannattavaa ydinvoimaan investointia.

Kuinka vaadittu uusi säätövoima sitten voidaan tuottaa? Jos se halutaan tuottaa ilman hiilidioksidipäästöjä, niin silloin vaihtoehtona on vain uudet lämpöön perustuvat voimalaitokset (thermal power plants), jotka käyttävät polttoaineenaan vähähiilistä/vihreää vetyä. Näitä ovat kaasuturbiinilaitokset (OCGT ja CCGT) ja moottorivoimalat. Suomen energia-only –markkinat eivät kuitenkaan tällä hetkellä oikein mahdollista näihinkään investointia, joten "jotain tarttis tehdä".

Alla ote RTE-raportista:

”Building new thermal power plants fuelled by decarbonised gas is necessary in scenarios without a proactive nuclear revival”

”Extensive development of renewable energy sources like wind and solar power cannot be envisaged without having dispatchable resources available as well. In particular, the system must be able to operate by releasing energy if there is no wind for several weeks in a row, which cannot be guaranteed by batteries or smart demand management. Hydropower reserves will not suffice to meet this need, and there is no other way to cover it than with nuclear plants or thermal power plants fuelled by decarbonised gas.

Building new decarbonised thermal power plants is a technical necessity in these scenarios. In France, the smaller the nuclear fleet becomes, the greater the need will be. It becomes massive in the 100% renewables scenarios or if the nuclear revival is weak: about 30 GW, which would be more thermal power plants than France has had since the 1970s (it currently has 16 fossil gas-powered plants). On the other hand, it may be avoided in robust nuclear revival scenarios if interconnections with the European power system are significant and fluid.

Note that these plants will operate infrequently: they will serve as backup capacity in case other types of generation are unavailable.”

Ihan en ymmärrä miksi säätövoiman tarve kasvaisi huomattavasti jos vetyyä tehdään suurissa määrin? Kai tarkoitus on keskeyttää vedyntuotanto jos sähkö uhkaa loppua (=kallista). Mitä olen tajunnut väärin?

 

[Eronto]

Ihan en ymmärrä miksi säätövoiman tarve kasvaisi huomattavasti jos vetyyä tehdään suurissa määrin? Kai tarkoitus on keskeyttää vedyntuotanto jos sähkö uhkaa loppua (=kallista). Mitä olen tajunnut väärin?

Kyse on siitä että jos elektrolyysereiden käyttöaste jää alhaiseksi, niin niitä tarvitaan paljon enemmän, ks. edelliset viestit. 2030-luvulla kun vaaditaan 1 h:n ajallista korrelaatiota, niin jos vesivoimaa käytetään elektrolyysereiden käyttöasteen nostamiseen, niin säätövoimaa jää muuhun käyttöön vähemmän. Se käykö sitten näin, on hyvä kysymys.

 

[Eronto]

Innostuin näistä tuulivoiman S-kasvukäyristä sen verran että tein vielä yhden koskien vihreän vedyn valmistusmahdollisuuksia Suomessa, mutta nyt nimellistehona eli GW, ks. alla

Tämä on tehty siltä pohjalta että Suomessa tuotettaisiin 10% EU:n vihreästä vedystä vuoteen 2050 asti. Sininen käyrä on edelleen kymmenkertainen S-käyrän derivaatta, eli siitä näkee vuosittaisen lisäyksen jakamalla arvon 10:llä. Vuonna 2034 lisäystä olisi siis n. 5 GW. Vuonna 2050 nimelliskapasiteettia vedyntuotantoon olisi n. 65 GW.

Onko veikkauksia siitä onko tämä liikaa vai liian vähän tai liian nopeaa vai hidasta?

Seuraavia tietoja on näkynyt: Yhteensä kyselyitä Fingridille on tullut 163 GW ja julkistettuja tuulivoimahankkeita on noin 44 GW:n edestä.