AURINKOSÄHKÖN TALOUDELLINEN KANNATTAVUUS
AURINKOSÄHKÖN TALOUDELLINEN KANNATTAVUUS ERIKOISKOHTEESSA Solar power profitability at a specific case Jyri Tiuraniemi Kandidaatintyö LUT Energia Sähkötekniikka 5.8.2015 TIIVISTELMÄ Lappeenrannan teknillinen yliopisto Teknillinen tiedekunta LUT Energia, sähkötekniikka Jyri Tiuraniemi Aurinkosähkön taloudellinen kannattavuus erikoiskohteessa 2015 Kandidaatintyö. 27 s. Tarkastaja: Tutkijatohtori Jukka Lassila Aurinkosähköjärjestelmät ovat yleistyneet viime vuosien aikana niin kotitalouksissa kuin julkisissa rakennuksissakin aurinkopaneeleiden suopean hintakehityksen myötä. Tässä kandidaatintyössä tarkastellaan aurinkosähköjärjestelmän kannattavuutta erikoiskohteessa Lapissa Tervolan kunnan alueella sijaitsevalla huoltoasemalla. Työssä aurinkosähköntuotannon ajoittumista kulutuksen suhteen lähdetään selvittämään vertailemalla simuloinnin avulla saatuja tuotantoennusteita huoltoaseman sähkönkulutusprofiiliin. Sähkönkulutusprofiilin tiedot perustuvat etäluettavan mittarin tuntikulutus mittauksiin. Investoinnin kannattavuutta tarkastellaan takaisinmaksuajan mukaan simuloinnista saatujen tuotantoennusteiden ja muiden takaisinmaksuaikaan vaikuttavien parametrien avulla. Lopuksi takaisinmaksuaikaa tarkastellaan vielä herkkyysanalyysien avulla. ABSTRACT Lappeenranta University of Technology LUT School of Technology LUT Institute of Energy Technology, Electrical Engineering Jyri Tiuraniemi Solar power profitability at a specific case 2015 Bachelor’s Thesis. 27 p. Examiner: DSc Jukka Lassila Photovoltaic systems have become more and more common in recent years both in household and in public buildings by favorable price development of solar panels. In this Bachelor’s Thesis the profitability of the solar power system is examined in specific cases by using a gas station located in Tervola Lapland as an example. The timing of the simulated solar power systems production is compared to the consumption profile of the gas station. Electricity consumption profile is based on hourly data of wireless smart meter. The profitability of the investment is evaluated by discounted payback period using simulated estimates of production values on calculations. Payback period is evaluated by sensitivity analyzes. SISÄLLYSLUETTELO Käytetyt merkinnät ja lyhenteet 1. 2. Johdanto ......................................................................................................................... 5 Aurinkosähköjärjestelmä ............................................................................................... 5 2.1 Aurinkopaneelien valmistusmateriaaleja ............................................................... 6 2.2 Lupa-asiat .............................................................................................................. 7 3. Auringon säteily ............................................................................................................ 7 3.1 Paneelin sijainnin ja suuntauksen merkitys energian tuotantoon .......................... 8 4. Huoltoaseman sähkön kulutus ....................................................................................... 9 5. Energiatuki .................................................................................................................. 11 6. Optimaalinen järjestelmäkoko ja kannattavuus ........................................................... 12 6.1 Sähköverovelvollisuus ......................................................................................... 12 6.2 Järjestelmien hinnat ............................................................................................. 13 6.3 Tuotannon simuloinnin lähtöarvot ...................................................................... 13 6.4 Tuotannon simulointi........................................................................................... 16 6.5 Kannattavuustarkastelu ........................................................................................ 19 7. Herkkyysanalyysi ........................................................................................................ 20 8. Yhteenveto ja johtopäätökset....................................................................................... 24 Lähteet ................................................................................................................................. 25 Liitteet LIITE I LIITE II LIITE III LIITE IV Kohteen sähkönkulutuksen tarkastelua Kohteen sähkönkulutuksen tarkastelua Sähkönkulutuksen ja -tuotannon ajoituksen tarkastelua Sähkönkulutuksen ja -tuotannon ajoituksen tarkastelua KÄYTETYT MERKINNÄT JA LYHENTEET H i PV S TEM hankintahinta laskentakorko photovoltaic, aurinkosähkö vuotuinen säästö työ- ja elinkeinoministeriö 5 1. JOHDANTO Sähkön korkea hinta ja toisaalta sähkön pientuotantolaitteistojen hintojen suopea kehitys viimevuosien aikana on herättänyt paljon mielenkiintoa sähkön pientuotantoa kohtaan. Tässä työssä keskitytään pientuotantomuodoista aurinkosähköön ja aurinkosähköjärjestelmä investoinnin kannattavuustarkasteluun huoltoasemarakennuksella Tervolassa. Huoltoasema otettiin tämän työn selvityskohteeksi, koska se on kiinteistö, jossa myös kesällä on korkea sähkönkulutus auringonpaisteen aikaan. Kulutuksen ajoittuminen auringonpaisteelle on positiivinen tekijä investoinnin kannattavuuden näkökulmasta. Työssä kuvataan aurinkopaneelijärjestelmän rakenne, arvioidaan aurinkosähkön tuotantopotentiaali kohdeasemalla ja esitellään talouslaskelmia investoinnin kannattavuudesta. Tarkasteltavana on myös, miten kohdeaseman pohjoinen sijainti Lapissa Tervolan kunnassa vaikuttaa tuotantopotentiaaliin ja tätä kautta investoinnin kannattavuuteen. Tervola Suomen kartalla on merkitty kuvaan 1.1 Kuva 1.1 Tervolan kunnan sijainti kartalla (Wikipedia 2015) Tarkasteltaessa aurinkosähköinvestoinnin kannattavuutta eri kohteissa on kohteen sähkönkulutuksella ja kulutuksen tuntikohtaisella ajoittumisella suuri merkitys kannattavuuteen. Etäluottavien mittareiden myötä tuntikohtaiset kulutustiedot ovat saatavilla vaivattomasti ja täten myös kannattavuustarkastelu voidaan suorittaa helposti ja varsin luotettavasti eri kohteille. Työssä aurinkosähkön paikallista tuotantopotentiaalia mallinnettaessa hyödynnetään HOMER ohjelmaa, joka on yksi maailman suosituimmista sähkönpientuotannon suunnittelu ja optimointi ohjelmista (HOMER, energy 2015). Lisäksi työssä kerrotaan lyhyesti nykyisestä energiatukijärjestelmästä ja tuen hyödyntämismahdollisuudesta aurinkosähkö investoinneissa. 2. AURINKOSÄHKÖJÄRJESTELMÄ Aurinkosähköjärjestelmät voidaan jakaa kahteen tyyppiin: akullisiin järjestelmiin ja akuttomiin järjestelmiin. Aurinkosähköjärjestelmät julkiseen sähkönjakeluverkkoon liitetyissä 6 rakennuksissa ovat yleensä akuttomia, koska niissä energiaa ei välttämättä tarvitse varastoida. Sähköverkkoon liittämättömissä kohteissa, kuten kesämökeissä hyödynnetään usein akullista järjestelmää, jolloin tuotettua energiaa voidaan auringon paisteella varastoida myöhempään käyttöön. Tämän työn sähköasema on liitetty julkiseen jakeluverkkoon ja tarkasteluissa keskitytään akuttoman järjestelmän kannattavuuteen. Yksinkertaisuudessaan akuton aurinkosähköjärjestelmä koostuu itse aurinkopaneeleista, kaapeloinnista ja verkkoinvertteristä. Akuttomassa järjestelmässä syötetään sähkönjakeluverkkoon se tuotannon osuus, jota ei tuotantohetkellä kohteessa kuluteta. Järjestelmän omistaja voi solmia sopimuksen ylimääräisen energian myymisestä verkkoon jonkin sähköyhtiön kanssa. Verkkoon liitetyissä järjestelmissäkin voidaan hyödyntää myös akkuja esimerkiksi energian varastoimiseksi tuotantohetkeltä oman kulutuksen hetkille, mutta nykyisillä akkujen ja energian hinnoilla tämä ei kuitenkaan ole taloudellisesti kannattavaa, kun huomioidaan akkujen suhteellisen lyhyet käyttöiät. Akuttoman aurinkosähköjärjestelmän komponentteja peruskomponenttien lisäksi voivat olla erilaiset paneeleiden kiinnitystelineet sekä -tarvikkeet, turvakytkimet ja mahdolliset tuotannon mittauslaitteet. Kuvassa 2.1 on esitetty akuttoman aurinkosähköjärjestelmän yleisimpiä komponentteja. Kuva 2.1 Aurinkosähköjärjestelmän komponentit (Arevasolar 2015). Aurinkopaneeleiden nimellisteho ilmoitetaan yleensä muodossa Wp (Watt- peak), joka tarkoittaa tehoa, jonka paneeli tuottaa 25 °C lämpötilassa, säteilyn kohdatessa paneelin 35° kulmassa, kun auringon säteilyteho on 1000 W/m2. Paneelin hyötysuhde taas voidaan määrittää jakamalla nimellisteho Wp paneelin pinta-alan ja säteilytehon 1000 W/m2 tulolla. (Finnwind 2013) 2.1 Aurinkopaneelien valmistusmateriaaleja Aurinkopaneelien materiaaleista yleisimmin käytettyjä ovat yksi- tai monikiteinen pii. Noin 90 % tarjolla olevista paneeleista on piikidepaneeleja. Piikidepaneelien hyötysuhde liikkuu yleisesti kaupallisissa sovelluksissa noin 15–17 % tienoilla. (Motiva 2015) 7 Ohutkalvopaneelit edustavat niin sanottuja toisen sukupolven paneeleita. Ohutkalvopaneeleissa edullisen pohjamateriaalin, kuten lasin, ruostumattoman teräksen tai muovin päälle lisätään valoherkkää ainetta. Ohutkalvotekniikalla tyypilliset hyötysuhteet ovat 9-11 %. Ohutkalvopaneeleiden etuna on, että ne pystyvät keräämään hajasäteilyä hiukan paremmin, kuin piikidepaneelit. Vaikutus vuositasolla on kuitenkin vähäinen. (Motiva 2015) 2.2 Lupa-asiat Aurinkopaneeleiden asentamisen lupakäytännöt vaihtelevat kuntakohtaisesti, eikä yksiselitteisiä ohjeita lupa-asioihin välttämättä jokaisessa kunnassa ole saatavilla. Paras tapa varmistua tarvittavista luvista asennuspaikkakunnalla on olla yhteydessä paikkakunnan rakennusviranomaisiin jo hyvissä ajoin ennen suunnittelun aloittamista. Kunnasta, kohteesta, asennustavasta ja järjestelmän koosta riippuen voivat tarvittavat luvat vaihdella ja asentaminen saattaa olla jopa kokonaan kiellettyä ainakin julkisivuille asennettaessa. Rakennusvalvonnan vaatimia lupia voivat olla esimerkiksi toimenpidelupa, kaupunkikuvaarkkitehdin tai muun vastaavan hyväksyntä tai toimenpideilmoitus. (Motiva 2015) Tervolan rakennusjärjestys käsittelee ainoastaan ”teholtaan vähäisiä” aurinkopaneelijärjestelmiä, joita ei kytketä valtakunnalliseen verkkoon. Näiden laitteistojen osalta vaaditaan toimenpidelupa ja on sanottu, että on erityisesti huomioitava laitteistojen sopeutuminen maisemaan ja lähiympäristöön, eikä niiden rakentamisesta saa aiheutua kohtuutonta haittaa naapureille eikä lähiympäristölle. (Tervola 2012) Koska rakennusjärjestys ei ottanut ollenkaan kantaa verkkoon liitettäviin laitteistoihin otettiin työtä tehdessä sähköpostitse yhteyttä Tervolan kunnan rakennusviranomaisiin. Sähköpostissa kysyttiin, mitä lupia verkkoon liitettävä järjestelmä tarvitsisi. Vastauksena saatiin että toimenpidelupa vaaditaan, ”jos paneeleiden pinta-ala on yli 5 m2, muttei silti kovin suuri”, jos taas pinta-ala kasvaa ”kovin suureksi” voidaan vaatia jopa rakennuslupaa. (Tervola 2015) Verkkoon liitettävien laitteistojen kohdalla sähkömarkkinalain mukaan sähköverkonhaltijan on pyynnöstä ja kohtuullista korvausta vastaan liitettävä verkkoonsa tekniset vaatimukset täyttävät sähkönkäyttöpaikat ja voimalaitokset toiminta-alueellansa. Tätä velvollisuutta kutsutaan liittämisvelvollisuudeksi ja se koskee myös sähkön pientuotanto ja mikrotuotantolaitteistoja. Sähköntuotantolaitteistoa ei saa kuitenkaan kytkeä verkkoon ilman verkonhaltijan lupaa ja verkkoyhtiöön tulisikin olla yhteydessä ennen laitteiston liitäntää. (Motiva 2015) 3. AURINGON SÄTEILY Auringon kokonaissäteily koostuu sekä suorasta- että hajasäteilystä. Hajasäteily muodostuu ilmakehän, pilvien ja maan heijastamasta säteilystä ja Suomessa sen osuus kokonaissäteilystä on merkittävä. Aurinkosähkön tuotannon kannalta ei ole merkitystä sillä, onko säteily suoraa- vai hajasäteilyä, mutta hajasäteilyn suuren osuuden vuoksi auringonsäteilyä seuraavat- ja keskittävät järjestelmät eivät ole Suomessa yleensä taloudellisesti kannattavia 8 perustuessaan lähinnä suoran auringonsäteilyn hyödyntämiseen. (Motiva 2015) Tässä työssä tarkasteluissa keskitytäänkin perinteisiin aurinkosähköjärjestelmiin ja seuraavat sekä keskittävät järjestelmät jätetään tarkastelujen ulkopuolelle. 3.1 Paneelin sijainnin ja suuntauksen merkitys energian tuotantoon Etelä-Suomen vuotuinen kokonaissäteilyn määrä ei poikkea paljoa esimerkiksi PohjoisSaksan vuotuisesta säteilystä, mutta määrä keskittyy enemmän kesäkuukausille. Suomen alueelle vuotuisiksi säteilyenergioiksi voidaan suuntaa antavina lukuina sanoa vaakatasolle Etelä-Suomeen 980 kWh/m2, Keski-Suomeen 890 kWh/m2 ja Pohjois-Suomeen 790 kWh/m2. Vastaavasti 45 asteen kulmassa etelään suunnatulle pinnalle vuotuinen kokonaisenergia Helsingissä olisi 1211 kWh/m2, Jyväskylässä 1127 kWh/m2 ja Sodankylässä 1032 kWh/m2. (Motiva 2015) NASAn säteilyarvotiedoista lasketut kuukausittaiset vaakatason säteilyenergiat HelsinkiVantaan lentokentällä ja Tervolassa huoltoasemalla on esitetty kuvassa 3.1. Vuotuisiksi vaakatason säteilyenergioiksi NASAn arvoilla saatiin Tervolaan 881 kWh/m2 ja Helsinkiin 998 kWh/m2. Ero Helsingin ja Tervolan vuotuisilla säteilyenergioilla on siis 117 kWh/m 2, mikä tarkoittaa että muut tuotantoon vaikuttavat tekijät jätettäessä huomioimatta, vastaava järjestelmä Tervolassa tuottaisi paneelineliötä kohta 117 kWh vähemmän sähköä vuodessa. 180 Säteilyenergia (kWh/m2/kk) 160 140 120 100 80 Helsinki 60 Tervola 40 20 0 Kuva 3.1 Kuukausittaiset säteilyenergiat Helsinki-Vantaan lentokentällä ja Tervolassa tarkastelu huoltoasemalla. (NASA 2015) Optimaalisin suuntaus aurinkopaneelien asennuksessa suurinta mahdollista vuotuista tuotantoa tavoiteltaessa Suomessa on suunnata paneelit etelää kohti vaakatasosta noin 35–45° kulmassa. Kaltevalle katolle asennettaessa paneelit on kuitenkin yleensä käytännön sysitä järkevintä asentaa lappeen suuntaisesti. (Motiva 2015) Kohtuulliset poikkeamat ilmansuunnasta (± 15°) tai optimi tasokulmasta eivät vähennä tuotantoa kovin paljon. Joissakin kohteissa kulutushuippujen asettuessa säännöllisesti joko ilta- tai aamupäivään voi suuntaus muualle kuin etelään olla kannattavaa. Muualle suunnat- 9 taessa ei saavuteta suurinta mahdollista vuotuista tuotantoa, mutta tuotanto voi ajoittua paremmin kulutushuipulle. Jos kulutushuippu osuu aamupäivälle, suuntaus toteutetaan itään, ja jos huippu ajoittuu iltapäivään, voi länteen suuntaaminen olla järkevää. (Motiva 2015) Poikettaessa optimaalisesta tasokulmasta, voidaan karkeasti sanoa, että mitä pienempää tasokulmaa käytetään, sitä terävämmäksi tuotannon kausihuippu asettuu kesällä ja vastaavasti suuremmalla tasokulmalla tuotanto on tasaisempaa keväästä syksyyn. (Motiva 2015) 4. HUOLTOASEMAN SÄHKÖN KULUTUS Huoltoaseman lämmitys on toteutettu öljykattilalla, eikä sähköä käytetä lämmitykseen. Vuotuinen sähkönkulutus on kuitenkin merkittävä, koska huoltoasema on kooltaan melko suuri (noin 400 m2), jolloin myös valaistusta ja muuta sähkölaitteistoa on paljon. Kulutuksen oletettiin jo ennen tarkempia tarkasteluja asettuvan suurilta osin päivän ajalle, jolloin valaistus ja erilaiset ruuanlaittoon ja muuhun palveluun tarvittavat laitteetkin ovat käytössä. Huoltoaseman suuria sähkönkuluttajia päiväsaikaan ovat muun muassa pizzauuni, rasvankeittimet, valaistus ja monet muut ruoanlaittoon käytettävät lämpökoneet. Yöaikaisen pohjakuorman selittävät muun muassa lukuisat kylmälaitteet, ilmanvaihtokoneet, pihaalueen valaistus sekä erilaiset mainosvalotaulut. Etäluettavien sähkömittareiden asennuksen myötä voidaan sähkön kulutusta tarkastella helposti ja verkkoyhtiöistä on saatavilla kulutustiedot tunti tunnilta halutulle jaksolle. Tämän työn esimerkkikohteessa etäluettava mittari on kerjennyt olla käytössä vain vuoden ajan, kun työtä lähdetään tekemään. Jos vuosien välillä kulutuksissa on eroa, olisi syytä tarkastella kulutusta useamman vuoden ajalta. Tämän työn kohteessa merkittävää vaihtelua vuosien välillä ei kuitenkaan oleteta olevan ja vuosi katsotaan riittävän pitkäksi ajaksi kulutuksen jakautumisen tarkkailuun. Yleisesti voidaan kuitenkin sanoa, että tarkasteltaessa kulutusta pidemmältä jaksolta, saadaan luotettavampi kuva sen jakautumisesta ja vaihteluista. Kulutustiedot tunti tunnilta vuoden ajalta saadaan huoltoaseman omistajan luvalla paikalliselta jakeluverkkoyhtiöltä eli Tenergia Oy:ltä. Tiedot yhtiöstä toimitettiin exel-tiedostona, jonka pohjalta kulutusta tarkastellaan. Ensimmäiseksi määritetään vuotuinen sähkönkulutus summaamalla vuoden kaikki tuntikulutustiedot yhteen. Huoltoaseman vuosikulutukseksi saadaan noin 204 400 kWh. Seuraavaksi kulutustiedoista lasketaan vuoden päivittäinen kulutus ja piirretään erilaisia kuvaajia niin koko vuoden kulutuksesta, kuin eri viikkojen kulutuksista, jotta saadaan parempi käsitys kulutuksen vaihtelusta ja kulutushuippujen ajoittumisesta. Huoltoaseman aukioloajat ja tätä kautta kulutuskäyrät ovat erilaiset arkipäivisin ja viikonloppuisin, joten myös kulutusta tarkasteltiin erikseen arkisin ja viikonloppuisin. Kulutustiedot voidaan syöttää HOMER simulointiohjelmaan, joko tunneittain tarkastelujakson ajalta tai tuntikulutuksien keskiarvoina eri kuukausille, jolloin kulutus voidaan vielä erikseen antaa arki- ja viikonlopuntunneille. Päivittäinen sähkönkulutus vuodelta 2014 on esitetty kuvassa 4.1. Yksityiskohtaisemmin kulutuksen vaihtelua ja ajoittumista on esitetty kuvien avulla liitteissä I ja II. Tarkasteluista huomataan, että kulutus jakautuu oletetusti erittäin suotuisasti aurinkosähkötuotannon kannalta päivän tunneille. Kuvasta 4.1 sekä liitteistä I ja II voidaan myös nähdä, että kulutus on kutakuinkin yhtä suurta ympäri vuoden, eikä vuodenaikojen välillä ole vaihtelua. 10 Sähkönkulutus (kWh/d) 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 Kuva 4.1 Päivittäinen sähkönkulutus vuodelta 2014. Koska kulutus on tasaista vuoden ympäri, ei ole suurta merkitystä miltä kuukaudelta kulutuksia tarkastellaan tarkemmin. Kuvassa 4.2 on esitetty kesäkuun päivittäinen sähkönkulutus ja kuvassa 4.3 on esitetty esimerkkinä kesäkuun arkipäivien ja viikonloppujen keskimääräiset kulutuskäyrät. Kulutuksen suuruus ja sen jakauma ovat kannattavuustarkastelun kannalta tärkeässä roolissa ja siksi huoltoaseman yrittäjältä varmistetaan ennen laskelmia, ettei kulutukseen ole tulossa ainakaan tämän hetken tietojen perusteella suuria muutoksia. Kulutuksen muutoksia voisi tämän kaltaisessa tarkastelukohteessa aiheuttaa esimerkiksi aukioloaikojen muutos tai vaikkapa uusien isotehoisten sähkölaitteiden hankinta. Kuvan 4.3 käyristä voidaan nähdä, kuinka kulutukset ajoittuvat oletetusti aurinkosähköinvestoinnin näkökulmasta hyvin päivän tunneille, jolloin myös aurinkosähköä voitaisiin tuottaa. Kuvasta 4.3 nähdään selvästi myös, miten aukioloaika vaikuttaa kulutuskäyrään. Viikonloppuisin huoltoasema aukeaa kolme tuntia myöhemmin, kuin arkipäivinä ja tämän vuoksi myös kulutuskäyrä lähtee nousuun kolme tuntia arkipäivän kulutusta myöhemmin. 900 Sähkönkulutus (kWh/d) 800 700 600 500 400 300 200 100 0 Kuva 4.2 Kesäkuun päivittäinen sähkönkulutus vuodelta 2014. 11 Sähkönkulutus (kWh/h) 35 30 25 20 15 10 5 Arkipäivät Viikonloput 00-01 01-02 02-03 03-04 04-05 05-06 06-07 07-08 08-09 09-10 10-11 11-12 12-13 13-14 14-15 15-16 16-17 17-18 18-19 19-20 20-21 21-22 22-23 23-00 0 Vuorokauden tunnit Kuva 4.3 Kesäkuun arkipäivien ja viikonloppujen keskimääräiset sähkönkulutuskäyrät. 5. ENERGIATUKI Työ- ja elinkeinoministeriö voi hankekohtaisen harkinnan perusteella myöntää yrityksille, kunnille ja muille yhteisöille energiatukea ilmasto- ja ympäristömyönteisiin investointi- ja selvityshankkeisiin. Tukea voidaan myöntää sellaisiin hankkeisiin, jotka edistävät uusiutuvan energian tuotantoa tai käyttöä, energiansäästöä tai käytön tehostamista, sekä hankkeisiin jotka vähentävät energian tuotannon tai käytön ympäristöhaittoja. Energiatuella pyritään erityisesti edistämään uuden energiateknologian käyttöönottoa ja markkinoille saattamista. (TEM 2015) Energiatukipäätökset käsitellään pääsääntöisesti paikallisissa elinkeino-, liikenne-, ja ympäristökeskuksissa. Hankkeet, jotka ovat investointikustannuksiltaan yli viisi miljoonaa euroa tai joihin sisältyy uutta teknologiaa, käsitellään työ- ja elinkeinoministeriön energiaosastolla. Ohjeellisena arvona hyväksyttävistä kustannuksista aurinkosähköhankkeille vuonna 2015 myönnetään 30 % investointitukea. Aurinkosähköhankkeiden kohdalla tukea voidaan myöntää myös uudisrakennuskohteille. (TEM 2015) Tukea sekä tuen maksatusta tulee hakea työ- ja elinkeinoministeriön vahvistamilla lomakkeilla ja hakemus tulee tehdä ennen hankkeen aloittamista. Hakemus tulee toimittaa aina siihen elinkeino-, liikenne-, ja ympäristökeskukseen, jonka toiminta-alueella investointi tai hanke toteutetaan. (TEM 2015) Tämän työn tarkasteluissa ei tukihakemusta paikalliseen elinkeino- liikenne- ja ympäristökeskukseen lähetetä, mutta koska työ- ja elinkeinoministeriön verkkosivujen tekstin perusteella on yrityksillä hyvät edellytykset saada energiatukea aurinkosähköhankkeisiin huomioidaan energiatuki luvun 6 kannattavuustarkasteluissa. Luvun 7 herkkyysanalyyseissä tarkastellaan kannattavuutta myös siten, ettei tukea saataisikaan. 12 6. OPTIMAALINEN JÄRJESTELMÄKOKO JA KANNATTAVUUS Järjestelmäkokoa optimoitaessa lähtökohtana nykyisillä energian ja aurinkosähköjärjestelmien hinnoilla on, että järjestelmä mitoitetaan tuottamaan sähköä pääsääntöisesti omaan kulukseen. Toisin sanottuna tuotantolaitteistoa ei pyritä mitoittamaan siten, että se tuottaisi sähköä verkkoon myytäväksi. Tämä on perusteltavissa sillä, että ostettaessa sähköä kokonaishinta muodostuu itse sähköenergiasta, sähkönsiirrosta ja veroista. Verkkoon syötettäessä ja sähköä myytäessä hinta muodostuu vain sähköenergian hinnasta. Sähköenergiasta myytäessä maksettu hinta taas riippuu sähköyhtiöstä ja sopimustyypistä. Myytävän energian hinta on kuitenkin nykyisellä hintatasolla niin pieni, ettei sähköntuottaminen aurinkopaneeleilla verkkoon myytäväksi ole taloudellisesti kannattavaa. Järjestelmän hankinnan taloudelliseen kannattavuuteen vaikuttavia tekijöitä energian ja järjestelmän hintojen lisäksi ovat paikallisen verkkoyhtiön siirtohinta ja sähköveron suuruus. Sähkövero nousi viimeksi 1.1.2015 ja siirtohinnoissa on korotuspaineita sekä sähkönjakeluverkkoyhtiöillä vanhenevien verkkojen, että vuonna 2013 voimaan astuneen sähkömarkkinalain toimitusvarmuusvaatimuksien asettamien investointitarpeiden puolesta. Nämä siirtohintojen ja verojen nousut ovat pientuotannon kannattavuuden kannalta myönteisiä tekijöitä. Kannattavuuteen vaikuttaa huomattavasti myös se, onko sähkönpientuottaja sähköverovelvollinen. Jos tuottaja katsotaan sähköverovelvolliseksi voi kannattavuus laskea huomattavasti. Seuraavassa luvussa (6.1) kerrotaan sähköverovelvollisuudesta nykyisellä lainsäädännöllä. 6.1 Sähköverovelvollisuus Tullin energiaverotusohjeen mukaan sähkön tuottaja ei ole velvollinen maksamaan sähkön valmisteveroa ja huoltovarmuusmaksua, jos sähköä tuotetaan enintään 50 kVA:n tehoisella generaattorilla tai useiden sähköntuotantolaitteistojen muodostamalla kokonaisuudella. Valmisteveroa ja huoltovalmiusmaksua ei tarvitse maksaa myöskään silloin, jos sähköä tuotetaan yli 50 kVA, mutta alle 2000 kVA tehoisella generaattorilla tai useiden yli 50 kVA sähköntuotantolaitteistojen muodostamalla, mutta enintään 2000 kVA nimellistehoisella kokonaisuudella ja sähköä ei siirretä verkkoon. (Tulli 2014) Mikäli sähköä tuotetaan edellä kuvatulla 50 – 2000 kVA:n järjestelmällä, on verovelvollisuudesta vapauttamisen ehdottomana edellytyksenä, ettei sähköä pysty siirtymään missään tilanteessa verkkoon päin. Mikäli sähkön siirtymistä verkkoon ei pystytä estämään tai sähköä siirtyy verkkoon ajoittain, on pientuottajan rekisteröidyttävä sähkön tuottajana sähköverovelvolliseksi. (Tulli 2014) Sähköverovelvolliseksi rekisteröitynyt pientuottaja ei ole kuitenkaan sähköverovelvollinen niinä verokausina, kun sähköä ei ole siirtynyt yhtään verkkoon. Tällaisilta verokausilta pientuottaja antaa vain niin sanotun 0-veroilmoituksen. Vastaavasti niinä verokausina kun sähköä on siirtynyt verkkoon, on pientuottajan maksettava käyttötarkoituksen mukainen sähkövero myös itse käyttämästään sähköstä. (Tulli 2014). Käyttötarkoitus tämän työn tarkasteltavassa kohteessa huoltoasemalla olisi omalta käytöltä muuta, kuin kasvihuone tai teollisuuskäyttöä, mikä tarkoittaisi, että jouduttaisiin maksamaan veroluokan 1 valmisteveroa ja huoltovarmuusmaksua. Vuoden 2015 alusta lähtien sähköverotuksen veroluokan 1 valmistevero on 2,24 snt/kWh ja huoltovarmuusmaksu 0,013 snt/kWh ja arvonlisävero 24 % (Tulli 2015). Yhteensä sähköveron suuruudeksi tulee siis 2,79 snt/kWh (alv. 24 %). Tä- 13 mä ymmärrettävästi heikentää huomattavasti pientuotannon kannattavuutta laskelmissa, jos tuotantoa on yli oman kulutuksen. 6.2 Järjestelmien hinnat Järjestelmien hinnat vaihtelevat luonnollisesti riippuen järjestelmän koosta ja toimittajasta. Lisäksi hinnat kehittyvät kysynnän ja tarjonnan mukaan kaiken aikaa. Viimeaikoina kokonaisuudessaan asennuksineen aurinkosähköjärjestelmät ovat maksaneet nimellistehoa kohden noin 1,5 €/Wp. Tähän hintaan huomioitaessa vielä 30 % energiatuki, jää hinnaksi noin 1,05 €/Wp. Tätä hintaa 1,05 €/Wp on käytetty lähtöarvona tarkasteluissa, mutta herkkyysanalyyseissä on tarkasteltu kannattavuutta myös muilla hinnoilla. Kuvassa 6.1 on esitetty alle 100 kWp järjestelmien hintakehitys asennuksineen Saksassa vuosien 2009 ja 2014 välillä. Järjestelmät itsessään ovat teknisesti samanlaisia niin Saksassa, kuin Suomessa ja täten hinnatkaan eivät juuri poikkea. Suomessa keskihinta asennettuna voi kuitenkin korkeampien työvoimakustannusten vuoksi olla hieman Saksan hintaa korkeampi, mutta ero ei ole merkittävä. 3,5 Järjestelmän hinta (€/Wp) 3 2,5 2 1,5 1 0,5 0 12.2009 Kuva 6.1 6.3 12.2010 12.2011 12.2012 12.2013 12.2014 Alle 100 kWp nimellisteholisten aurinkosähköjärjestelmien hinnat asennettuna Saksassa vuosilta 2009- 2014 muodossa €/Wp. (Photovoltaik-guide 2015) Tuotannon simuloinnin lähtöarvot Aurinkosähköjärjestelmän sähköntuotantoa arvioidessa tuotantoon vaikuttavia tekijöitä ovat esimerkiksi järjestelmän koko, sijainti, suuntaus, ilman selkeyskerroin (clearness index), auringon säteilyteho ja paneelin lämpötila. Seuraavaksi on esitetty tämän työn simuloinnissa käytettyjä lähtöarvoja. Simuloinnissa käytetty ohjelma on HOMER Legacy 2.68, joka on ohjelmasta tällä hetkellä ilmaiseksi saatavilla oleva kokeiluversio. Tuotannon simuloinnissa HOMER ohjelmalla ei paneeleiden hyötysuhdetta ole välttämätöntä antaa lähtöarvona, koska HOMER laskee tuotannon järjestelmän asennustehon perusteella, eikä paneeleiden pinta- alasta. Paneeleiden testiolosuhteiden hyötysuhdetta HOMER tarvitsee kuitenkin, jos lämpötilan vaikutus tuotantoon halutaan ottaa huomioon. Tällöin 14 HOMER käyttää hyötysuhdetta aurinkopaneelien lämpötilan määrittämiseen. Simuloinnissa lämpötilan vaikutus otetaan huomioon ja hyötysuhteen arvona käytetään HOMERIN yksikiteisen piipaneelin oletusarvoa 13 %. (HOMER) Paneelin lämpötilan vaikutus aurinkopaneeleiden tuotantoon riippuu tehonlämpötilakertoimesta. Tehonlämpötilakerroin vaihtelee hieman riippuen käytettävästä paneeliteknologiasta, paneelin valmistajasta sekä mallista. Piikidepaneeleille yleisenä ohjearvona voidaan kuitenkin pitää arvoa -0,5 %/°C. Käytännössä tämä arvo tarkoittaa, että tuotantoteho pienenee 0,5 % jokaista astetta kohti, toimittaessa paneelin nimellisen toimintalämpötilan yläpuolella ja vastaavasti nousee 0,5 % astetta kohden nimellisen toimintalämpötilan alapuolella. Paneelin nimellinen toimintalämpötila taas vaihtelee niin ikään hieman eri paneeleiden välillä. (Suntekno) Simuloinnissa tehonlämpötilakertoimena ja nimellisenä toimintalämpötilana käytetään ohjelman oletusarvoja. Tehonlämpötilakertoimen oletusarvo on -0,5 %/°C ja paneelin nimellinen toimintalämpötila 47 °C. Paneelin nimellisen toimintalämpötilan tyypillinen vaihteluväli eri paneeleilla on yleisestikin aika kapea välillä 45-48 °C (HOMER). Tarkat arvot paneelin nimelliselle toimintalämpötilalle ja tehonlämpötilakertoimelle eri paneeleille löytyvät valmistajan toimittamista paneelin teknisistä tiedoista. Lämpötiloista on huomioitava että paneelin lämpötila voi auringon paisteessa olla huomattavasti korkeampi, kuin ympäristön lämpötila, ja siksi paneelit tulisi asentaa siten, että ne pääsisivät myös jäähtymään esimerkiksi tuulen tai ilmavirran vaikutuksesta, jolloin tehontuotanto ei laskisi tarpeettomasti. Myös asennuspaikka voi vaikuttaa huomattavasti tehontuotantoon, esimerkiksi mustahuopakatto, jolle paneeli on asennettu ilman ilmaväliä voi lisätä paneelin lämpenemistä ja näin laskea tehoa. (Suntekno) HOMER määrittää paneelien lämpötilat annetuilla säteilytiedoilla ja lähtötiedoiksi lämpötiloista tarvitaan vain ympäristön lämpötilat. Ympäristönlämpötilat syötetään simuloinnissa ohjelmaan kuukausien keskilämpötiloina. Tervolan keskilämpötiloja ei ole käytettävissä, joten lämpötiloina käytetään Rovaniemen lentokentältä mitattuja pitkänaikavälin kuukausien keskilämpötiloja, joiden oletetaan vastaavan riittävän tarkasti Tervolan keskilämpötiloja. Välimatkaa Rovaniemen lentokentälle huoltoasemalta Tervolasta tulee noin 60km koilliseen ja koordinaateilla ilmaistuna huoltoaseman sijainti on N 66 ° 2 ’ ja E 25 ° 1’, kun Rovaniemen lentokentän sijainti N 66,6 ° ja E 25,8 ’ (Google Maps 2015). Kuukausien keskilämpötilat ja tehokertoimet näissä lämpötiloissa on esitetty kuvassa 6.2. Tehokertoimien määrittämisessä käytetään ohjelman ympäristön lämpötilojen ja auringonsäteilyn perusteella laskemia aurinkopaneelin lämpötiloja. Kuvasta 6.2 voidaan nähdä, että tehokerroin kylmillä ilmoilla olisi huomattavasti parempi kuin lämpimillä, mutta sen merkitys on pieni, koska myös auringonsäteily on tällöin vähäistä. Aurinkosähköjärjestelmän tuotannon ajoittuessa päiville, eikä yöllä tuoteta sähköä, tarkemmin tuotannon määrän saisi arvioitua käyttämällä ympäristön lämpötiloissa kuukausien päiväajan lämpötilojen keskiarvoja. Tuotannon riippuvuus ympäristön lämpötilasta ei ole kuitenkaan niin suuri, että tuotantoarvio poikkeaisi suuresti käyttämällä kuukausien keskilämpötiloja, joissa lämpötiloihin vaikuttaa myös yöajan lämpötilat. 20 1,4 15 1,2 10 1 5 0,8 0 0,6 -5 0,4 -10 0,2 -15 0 Keskilämpötilat Kuva 6.2 Tehokerroin Ympäristön lämpötila (°C) 15 Tehokerroin Kuukausien keskilämpötilat Rovaniemen lentokentältä vuosilta 1981–2010 (Yle 2014) ja niiden perusteella määritetyt aurinkopaneelin tehokertoimet, tehon lämpötilakertoimella -0,5 %/°C ja nimellisellä toimintalämpötilalla 47 °C. 6 0,6 5 0,5 4 0,4 3 0,3 2 0,2 1 0,1 0 0 Päivittäinen säteilyteho Kuva 6.3 Selkeyskerroin Päivittäinen säteily (kW/m2/d) Ilman selkeyskerroin on nimensä mukaisesti ilmakehän selkeyden mittari, joka kuvaa kuinka suuri osa auringonsäteilystä pääsee maanpinnalle. Selkeyskerroin on yksikötön suure, joka on arvoltaan välillä 0-1. Selkeyskerroin määritetään jakamalla maanpinnan auringonsäteilyn määrä avaruuden säteilymäärällä. Tuotannon arvioinnissa käytetyt selkeyskertoimet on haettu NASAn tietokannasta huoltoaseman koordinaattien avulla. Kuvassa 6.3 on esitetty kuukausittaiset selkeyskertoimen arvot ja keskimääräiset auringonsäteilytehot vaakasuoralle pinnalle kohdeasemalla. Selkeyskerroin Kuukausien keskimääräiset selkeyskertoimet ja keskimääräiset auringonsäteilytehot vaakasuoralle pinnalle kohdeasemalla. (NASA 2015) 16 Paneelien suuntaus ohjelmaan syötetään kahden arvon avulla. Syötettävät arvot ovat ohjelmassa tasokulma ja atsimuutti. Tasokulmalla tarkoitetaan paneelin kallistuskulmaa vaakatasoon nähden. Simuloinnissa tasokulman arvona käytetään 47 °, jolla saavutetaan kohteessa suurin vuotuinen energiantuotanto eri tasokulmilla kokeilemalla. Atsimuutti tarkoittaa ilmansuuntaa, jota kohti paneelit on suunnattu (HOMER). Atsimuutti 0 ° ohjelmassa vastaa etelään suunnattuja paneeleita ja sitä käytettiin myös simuloinnin lähtöarvona. Tasoja atsimuuttikulmat eivät monessa kohteessa ole mielivaltaisesti valittavissa, vaan käytännön syistä esimerkiksi harjakatolle asennettaessa tasokulma määräytyy katon harjan kulman mukaan ja atsimuuttikulma on samoin asennuksessa käytettävän harjan atsimuuttikulma. Tämän työn tarkasteluhuoltoaseman katto on kuitenkin tasakatto ja paneelit voidaan asennustelineiden avulla suunnata juuri optimaalisesti suurimman mahdollisen kokonaistuotannon saavuttamiseksi. Paneelien tuotantoa simuloitaessa ohjelmalle voidaan syöttää myös haluttu derating factor. Derating factor on kerroin, jolla pyritään kuvaamaan tehoa heikentäviä tekijöitä käytännön sovellutuksissa. Tämän niin sanottu tehonheikentymiskertoimen avulla voidaan ottaa huomioon esimerkiksi paneelien likaantuminen ja ikääntyminen, johdotus häviöt, varjostukset sekä lumipeitteet. (HOMER) Tuotannon simuloinnissa käytetään ohjelman oletusarvoa 80 %, mikä tarkoittaa, että todellinen tuotanto on 80 % tuotannosta, jossa edellä mainittuja heikentäviä tekijöitä ei huomioitaisi. Derating factor leikkaa siis täten tuotannosta melko suuren osan pois, mutta suuruutta voidaan perustella jo asennetuista järjestelmistä saaduilla käytännön kokemuksilla ja sillä, ettei esimerkiksi lumipeitteiden vaikutusta ole tässä työssä muutoin arvioitu. Koska derating factor vaikuttaa suoraan vuotuiseen kokonaistuotantoon, on huomioitava, että sen arvolla on huomattava merkitys kannattavuustarkasteluissa ja täten väärä derating factor arvo voi aiheuttaa virhettä tarkastelun lopputulokseen. Tässä työssä tarkempaa derating factorin määrittämistä ei yksinkertaistamisen vuoksi tehdä vaan herkkyystarkastelu luvussa tarkastellaan ainoastaan, miten kannattavuus muuttuisi, jos vuotuinen kokonaistuotanto poikkeaisikin alkuperäisestä simuloinnista. Simuloinnissa otetaan huomioon myös maanpinnan heijastuskyky auringon säteilylle. Maanpinnan heijastuskyky vaikuttaa tuotantoon siten, että maanpinnasta heijastuva säteily lisää tuotantoa osuessaan aurinkopaneeleiden pintaan. Ympäröivän maanpinnan mukaan määräytyvä luku otetaan laskennassa huomioon vaikkakin sen merkitys on lähinnä muodollinen. Nurmikon heijastuskyky on noin 20 % ja lumella se voi olla jopa 70 %. (HOMER) Simuloinnissa käytetään arvoa 20 %, joka vastaa huoltoasemaa ympäröivän nurmipinnan heijastuskykyä. Muita tuotantoon vaikuttavia lähtöarvoja ovat muun muassa invertterin hyötysuhde, joka simuloinnissa pidetään oletusarvona 90 %, joka on myös keskimääräinen invertterivalmistajien ilmoittama arvo. Todellisuudessa invertterin hyötysuhde riippuu invertterin mallista ja valmistajasta. Pienemmillä tuotannoilla invertterien hyötysuhteet ovat todellisuudessa vähän heikompia, kuin nimellisteholla toimittaessa, johtuen invertterien tyhjäkäyntihäviöistä (HOMER). 6.4 Tuotannon simulointi Aluksi simuloinnissa tarkastellaan 50 kWp järjestelmää, joka jäisi kokonansa puolesta juuri sähköverovelvollisuuden alapuolelle. Tässä tapauksessa ei haittaisi vaikka sähköä siirtyisikin hetkittäisesti verkkoon päin. Järjestelmien kokonaistehot ovat yksittäisen paneelimo- 17 duulien tehon kerrannaisia, eli esimerkiksi käytettäessä 250Wp paneelimoduuleita järjestelmän koko olisi 200 paneelilla 50 kWp. On huomattava, että käytännössä esimerkiksi katolle asennettaessa myös fyysinen tilan tarve voi rajoittaa järjestelmän kokoa. Tämän työn tarkasteluissa ei tilan tarvetta oteta huomioon, koska huoltoasemalla on suuri tasakatto ja tarvittaessa paneeleita voidaan asentaa myös huoltoaseman suurelle piha-alueelle. Taulukossa 6.1 on esitetty simuloinnista saadut tulokset ja kuvassa 6.4 on esitetty päivittäisille energian ostoille- ja aurinkosähköjärjestelmällä omaan käyttöön tuotetuille energioille kuukausien keskiarvot. Sähkön myynti jäi järjestelmällä niin pieneksi, että sen osuus on esitetty erikseen kuvassa 6.5. Kuvasta 6.4 myynnin osuus olisi hankala erottaa pienen kokonsa vuoksi. Kuvassa 6.6 on aurinkosähköjärjestelmän kokonaistuotanto jaettu vielä oman käytön ja myynnin osuuksiin. On huomioitava, että käytännössä varsinkin PohjoisSuomen olosuhteissa alkuvuoden (tammikuusta-maaliskuuhun) aurinkosähkön tuotanto jäisi pieneksi tai kokonaan pois lumipeitteen vuoksi. Tässä työssä lumipeitteen aiheuttama tuotannon pieneneminen on huomioitu lähtöarvona annettavassa derating factorissa, kuten jo aiemmin on todettu. Tämän vuoksi alkuvuoden kuukausien tuotantoa ei ole erikseen leikattu pois tuotantoennusteesta. Kuvissa ja taulukoissa aurinkosähköstä käytetään tilasyistä yleistä englanninkielistä lyhennettä PV, joka tulee sanasta photovoltaic. Tuotannon ajoittumista kulutuksen suhteen on kuvattu tarkemmin liitteen III kuvissa. Taulukko 6.1 Sähkön vuosittaiset energiantuotanto -myynti ja -ostot 50 kWp aurinkosähköjärjestelmällä. PV tuotanto PV, oma käyttö PV, myynti Ostettu sähkö Vuoden kokonaiskulutus Energia (kWh/a) 42600 40100 2400 164300 204400 Osuus kulutuksesta (%) Ostettu sähkö 20 Osuus tuotannosta (%) 100 94 6 80 100 PV oma käyttö 700 Sähköenergia (kWh/d) 600 500 400 300 200 100 0 Kuva 6.4 Vuorokauden keskimääräiset verkosta ostettu energia ja tuotannosta itse käytetty energia eri kuukausille 50 kWp aurinkosähköjärjestelmällä. Myyntiin menevä sähköenergia (kWh/d) 18 Kuva 6.5 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 Vuorokauden keskimääräinen energian myynti kuukausittain 50 kWp aurinkosähköjärjestelmällä. 250 Oma käyttö Myyty energia Energia (kWh/d) 200 150 100 50 0 Kuva 6.6 50 kWp järjestelmän vuorokauden keskimääräinen kokonaisenergiantuotanto eri kuukausina, jaettuna omaan käyttöön ja myyntiin meneviin osuuksiin. Kannattavuuslaskelmien kannalta merkittävimmässä roolissa ovat järjestelmän hinta ja ostettavasta sähköstä maksettava hinta, veroineen ja siirtomaksuineen. Järjestelmä pyritään mitoittamaan siten, että se tuottaisi pääasiassa sähköä vain omaan kulutuksen, koska aurinkosähkön tuottaminen myyntiin ei ole taloudellisesti kannattavaa, kuten jo aiemmin on todettu. Tästä huolimatta sähköä monesti tuotetaan pienemmilläkin järjestelmillä hetkittäin yli oman kulutuksen ja myös tämä myytävä osuus otetaan laskelmissa huomioon. Sähköä pientuottajalta ostavat yhtiöt vaativat yleensä, että myös kohteeseen myytävä sähkö ostetaan samasta yhtiöstä. Monet ostajat hinnoittelevat ostettavan sähkön pörssihinnan mukaan vähentämällä pörssihinnasta niin sanotun välityspalkkion. Tämän työn tarkasteluissa 19 käytämme kuitenkin yhtiöitä jotka ostavat sähköä kiinteällä hinnalla, jotta tarkastelu yksinkertaistuisi. 6.5 Kannattavuustarkastelu Investointien kannattavuuden tarkastelu ja arviointiin on olemassa monia eri tapoja. Tässä työssä kannattavuutta tarkastellaan kohdehuoltoaseman yrittäjän pyynnöstä korollisen takaisinmaksuajan näkökulmasta. Tämä tapa on yrittäjälle tuttu ja on hänellä käytössä muissakin investointihankkeiden kannattavuuden tarkasteluissa. Korollista takaisinmaksuaikaa laskettaessa selvitetään, kuinka monen vuoden nettotuottojen nykyarvo on laskettava yhteen, jotta hankintameno saadaan katettua. Investointi on siis sitä kannattavampi mitä lyhemmäksi takaisinmaksuaika jää. Investointia harkittaessa investointia ei tehdä, jos takaisinmaksuaika on pidempi, kuin suurin sallittu takaisinmaksuaika. Korollinen takaisinmaksuaika voidaan laskea yhtälön 6.1 avulla. 𝑇𝐴 = 1 𝐻 𝑖 𝑆 − ln( − )−ln(𝑖) ln(1+𝑖) (6.1) missä i on laskentakorkokanta, H on hankintameno tai -hinta, S on vuotuinen nettotulo tai säästö. (Metropolia 2013) Investoija määrittelee itse hankkeesta riippuen suurimman sallitun takaisinmaksuajan. Aurinkosähköhankkeissa takaisinmaksuajan ylärajan yleensä asettaa kuitenkin viimeistään järjestelmän oletettu käyttöikä, jos investoija ei vaadi tätä nopeampaa takaisinmaksuaikaa. Taulukossa 6.3 on esitetty 50 kWp aurinkosähköjärjestelmän korollisen takaisinmaksuajan lähtöarvot ja tulokset. Sähkön osto- ja myyntienergianhintoina on käytetty Lappeenrannan energian hintoja, koska Lappeenrannan energialla hinnat on helposti saatavilla ja Lappeenrannan energia ostaa sähköä kiinteään hintaan pientuottajalta, mikä yksinkertaistaa laskentaa. Sähkön siirtohinta, sähkövero ja energiahinnat on esitetty taulukossa 6.2. Taulukon 6.2 hinnat ovat arvonlisäverottomia, koska yrityksellä on oikeus vähentää liiketoimintaansa varten ostamiensa hyödykkeiden arvolisäverot verotuksessa (Vero 2013). Sähkövero koostuu valmisteverosta ja huoltovarmuusmaksusta ja laskelmissa on käytetty vuoden 2015 alusta voimaan tullutta korkeampaa sähköveroa. Toisinkuin arvonlisäveroa sähköveroa ei yritys voi vähentää verotuksessa vaan sähkövero on otettava tarkasteluissa huomioon. Sähköverosta maksettava arvonlisävero voidaan kuitenkin vähentää verotuksessa, kuten muutkin arvonlisäverot. Sähkövero määräytyy käyttötarkoituksen mukaan ja tässä kohteessa maksetaan korkeampaa veroluokan 1 sähköveroa. On tärkeää huomata, että taulukossa 6.3 esitetty takaisinmaksuaika on määritetty vain yksillä lähtöarvoilla ja tulosta voidaan pitää vain suuntaa antavana. Tämä johtuu siitä, että laskennan eri vaiheissa käytettävät lähtöarvot eivät ole vakioita. Esimerkiksi simuloinnin lähtöarvojen epätarkkuus aiheuttaa epätarkkuutta takaisinmaksuajan laskennassa tarvittaviin simulointituloksiin. Työn keskeisintä antia lähtöarvojen epätarkkuuksien vuoksi ja tulosten yleispätevyyden kannalta onkin seitsemännen luvun herkkyysanalyysi, jossa tarkastellaan lähtöarvojen vaikutusta takaisinmaksuaikaan. 20 Taulukko 6.2 Sähkön siirtohinta, sähkövero ja energiahinnat. Sähkön myyntihinta on yleissähkön kestovoiman hinta 2 vuoden määräaikaisella sopimuksella. (Lappeenrannan energia 2015a; Lappeenrannan energia 2015b; Tenergia, 2014) Sähköenergian myynti (yleissähkö, kestovoima, alv 0 %) Siirtomaksu (yleissiirto, alv 0 %) Sähkövero (veroluokka 1, alv 0 %) Sähköstä maksettava kokonaishinta (siirto + energia + vero) Sähköenergian osto (pienvoima määräaikainen) Taulukko 6.3 snt/kWh 4,03 3,27 2,253 9,553 4,03 Korollinen takaisinmaksuaika lähtöarvoineen 50 kW p järjestelmän investoinnille. Hankintameno (hinnalla 1,05 €/W) 52 500 € Vuotuinen säästö oman tuotannon käytöstä 3834 €/a Vuotuiset tulot tuotetun energian myynnistä Laskentakorko 98 €/a 5% Korollinen takaisinmaksuaika 22,6 a Taulukossa 6.4 on esitetty vielä simuloinnilla saatuja vuotuisia kokonaistuotantoja ja näiden perusteella laskettuja takaisinmaksuaikoja eri puolilla Suomea. Taulukon simuloinneissa kaikki lähtöarvot pidetään ennallaan ja ainoastaan asennuspaikan säteilyenergian arvot on asetettu vastaamaan asennuskohteen koordinaateilla NASAn tietokannoita saatuja arvoja. Taulukossa vertailukohteiksi on huoltoaseman lisäksi valittu Jyväskylän lentoasema ja Helsinki-Vantaan lentoasema. Vertailukohteiden valinnassa on pyritty valitsemaan yksi Keski-Suomen, ja yksi Etelä-Suomen tarkastelupiste. Takaisinmaksuaika lyhenee kyllä siirryttäessä etelämmäksi, mutta on huomattava, että laskentakorolla on suuri merkitys takaisinmaksuaikojen eron suuruuteen. Käytettäessä pienempää laskentakorkoa myös takaisinmaksuaikojen erot pienenevät. Taulukko 6.4 Asennuspaikan vaikutus vuotuiseen PV kokonaistuotantoon ja tätä kautta takaisinmaksuaikaan. Sijainti Tervola (tarkastelukohde) Jyväskylä lentoasema Helsinki-Vantaa lentoasema Vuoden PV kokonaistuotanto (kWh/a) 42600 46300 48100 Takaisinmaksuaika (a) 22,6 19,6 18,4 7. HERKKYYSANALYYSI Aiemmassa kappaleessa investoinnin takaisinmaksuaikaa laskettiin vain yksillä lähtöarvoilla, joilla päästiin esitettyyn lopputulokseen. Investointien kannattavuutta arvioitaessa, lähtöarvoissa voi kuitenkin olla epävarmuustekijöistä johtuvaa virhettä, joilla voi olla suurikin merkitys laskennan lopputulokseen. Jotta investoinnin kannattavuutta ja riskejä voidaan arvioida lähtötietojen epävarmuudesta huolimatta, käytetään kannattavuustarkasteluissa apuna niin sanottuja herkkyysanalyysejä. Herkkyysanalyysin avulla pyritään siis tar- 21 kastelemaan lähtöarvojen virheen vaikutusta kannattavuustarkastelun lopputulokseen ja investoinnin riskiin. Herkkyysanalyysien avulla tuloksia voidaan hyödyntää myös laajemmin muissa kohteissa ja tarkastelun lähtöarvojen merkityksestä saadaan parempi käsitys. Aurinkosähköinvestoinnin kannattavuustarkastelussa lopputuloksen kannalta merkittävimmässä rollissa ovat laitteiston vuosituotanto, investoinnin hinta, laskentakorko, sähkön hankintahinta kohteeseen ja järjestelmän koko. Näiden tekijöiden vaikutusta takaisinmaksuaikaan on esitetty seuraavien kuvien avulla. Kuvissa alkuperäisillä lähtöarvoilla luvussa kuusi saatu tulos on merkitty kuvaajaan pisteellä. Kuvaajia tarkasteltaessa on huomioitava, että teoreettinen takaisinmaksuaika nousee monesti epäsuotuisilla arvoilla yli järjestelmien teknisen käyttöiän, eikä investointi tällöin maksa itseään takaisin. Kuvassa 7.1 on tarkasteltu 50 kWp aurinkosähköjärjestelmän vuosittaisen toteutuneen kokonaistuotannon vaikutusta takaisinmaksuaikaan. Vuosittainen kokonaistuotanto voi poiketa alkuperäisestä simuloinnista esimerkiksi silloin, jos selkeyskerroin, auringonsäteilyteho tai derating factor on virheellinen. 30 Takaisinmaksuaika (a) 25 20 15 10 5 0 PV kokonaistuotanto (kWh/a) Kuva 7.1 Järjestelmän vuosittaisen kokonaistuotannon vaikutus takaisinmaksuaikaan. Kuvassa 7.2 on esitetty laskentakoron vaikutus takaisinmaksuaikaan. Kuvasta voidaan nähdä, miten pienikin ero alkuperäiseen laskentakorkoon vaikuttaa huomattavasti takaisinmaksuaikaan. Nykyisellä matalalla korkotasolla voisi pienemmän laskentakoron käyttö olla myös perusteltua, jos korkona käytetään lainarahasta maksettavaa korkoa. 22 45 Takaisinmaksuaika (a) 40 35 30 25 20 15 10 5 0 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 Laskentakorko (%) Kuva 7.2 Laskentakoron vaikutus takasinmaksuaikaan. Kuvasta 7.3 nähdään järjestelmän hankintahinnan vaikutus takaisinmaksuaikaan. Kuvasta voidaan todeta esimerkiksi, että muiden lähtöarvojen pysyessä vakiona ei investointi ole järkevä ilman energiatukea, jos hankintahinta jäisi lähemmäksi 1,5 €/Wp. Toisaalta kuvasta voidaan myös todeta, että jos energiatukea saadaan ja järjestelmien hinnat laskevat yhä voidaan päästä melko lyhyisiinkin takaisinmaksuaikoihin. Jos taas energia tukea ei saada on hinnan laskettava vielä huomattavasti, että investointi olisi kannattava ilman muiden parametrien muutoksia. 60 Takaisinmaksuaika (a) 50 40 30 20 10 0 0,7 0,75 0,8 0,85 0,9 0,95 1 1,05 1,1 1,15 1,2 1,25 1,3 1,35 1,4 1,45 Hankintahinta (€/Wp) Kuva 7.3 Hankintahinnan vaikutus takaisinmaksuaikaan. Kuvasta 7.4 nähdään yrityksen sähköstään maksaman kokonaishinnan vaikutus investoinnin takaisinmaksuaikaan. Kokonaishinta muodostuu sähköenergian ja sähkönsiirron hinnoista sekä veroista. Esimerkiksi energianhinnan osuuden odotetaan nousevan tulevaisuu- 23 dessa tämän hetkisestä matalana pidetystä hinnasta ja siirtohinnoissa on korotuspaineita useissa verkkoyhtiöissä. 60 Takaisinmaksuaika (a) 50 40 30 20 10 0 7 7,5 8 8,5 9 9,5 10 10,5 11 11,5 12 12,5 13 13,5 14 14,5 15 Ostettavan sähkön kokonaishinta (snt/kWh) Kuva 7.4 Ostettavan sähkön kokonaishinnan vaikutus takaisinmaksuaikaan. Sisältäen energianhinnan, siirtohinnan ja verot. Kuvassa 7.5 on esitetty järjestelmän koon vaikutus takaisinmaksuaikaan. Tämänhetkisen verotuksen mukaan kuvan 7.5 käyrä ei ole todenmukainen yli 50 kWp järjestelmillä, jos sähköä siirtyy verkkoon päin. Verkkoon päin sähköä siirtyessä olisi tuottaja sähköverovelvollinen, kuten luvussa 6.1 kerrottiin. Täten kannattavuus laskisi ja takaisinmaksuaika olisi suurempi, kuin kuvassa 7.5. Sähkön siirtyminen verkkoon päin voidaan kuitenkin estää teknisillä toteutuksilla, jolloin kuvan 7.5 käyrä on todenmukainen. Kuvasta 7.5 voidaan nähdä, että tämän työn tarkastelukohteessa takaisinmaksuajan kannalta järjestelmäkoko kannattaisi kuitenkin valita pienemmäksi, kuin alkuperäisessä simuloinnissa. Toisaalta jos yrityksen sähköstään maksama kokonaishinta nousee merkittävästi voi isompi järjestelmä olla kannattavampi, jolloin mahdollisimman suuri osa kulutuksesta katetaan omalla tuotannolla. 26 Takaisinmaksuaika (a) 25 24 23 22 21 20 19 20 30 40 50 60 70 Järjestelmäkoko (kWp) Kuva 7.5 Asennetun järjestelmän suuruuden vaikutus takaisinmaksuaikaan (huomioimatta sähköverovelvollisuutta yli 50 kWp järjestelmillä). 24 8. YHTEENVETO JA JOHTOPÄÄTÖKSET Työssä tutkitaan aurinkosähköjärjestelmän taloudellista kannattavuutta erikoiskohteessa huoltoasemalla Tervolan kunnassa. Järjestelmä mitoitetaan vastaamaan pääasiassa kohteen omaa sähkönkulutusta, mikä palvelee investoinnin mahdollisimman hyvää kannattavuutta. Kannattavuuden arvioimiseen lasketaan investoinnille korollinen takaisinmaksuaika. Tarkastelukohteen pohjoisen sijainnin vaikutusta tarkastellaan tuotantoon ja tätä kautta takaisinmaksuaikaan. Lopuksi takaisinmaksuaikaa tarkastellaan vielä herkkyysanalyysien avulla. Työssä havaitaan, että alkuperäisillä simuloinnin ja laskennan lähtöarvoilla investoinnin takaisinmaksuaika jää melko pitkäksi. Toisaalta herkkyysanalyyseistä voidaan nähdä, että mikäli esimerkiksi järjestelmien hinnat jatkavat laskuaan ja sähkön kokonaishinta yritykselle nousee, myös takaisinmaksuaika voi lyhentyä huomattavasti. Myös laskentakorolla on huomattava vaikutus takaisinmaksuaikaan ja täten takaisinmaksu saadaan kohtuulliseksi jo hieman pienemmällä laskentakorolla. Työn herkkyysanalyyseistä voidaankin yleisesti todeta, että vaikka yhden tarkastelun lähtöarvon pieni muutos ei vaikuttaisi huomattavasti takaisinmaksuaikaan, voi useamman lähtöarvon muutoksien yhteisvaikutus olla erittäin merkittävä takaisinmaksuajan kannalta. Sijainnin vaikutusta arvioidessa huomataan, että pohjoinen sijainti laskee hieman vuotuista tuotantoa ja pidentää täten takaisinmaksuaikaa, mutta ei tee investoinnin kannattavuutta kuitenkaan mahdottomaksi. Tuotanto simuloidaan HOMER ohjelmalla ja simuloinnin lähtöarvot on määritelty tarkasti. Suurin virhe lähtöarvoissa voi olla niin sanotussa derating factorissa, jonka tarkkaan määrittämiseen vaadittaisiin tarkempaa tietoa esimerkiksi asennettavasta järjestelmästä, lumipeitteiden vaikutus ajasta ja paneeleiden varjostumisesta sekä likaantumisesta asennuskohteessa. Tämä virhe voi vaikuttaa jonkin verran todelliseen takaisinmaksuaikaan, mutta sitäkin tarkastellaan työn herkkyystarkasteluissa. Työssä ei vuotuisen sähkönkulutuksen muutoksien vaikutusta takaisinmaksuaikaan ole tarkemmin tarkasteltu vaan kulutuksen oletetaan pysyvän vuosittain vakiona. 25 LÄHTEET Areva Solar. Pienennä yrityksesi sähkölaskua. [internet-sivu]. [viitattu 16.3.2015]. Saatavilla http://www.arevasolar.fi/fi/aurinkosähkö-yritykselle Finnwind 2013. [PDF-dokumentti]. [viitattu 22.3.2015]. http://www.finnwind.fi/aurinko/Aurinkoenergiaopas-Finnwind.pdf Saatavilla Google Maps 2015. https://www.google.fi/maps/ 20.3.2015]. Saatavilla 11.4.2015]. Saatavilla HOMER, energy 2015. http://www.homerenergy.com/ [internet-sivu]. [viitattu [internet-sivu]. [viitattu HOMER 2015. HOMER Legacy 2.68, ohjelman ohje valikko. [viitattu 11.4.2015] Lappeenrannan energia 2015a. Sähkön myyntihinnasto. [PDF-dokumentti]. [viitattu 22.3.2015]. Saatavilla http://www.lappeenrannanenergia.fi/palvelut/LRE tiedostot/Hinnastot/150211-LRE-Sahkon-myyntihinnasto-maaraik-2v-web.pdf Lappeenrannan energia 2015b. Sähkön ostohinnasto. [PDF-dokumentti]. [viitattu 22.3.2015]. Saatavilla http://www.lappeenrannanenergia.fi/palvelut/LRE tiedostot/150211LRE-sahkon-ostohinnasto-web.pdf Metropolia 2013. Investointilaskenta, takaisinmaksuaika. [PDF-dokumentti]. [viitattu 22.3.2015]. Saatavilla http://users.metropolia.fi/~mikalem/investointilaskenta/6.Investoinnit_Takaisinmaksuaika_ 260913.pdf Motiva 2015. [internet-sivu]. http://www.motiva.fi/aurinkosahko [viitattu 16.3.2015]. Saatavilla NASA, Säteilyarvot 2015, [internet-sivu]. [viitattu 20.3.2015]. Saatavilla https://eosweb. larc.nasa.gov/cgi-bin/sse/[email protected] Photovoltaik-guide 2015. [internet-sivu]. http://www.photovoltaik-guide.de/pv-preisindex [viitattu 25.3.2015]. Suntekno. Aurinkopaneelit. [PDF-dokumentti]. [viitattu 20.3.2015]. http://suntekno.bonsait.fi/resources/public/tietopankki/paneelit.pdf Saatavilla Saatavilla Tenergia 2014. Siirtohinnasto. [PDF-dokumentti]. [viitattu 22.3.2015]. Saatavilla http://www.tenergia.fi/download/1161/siirtohinnasto_2014-10-1/pdf Tervola 2012. Rakennusjärjestys. [PDF-dokumentti]. [Viitattu 17.3.2015]. Saatavilla: http://tervola.fi/asuminen-ja-rakentaminen/linkkitiedostot/rakennusjarjestys-2012 Tervola 2015. Sähköpostikeskustelu rakennustarkastajan kanssa. 26 Tulli 2014. Energiaverotusohje. [internet-sivu]. [viitattu 16.3.2015]. Saatavilla http:// http://www.tulli.fi/fi/yrityksille/verotus/valmisteverotettavat/energia/lisatietoa/energiaverot usohje.pdf Tulli 2015. Sähkön ja eräiden polttoaineiden verotaulukot. [internet-sivu]. [viitattu 16.3.2015]. Saatavilla http://www.tulli.fi/fi/yrityksille/verotus/valmisteverotettavat/energia/lisatietoa/sahko_etc_v erotaulukot.pdf TEM 2015. Työ- ja elinkeinoministeriö, Energiatuki [internet-sivu]. [viitattu 16.3.2015]. Saatavilla https://www.tem.fi/energia/energiatuki Yle 2014. Pitkän ajan lämpötilastot kertovat. [internet-sivu]. [viitattu 20.3.15]. Saatavilla http://yle.fi/uutiset/pitkan_ajan_lampotilatilastot_kertovat_vuoden_jokainen_kuukausi_la mpenee__paitsi_yksi_viilenee/7038749 Vero 2013. Arvolisäverotus. [internet-sivu]. [viitattu 13.4.2015]. Saatavilla https://www.vero.fi/fiFI/Yritys_ja_yhteisoasiakkaat/Liikkeen_ja_ammatinharjoittaja/Arvonlisaverotus Wikipedia 2015. [internet-sivu]. http://fi.wikipedia.org/wiki/Tervola [viitattu 22.3.2015]. Saatavilla 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 Sähköenergia (kWh/h) Sähköenergia (kWh/d) Kohteen sähkönkulutuksen tarkastelua LIITE I 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 1.1.2014 1.2.2014 1.3.2014 1.4.2014 Viikon 2 (tammikuu 2014) sähkönkulutus tunneittain. 1.5.2014 1.6.2014 1.7.2014 1.8.2014 1.9.2014 1.10.2014 1.11.2014 1.12.2014 Päivittäinen sähkönkulutus huoltoasemalla vuodelta 2014. 60 50 40 30 20 10 0 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 Sähköenergia (kWh/h) 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 Sähköenergia (kWh/h) Kohteen sähkönkulutuksen tarkastelua LIITE II 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 Viikon 21 (toukokuu 2014) sähkönkulutus tunneittain. 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 Viikon 38 (syyskuu 2014) sähkönkulutus tunneittain. 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 Sähköenergia (kWh/h) 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 Sähköenergia (kWh/h) Sähkönkulutuksen ja -tuotannon ajoittumisen tarkastelua LIITE III Kulutus Kulutus Tuotanto 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 Viikon 21 (toukokuu) sähkönkulutus ja -tuotanto tunneittain 50 kWp aurinkosähköjärjestelmällä. Tuotanto 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 Viikon 38 (syyskuu) sähkönkulutus ja – tuotanto tunneittain 50 kWp aurinkosähköjärjestelmällä
© Copyright 2024