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

[chrisekh]

Hiiltä poltetaan kaukolämmön tuotannossa enää äärimmäisen vähän. Suurin osa poltettavasta on biomassaa tai jätteitä.

Voi olla tyhma kysymys mutta etta Kaukolammossa poltetaan enaan vahan ja suorassa sahkossa kuten Meri-pori ei enaa ollenkaan muuta kuin poikkustapauksissa?

 

[MOS6510]

SUomenojalla on myös maakaasua polttava yksikko, se ilmeisesti jatkaa?

Maakaasua polttava yksikkö jatkaa.

 

[vemkki]

Aika rauhalliseen tahtiin käynnistyvät kyllä vetyprojektit. Hesarissa oli maksumuurin takana juttu Harjavallan vetyprojektista.

Energia | Suomeen ilmestyi tehdas, joka voi olla vallankumouksellinen – näin syntyy puhdasta vetyä

Harjavaltaan avautuu vetytehdas, joka voi jäädä teollisen Suomen historiaan. HS oli paikalla, kun laitos valmistautui tuottamaan ensimmäisiä eriä puhdasta vetyä. Vihreästä vedystä odotetaan maailmalla paljon, ja Suomella voi olla siinä iso rooli.

www.hs.fi

Jutussa ei puhuttu tehoista mitään, mutta mainittiin neljä elektrolyyseriä. Vanhemmasta jutusta selvisi, että yhteisteho on 20 megawattia.

Ensimmäiset elektrolyysilaitteet saapuivat P2X Solutionsin Harjavallan vetylaitokseen – Kemiamedia

Saksalaisen Sunfire-yhtiön toimittamissa elektrolyysereissä vesimolekyyli hajotetaan vedyksi ja hapeksi uusiutuvan sähkön avulla. ”Elektrolyysissä tarvittava laitteisto on vedyntuotannon kannalta laitoksen kriittisintä teknologiaa, jonka saapuminen Harjavaltaan on merkittävä askel kohti vihreän...

www.kemiamedia.fi

P2X Solutionsilla on kuulemma tavoitteena 1 GW:n vedyntuotantokapasiteetti vuoteen 2031 mennessä. Suuri lukema, mutta saa nähdä, että toteutuuko tuohon mennessä, ja aika monta vuotta tuohon kyllä vielä on.

 

[eurokeitai]

1000 MW elektrolyysilaitos maksaa luokkaa miljardin. Tällaista on tarkoitettu ajettavaksi 90% käyttökertoimella. Jos sitä kuitenkin ajetaan tuulivoiman käyttökertoimella (n. 30%), maksaa saman määrän vetyä vuodessa tuottava laitos efektiivisesti kolme miljardia.

Teknisesti vetylaitosta voi hyvinkin säätää, mutta käyttökertoimen lasku tekee siitä kannattamattoman.

Kun katsoo suunniteltujen vetylaitosten ympäristölupia, on kaikissa suunniteltu vuosittainen ajoaika 6500-8300 tuntia. Mitä suurempi (ja kalliimpi) laitos, sitä tärkeämpää on pitää vuosittainen ajoaika suurena. Lisäksi muistetaan, että nämä alkuvaiheessa suunnitellut (pienet) elektrolyyserilaitokset on kaikki rakennettu / rakennetaan suurelta osin yhteiskunnan tuella.

Sinänsä turha hirttäytyä tuulivoimaan käyttökertoimeen, kun suomessa on halpaa sähköä muulloinkin. Näin alkuvaiheessa riittäisi, jos elektrolyysilaitteet kytketään pois pahimpien hintapiikkien aikaan. Siihen tuo 6500h ajoaika riittäisi ihan hyvin (tuskin noiden vuosihuollot kovin pitkään kestää).

Pikaisesti laskettuna tämän vuoden tilastoilla jos jättää käyttämättä kalleimmat 20% vuoden tunneista (ajoaika 7000h), 2024 vuoden sähkön keskihinta laskee 46.3€/MWh -> 23.7€/MWh(!). Tässä laskennassa ei ole tietenkään huomioitu paljonko elektrolyyslaitoksen omat ostotarjoukset noistaisivat tuntihintoja. Näillä ensimmäisillä kymmenien megawattien elektrolyyslaitoksilla kannattaa selkeästä ajaa lähes koko vuosi läpi.

Mutta jos puhutaan gigawattien hankkeista ja/tai yli 8000h ajoajasta, niin sitten vaikutus sähköverkkoon rupeaa olemaan negatiivinen. Saa nähdä tuleeko elektrolyyslaitteiden hinta sarjatuotannon myötä niin alas, että elektrolyysiä kannattaa ajaa isossa mittakaavassa synkronissa uusiutuvien tuotannon kanssa. Vaikka sen tuulivoiman päälle laskee aurinkovoiman, jää käyttökerroin edelleen 50% luokkaan...

 

[Derzu]

1000 MW elektrolyysilaitos maksaa luokkaa miljardin. Tällaista on tarkoitettu ajettavaksi 90% käyttökertoimella. Jos sitä kuitenkin ajetaan tuulivoiman käyttökertoimella (n. 30%), maksaa saman määrän vetyä vuodessa tuottava laitos efektiivisesti kolme miljardia.

Teknisesti vetylaitosta voi hyvinkin säätää, mutta käyttökertoimen lasku tekee siitä kannattamattoman.

Kun katsoo suunniteltujen vetylaitosten ympäristölupia, on kaikissa suunniteltu vuosittainen ajoaika 6500-8300 tuntia. Mitä suurempi (ja kalliimpi) laitos, sitä tärkeämpää on pitää vuosittainen ajoaika suurena. Lisäksi muistetaan, että nämä alkuvaiheessa suunnitellut (pienet) elektrolyyserilaitokset on kaikki rakennettu / rakennetaan suurelta osin yhteiskunnan tuella.

Kuka on tuulivoiman käyttökertoimista puhunut? Nyt oli kyllä paras oppikirjaesimerkki olkiukosta, jota olen aikoihin nähnyt. Kerrot itse että jossakin vireillä olevassa laitoksessa käyttöaika on 6500 h (74%) - se jo haiskahtaa siltä että pyritään välttämään sähkön hintapiikit, mihin tuo käyttöaste riittääkin hyvin.

Yhtäältä puhut 1000 MW laitoksesta ja sitten otat oletuksiesi tueksi 20 MW laitoksen suunnitelman? Fingrid tuskin tulee antamaan edes verkkoon liittymislupaa 1 GW (siis OL3 kokoluokan tehoiselle) laitokselle ilman kysyntäjoustoon perustuvaa käyttösuunnitelmaa.

Laitoksen absoluuttinen hinta, oli se sitten miljardi tai miljoona, ei kerro yhtään mitään. Ainoa mikä merkitsee on kiinteiden kustannusten suhde muuttuviin kustannuksiin. Ensimmäisen prototyyppilaitoksen kiinteät investointikustannukset ovat suhteessa muuttuviin kustannuksiin todella korkeat, joten ei ihme että Harjavallassa (= tuo 8300 h) ajetaan maksimaalinen osa ajasta.

Siksi toisekseen jonkun Harjavallan laitoksen teho on kymmeniä megawatteja, joten eipä sillä myöskään ole mitään käytännön merkitystä Suomen sähkötasapainon kannalta.

Taisi mennä ohi kun edellä puhuttiin siitä, miten ratkaiseva ero on ensimmäisten prototyyppilaitosten ja skaalautuvan suurtuotannon välillä. Näistä ensimmäiseen takertuminen ei edelleenkään todennäköisesti kerro kovin tarkasti jälkimmäisestä. Ei katiskanpidon perusteella ennusteta, kuinka kannattavaa on laittaa rysä vesistöön.

 

[MOS6510]

Kuka on tuulivoiman käyttökertoimista puhunut? Nyt oli kyllä paras oppikirjaesimerkki olkiukosta, jota olen aikoihin nähnyt. Kerrot itse että jossakin vireillä olevassa laitoksessa käyttöaika on 6500 h (74%) - se jo haiskahtaa siltä että pyritään välttämään sähkön hintapiikit, mihin tuo käyttöaste riittääkin hyvin.

Yhtäältä puhut 1000 MW laitoksesta ja sitten otat oletuksiesi tueksi 20 MW laitoksen suunnitelman? Fingrid tuskin tulee antamaan edes verkkoon liittymislupaa 1 GW (siis OL3 kokoluokan tehoiselle) laitokselle ilman kysyntäjoustoon perustuvaa käyttösuunnitelmaa.

Laitoksen absoluuttinen hinta, oli se sitten miljardi tai miljoona, ei kerro yhtään mitään. Ainoa mikä merkitsee on kiinteiden kustannusten suhde muuttuviin kustannuksiin. Ensimmäisen prototyyppilaitoksen kiinteät investointikustannukset ovat suhteessa muuttuviin kustannuksiin todella korkeat, joten ei ihme että Harjavallassa (= tuo 8300 h) ajetaan maksimaalinen osa ajasta.

20 MW elektrolyysilaitos on sinulta olkiukko - se on vain ensimmäisiä esimerkkejä siitä mitä on tulossa. Kaikissa elektrolyyserilaitosten ympäristöluvissa on sama kuvio: Esimerkiksi jokaisessa P2X:n laitoksessa (suunnittelevat yli 600 MW kokonaistehoa) on yli 8000 tunnin käyttöaikaolettama. Ja P2X:n lisäksi on Ren-Gas (suunnittelevat noin 400 MW kokonaistehoa), jonka laitoksia suunnitellaan 8300 tunnin käyttöajalla (joskin tämä 8300 tuntia ei ole täyttä tehoa koko tämä aika).

Mikäli meillä olisi 1000 MW kiinteää elektrolyyserikuormaa puhumattakaan alumiinitehtaasta tai Wittusen terästehtaasta (yhteensä yli 2000 MW) sekä > 500 MW uusia konesaleja (joiden käyttökerroin on 100%), olisivat ne "halvat" tunnit muisto vain. "Halpa" muuttuu merkittävältä osin pulaksi - puhumattakaan niistä jo nyt haastavista tunneista, joita ei terästehdasta ole suunniteltu väistämään.

Se perusongelma näissä kaikissa mainituissa investoinneissa on se, ettei meillä ole ylimääräistä sähköä näiden käyttöön muutoin kuin hyvällä tuulella - ei ole, eikä ole näköpiirissä.

Sitten vielä yksi huomio: Esimerkiksi Ren-Gasin ilmoittamat tehot ovat metaanituotannon antotehoja. Esimerkiksi Ren-Gas Keravan metaanin tuotantoteho on 20 MW, mutta laitoksen sähköteho (max) on 64 MW. Laskettuna laitoksen arvioidusta vuosikulutuksesta (430 GWh) ja 64 MW:n maksimisähkötehosta, on vuosikäyttökerroin 76,7% / 6718 tuntia. Noissa kaikissa Ren-Gasin investoinneissa on sama juttu: laitoksen sähköteho on noin 3x ilmoitettuun metaanituotannon "tehoon" nähden. Eli Ren-Gasin 400 MW "portfolio" onkin kantaverkosta otettavan sähkötehon näkökulmasta käytännössä luokkaa 1200 MW.

Esimerkkejä vetyhankkeista sekä niiden kokonaiskäyttöaikaolettama. Täyden sähkötehon mukana laskettu kokonaiskäyttöaika on alhaisempi.

P2X Joensuu: 8000 tuntia. https://www.ymparisto.fi/sites/default/files/documents/YVA-ohjelma_Joensuun_vihrean vedyn_ja_synteettisten_polttoaineiden_tuotantolaitos_P2X_17.2.2023.pdf

Ren-Gas Kotka: 8300 tuntia. https://www.ymparisto.fi/sites/default/files/documents/Nordic Ren-Gas_YVA-selostus_Kotka 28 03 2024.pdf

Ren-Gas Lahti: 8300 tuntia. https://www.ymparisto.fi/sites/defa...nGas_YVO_LAHTI_24112022_FINAL_V2_suojattu.pdf

Ren-Gas Kerava: 8300 tuntia. https://www.ymparisto.fi/sites/default/files/documents/Nordic Ren-Gas_YVA-ohjelma Kerava 24 11 2023_0.pdf

Ren-Gas Tampere: 8300 tuntia. https://www.ymparisto.fi/sites/default/files/documents/Ren-Gas_YVA-selostus_TAMPERE_suojattu.pdf

Ren-Gasin elektrolyyserit on kaikki speksattu 8300:n tunnin käyttöajalle. Käytännön käyttöaika on vähemmän.

Flexens kokkolan osalta ei ole ilmoitettu kokonaiskäyttöaikaa, annetuista luvuista voi laskea oletetun käyttökertoimen:

Flexens Kokkola: 6677 tuntia / 350 MW: https://www.ymparisto.fi/sites/default/files/documents/YVA-ohjelma_Flexens_final_päivitetty_16082023 (1).pdf

 

[B12]

Käykös tuossa nyt käytännössä niin, että oikein mikään vihreän sähkön 24/7/365 laitos ei voi saada Fingridiltä liittymälupaa, koska meillä ei sähkö riitä tyynellä kelillä?

 

[Vertigo]

Onkos muuten noista elektrolyysereistä ollut sen tarkempaa dataa jossakin että onko sellaisia mahdollista tai järkevää ajaa vajaalla teholla, vai onko kyseessä on/off prosessi?

Ihan siis vaan tuosta ajattelin että toimiiko tuo ikään kuin käänteisesti samaan tapaan kuin ydinvoima; Prosessia ei ole järkeä kokonaan pysäyttää kun sähkön hinta on epäedullinen, mutta alassäätöä voidaan tehdä. Ajatuksena että elektrolyyserit pysyy käynnissä koko ajan, mutta kalleimpien tuntien aikana tehoa voisi säätää alemmaksi...

 

[B12]

Onkos muuten noista elektrolyysereistä ollut sen tarkempaa dataa jossakin että onko sellaisia mahdollista tai järkevää ajaa vajaalla teholla, vai onko kyseessä on/off prosessi?

Ihan siis vaan tuosta ajattelin että toimiiko tuo ikään kuin käänteisesti samaan tapaan kuin ydinvoima; Prosessia ei ole järkeä kokonaan pysäyttää kun sähkön hinta on epäedullinen, mutta alassäätöä voidaan tehdä. Ajatuksena että elektrolyyserit pysyy käynnissä koko ajan, mutta kalleimpien tuntien aikana tehoa voisi säätää alemmaksi...

En ole asiaintuntija, mutta elektrolyysiä pystyy säätämään ihan virran suuruudella. Noista teollisuusmittakaavan laitoksista ei ole tietoa, mutta ainakin kannattavuus tippuu ja miten lie kompressorit ja muut oheisjärjestelmät sitten taipuvat tehon säätöön.

 

[Shajk]

Käykös tuossa nyt käytännössä niin, että oikein mikään vihreän sähkön 24/7/365 laitos ei voi saada Fingridiltä liittymälupaa, koska meillä ei sähkö riitä tyynellä kelillä?

Uskoisin että Fingridille kantaverkon kapasiteetti on tärkeämpi. En usko että Fingrid välittää siitä löytyykö tuotantoa vai ei, ne luottaa siihen että hinta mekanismit laittavat tuotannon ja kulutuksen automaattisesti tasapainoon.

 

[rock]

Onkos muuten noista elektrolyysereistä ollut sen tarkempaa dataa jossakin että onko sellaisia mahdollista tai järkevää ajaa vajaalla teholla, vai onko kyseessä on/off prosessi?

Ihan siis vaan tuosta ajattelin että toimiiko tuo ikään kuin käänteisesti samaan tapaan kuin ydinvoima; Prosessia ei ole järkeä kokonaan pysäyttää kun sähkön hinta on epäedullinen, mutta alassäätöä voidaan tehdä. Ajatuksena että elektrolyyserit pysyy käynnissä koko ajan, mutta kalleimpien tuntien aikana tehoa voisi säätää alemmaksi...

Elektrolyysereitä on useampaa eri tyyppiä. Niistä tehokkain on samalla myös käyttöprofiililtaan jäykin ja käsittääkseni ainakin nuo tällä hetkellä YVA menettelyssä olevat hankkeet kaikki käyttävät tätä elektrolyyserityyppiä. Sen on tarkoitus nimenomaan ajaa tasaisella teholla pitkiä aikoja. On myös elektrolyysereitä jotka tukevat joustavampaa tuotantoa, mutta ne ovat vielä enemmän kehitysvaiheessa ja niiden kiinteät kustannukset ovat ainakin vielä kalliimpia.

En pidä noita P2X prosesseja vielä mitenkään kannattavina enkä varsinkaan jos niitä tulee kerralla liian paljon markkinalle koska ne jos mitkä vaativat kovaa hintavarianssia. Pelkkä vedyn tuotanto + jalostaminen vaikka ammoniakiksi voi olla kannattavaa varsinkin jos sähkön hankinta saadaan suojattua järkevälle hintatasolle. Jos sähkönhankinta on suojattu niin ei sen vedyn tuottajan siinä tapauksessa tarvitse välittää mitä oma sähkönkäyttönsä aiheuttaa markkinahinnalle. Sähkön riittävyyden kohdalla FG sitten saattaakin sanoa soo-soo.

Ongelma näissä kaikissa hankkeissa on että ne ovat yksittäin varsin maltillisen kokoisia, mutta yhdessä toteutuessaan varmasti kurjistavat markkinan tilannetta ainakin Pertti Pörssisähkön käyttäjän näkökulmasta. 0 tunnit vähenevät elleivät kokonaan poistu ja vastaavasti huiput tulevat olemaan korkeampia. Toisaalta sama tilanne avaa mahdollisuuksia sijoittaa uuteen tuotantoon, varsinkin tuulivoimaan.

 

[MOS6510]

Toisaalta sama tilanne avaa mahdollisuuksia sijoittaa uuteen tuotantoon, varsinkin tuulivoimaan.

Tästä olen eri mieltä. Kaikissa näissä teollisissa investoinnessa olennaista on sähkön tasainen saanti ja tässä nimenomaan tuulivoima ei auta lainkaan.