Improving the use of renewable energy in Nykarleby
Tuomola, Topias (2021)
2021
Sähkötekniikan DI-ohjelma - Master's Programme in Electrical Engineering
Informaatioteknologian ja viestinnän tiedekunta - Faculty of Information Technology and Communication Sciences
This publication is copyrighted. You may download, display and print it for Your own personal use. Commercial use is prohibited.
Hyväksymispäivämäärä
2021-02-10
Julkaisun pysyvä osoite on
https://urn.fi/URN:NBN:fi:tuni-202102081975
https://urn.fi/URN:NBN:fi:tuni-202102081975
Tiivistelmä
This master’s thesis is concentrating on the state of renewable energy production in Nykarleby and what kind of plans have already been made to increase the share of renewable energy production in the future. There are hydro power, wind power and biogas power plants already in the city and the number of wind power plants will increase in the next few years.The amount of wind power would increase from 7 MW to 370 MW.
In addition to reviewing the current plans, the thesis gives an estimation of how much energy can be produced with solar power in Nykarleby. The amount of produced energy stays close to that of the most southern city of Finland, Hanko, when the power of the plant is taken into consideration. For the solar power plant there are two different business models. In the first one, there is one company which builds the plant and then sells it to the investor, who takes care of it for its 30 years of operation time. This is not profitable for the builder, because of the low estimation of the selling price. However, for the investor it would be good business, since the payback time for the investor is under 19 years. In the second model, one company takes care of the plant all the way from the building phase to the 30 years of operation time and gets the income from selling the electricity. With this model the payback time is under 22 years, so it is feasible for the company.
The latter part of the thesis concentrates on how the energy storage system could be used alongside a wind power plant. Profitability calculations have been made for Björkbacken wind power plant, which is planned to be built in Nykarleby. Financial point of view concentrates on the first 10 years of operation, during which there usually is a contract, stating that the plant must produce a specific amount of energy every hour. The deficit must be compensated by energy purchases from the market. Then there is another company, which buys the amount of energy stated in the contract at fixed price. The need to buy energy is reduced from 37 % of annual hours to 24-36 % when the energy storage is taken into use. The reduction depends on the capacity of the storage and how much energy must be produced according to the contract. Today the price for the contract could be 3.1 c/kWh and with that price the savings from the decreased amount of electricity that must be bought will not cover the investment costs of the storage. For profitable investment the price of the contract should be at least 3.3 c/kWh.
In addition to the energy storage setup described above, another option could be a power-to-gas system, which could produce hydrogen out of water. Hydrogen could be used in the biogas plant, which is located right next to the wind farm, and they could use the hydrogen with carbon dioxide to produce methane. If 20 % of the energy produced by the wind farm would be used for hydrogen production, it would cover 95 % of the maximum hydrogen need of the biogas plant. Surplus hydrogen could be used as fuel for passenger cars, he popularity of which will depend on the number of hydrogen refuelling stations in Finland. Tämä diplomityö käsittelee uusiutuvan energian käyttöä Uudessakaarlepyyssä, ja mitä suunnitelmia sen kehittämiseksi on jo tiedossa. Kaupungissa on jo uusiutuvan energian tuotantoa vesi- ja tuulivoiman sekä biokaasun muodossa. Seuraavien viiden vuoden aikana tuulivoiman osuus uusiutuvan energian tuotannosta tulee todennäköisesti moninkertaistumaan, sillä nykyinen 7 MW:n teho voi parhaimmillaan kasvaa jopa 370 MW:iin.
Valmiiden suunnitelmien lisäksi työssä on selvitetty aurinkovoimalan potentiaalia Uudenkaarlepyyn alueella sekä tuotetun energian että talouden näkökulmasta. Tuotetun energian osalta voidaan pohjoisemmasta sijainnista huolimatta päästä lähelle Hangon lukemia, kun tuotettu energia suhteutetaan voimalan tehoon. Taloudellisesta näkökulmasta on keskitytty kahteen erilaiseen investointimalliin. Ensimmäisessä yksi yritys suunnittelee ja valmistaa voimalan, minkä jälkeen se myydään investoijalle, joka hallinnoi sitä sen elinkaaren ajan. Tämä malli ei ole kannattavaa voimalaa rakentavalle yritykselle, sillä myyntihinta jää arvion mukaan turhan alhaiseksi. Mutta toisaalta malli olisi kannattava voimalaan investoivalle yritykselle, joka saisi investointikustannuksensa takaisin alle 19 vuodessa. Toisessa mallissa yksi yritys vastaisi voimalasta rakentamisen lisäksi koko elinkaaren ajan ja saisi tulonsa sähkönmyynnistä markkinoille. Tässä tapauksessa investointi olisi kannattavaa yritykselle ja sen olisi mahdollista saada sijoituksensa takaisin alle 22 vuodessa aurinkovoimalan elinkaaren ollessa molemmissa tapauksissa 30 vuotta.
Työn toisessa pääkokonaisuudessa on käsitelty energian varastointia ja sen kannattavuutta tuulivoimalan yhteydessä. Tuulivoimalaesimerkkinä on käytetty kaupungin alueelle suunnitteilla olevaa Björkbackenin tuulivoimalaa. Taloudellinen näkökulma keskittyy voimalan toiminnan ensimmäisiin 10 vuoteen. Tällöin tuulivoimaloissa on yleensä voimassa sopimus, jonka perusteella sen täytyy tuottaa sovittu määrä energiaa tai hankkia se markkinoilta, jos tuotanto itsessään ei riitä. Sopimuksen toinen osapuoli lupautuu ostamaan sovitun energiamäärän kiinteällä hinnalla. Akkuvarastoinnin avulla tarve ostaa sähköä markkinoilta laskee 24–36 %:n välille alkuperäisestä 37 %:sta, kun tarkastellaan sellaisten tuntien osuutta vuodessa, jolloin sähköä täytyy ostaa markkinoilta. Tulos riippuu varaston kapasiteetista ja halutusta tasosta energian myynnin sopimuksessa. Tämä parannus ei kuitenkaan kata energian varastoinnista koituvia kuluja, vaan parhaimmassakin tapauksessa sopimuksen mukaisen energian myynnin hinnan täytyisi nousta 3,1 snt/kWh:sta 3,3 snt/kWh:iin, jotta varastointi olisi kannattavaa.
Akkuvarastoinin lisäksi mahdollinen ratkaisu voisi olla power-to-gas -järjestelmä, jolla voitaisiin tuottaa vetyä elektrolyysin avulla vedestä. Tuotettu vety voitaisiin hyödyntää ensisijaisesti tuulivoimalan vieressä toimivassa biokaasulaitoksessa, joka voisi hyödyntää sitä yhdessä hiilidioksidin kanssa metaanin valmistuksessa. Jos 20 % tuulivoimalan arvioidusta tuotannosta käytettäisiin vedyn valmistukseen, sillä voitaisiin kattaa parhaimmillaan 95 % biokaasulaitoksen vedyn maksimitarpeesta. Tämän jälkeen ylijäänyttä osaa vedystä voitaisiin hyödyntää henkilöautojen polttoaineena. Tätä toimintaa rajoittaa se, kuinka paljon vedyn tankkausasemia tullaan Suomessa tulevaisuudessa rakentamaan.
In addition to reviewing the current plans, the thesis gives an estimation of how much energy can be produced with solar power in Nykarleby. The amount of produced energy stays close to that of the most southern city of Finland, Hanko, when the power of the plant is taken into consideration. For the solar power plant there are two different business models. In the first one, there is one company which builds the plant and then sells it to the investor, who takes care of it for its 30 years of operation time. This is not profitable for the builder, because of the low estimation of the selling price. However, for the investor it would be good business, since the payback time for the investor is under 19 years. In the second model, one company takes care of the plant all the way from the building phase to the 30 years of operation time and gets the income from selling the electricity. With this model the payback time is under 22 years, so it is feasible for the company.
The latter part of the thesis concentrates on how the energy storage system could be used alongside a wind power plant. Profitability calculations have been made for Björkbacken wind power plant, which is planned to be built in Nykarleby. Financial point of view concentrates on the first 10 years of operation, during which there usually is a contract, stating that the plant must produce a specific amount of energy every hour. The deficit must be compensated by energy purchases from the market. Then there is another company, which buys the amount of energy stated in the contract at fixed price. The need to buy energy is reduced from 37 % of annual hours to 24-36 % when the energy storage is taken into use. The reduction depends on the capacity of the storage and how much energy must be produced according to the contract. Today the price for the contract could be 3.1 c/kWh and with that price the savings from the decreased amount of electricity that must be bought will not cover the investment costs of the storage. For profitable investment the price of the contract should be at least 3.3 c/kWh.
In addition to the energy storage setup described above, another option could be a power-to-gas system, which could produce hydrogen out of water. Hydrogen could be used in the biogas plant, which is located right next to the wind farm, and they could use the hydrogen with carbon dioxide to produce methane. If 20 % of the energy produced by the wind farm would be used for hydrogen production, it would cover 95 % of the maximum hydrogen need of the biogas plant. Surplus hydrogen could be used as fuel for passenger cars, he popularity of which will depend on the number of hydrogen refuelling stations in Finland.
Valmiiden suunnitelmien lisäksi työssä on selvitetty aurinkovoimalan potentiaalia Uudenkaarlepyyn alueella sekä tuotetun energian että talouden näkökulmasta. Tuotetun energian osalta voidaan pohjoisemmasta sijainnista huolimatta päästä lähelle Hangon lukemia, kun tuotettu energia suhteutetaan voimalan tehoon. Taloudellisesta näkökulmasta on keskitytty kahteen erilaiseen investointimalliin. Ensimmäisessä yksi yritys suunnittelee ja valmistaa voimalan, minkä jälkeen se myydään investoijalle, joka hallinnoi sitä sen elinkaaren ajan. Tämä malli ei ole kannattavaa voimalaa rakentavalle yritykselle, sillä myyntihinta jää arvion mukaan turhan alhaiseksi. Mutta toisaalta malli olisi kannattava voimalaan investoivalle yritykselle, joka saisi investointikustannuksensa takaisin alle 19 vuodessa. Toisessa mallissa yksi yritys vastaisi voimalasta rakentamisen lisäksi koko elinkaaren ajan ja saisi tulonsa sähkönmyynnistä markkinoille. Tässä tapauksessa investointi olisi kannattavaa yritykselle ja sen olisi mahdollista saada sijoituksensa takaisin alle 22 vuodessa aurinkovoimalan elinkaaren ollessa molemmissa tapauksissa 30 vuotta.
Työn toisessa pääkokonaisuudessa on käsitelty energian varastointia ja sen kannattavuutta tuulivoimalan yhteydessä. Tuulivoimalaesimerkkinä on käytetty kaupungin alueelle suunnitteilla olevaa Björkbackenin tuulivoimalaa. Taloudellinen näkökulma keskittyy voimalan toiminnan ensimmäisiin 10 vuoteen. Tällöin tuulivoimaloissa on yleensä voimassa sopimus, jonka perusteella sen täytyy tuottaa sovittu määrä energiaa tai hankkia se markkinoilta, jos tuotanto itsessään ei riitä. Sopimuksen toinen osapuoli lupautuu ostamaan sovitun energiamäärän kiinteällä hinnalla. Akkuvarastoinnin avulla tarve ostaa sähköä markkinoilta laskee 24–36 %:n välille alkuperäisestä 37 %:sta, kun tarkastellaan sellaisten tuntien osuutta vuodessa, jolloin sähköä täytyy ostaa markkinoilta. Tulos riippuu varaston kapasiteetista ja halutusta tasosta energian myynnin sopimuksessa. Tämä parannus ei kuitenkaan kata energian varastoinnista koituvia kuluja, vaan parhaimmassakin tapauksessa sopimuksen mukaisen energian myynnin hinnan täytyisi nousta 3,1 snt/kWh:sta 3,3 snt/kWh:iin, jotta varastointi olisi kannattavaa.
Akkuvarastoinin lisäksi mahdollinen ratkaisu voisi olla power-to-gas -järjestelmä, jolla voitaisiin tuottaa vetyä elektrolyysin avulla vedestä. Tuotettu vety voitaisiin hyödyntää ensisijaisesti tuulivoimalan vieressä toimivassa biokaasulaitoksessa, joka voisi hyödyntää sitä yhdessä hiilidioksidin kanssa metaanin valmistuksessa. Jos 20 % tuulivoimalan arvioidusta tuotannosta käytettäisiin vedyn valmistukseen, sillä voitaisiin kattaa parhaimmillaan 95 % biokaasulaitoksen vedyn maksimitarpeesta. Tämän jälkeen ylijäänyttä osaa vedystä voitaisiin hyödyntää henkilöautojen polttoaineena. Tätä toimintaa rajoittaa se, kuinka paljon vedyn tankkausasemia tullaan Suomessa tulevaisuudessa rakentamaan.