Source: http://docplayer.fi/671154-Sahkon-pientuotannon-kilpailukyvyn-ja-kokonaistaloudellisten-hyotyjen-analyysi.html
Timestamp: 2018-04-24 18:38:27+00:00
Document Index: 4654809

Matched Legal Cases: ['kko ', 'kko ', 'kko ', 'kko ', 'kko ', 'kko ', 'kko ', 'kko ', 'kko ', 'kko ', 'kko ', 'kko ', 'kko ', 'kko ', 'kko ', 'kko ', 'kko ', 'kko ', 'kko ', 'kko ']

Sähkön pientuotannon kilpailukyvyn ja kokonaistaloudellisten hyötyjen analyysi - PDF
Sähkön pientuotannon kilpailukyvyn ja kokonaistaloudellisten hyötyjen analyysi
Download "Sähkön pientuotannon kilpailukyvyn ja kokonaistaloudellisten hyötyjen analyysi"
1 Sähkön pientuotannon kilpailukyvyn ja kokonaistaloudellisten hyötyjen analyysi LOPPURAPORTTI Aki Pesola, Juha Vanhanen, Markku Hagström, Ville Karttunen, Lauri Larvus, Laura Hakala, Iivo Vehviläinen Gaia Consulting Oy
2 SISÄLTÖ 1 Johdanto Piensähköntuotannon nykytila ja kilpailukyky Markkinatilanne Teknologioiden kilpailukyky Tukimekanismit Piensähköntuotannon liiketoimintamahdollisuudet Teknistaloudellinen potentiaali Mahdollisia liiketoimintamalleja Liiketoimintamahdollisuudet ja talousvaikutukset Globaalit liiketoimintamahdollisuudet Piensähköntuotannon case-tarkastelut Laskentamenetelmä Case 1: Villa ISOVER (aurinkosähkö) Case 2: Kauppakeskus Skanssi (aurinkosähkö) Case 3: Kalmarin maatila (kaasumoottori) Yhteenveto ja johtopäätökset Lähteet
3 1 Johdanto Elinkeinoministeri Jan Vapaavuoren asettama pienimuotoisen energiantuotannon edistämistyöryhmä on aloittanut toimintansa osana Suomen energia- ja ilmastostrategian 2013 toteutusta. Työryhmä pyrkii löytämään uusia ratkaisuja pientuotannon kannattavuuden ja teknisen toiminnan kehittämiseksi. Tämä taustaselvitys antaa tietoa työryhmän työn tueksi sähkön pientuotannon kilpailukyvystä ja kokonaistaloudellisista hyödyistä. Taustaselvityksessä nostetaan esiin piensähköntuotannon osalta seuraavat asiat: Markkinatilanne ja markkinan kehitykseen vaikuttavat tekijät Kilpailukyky kustannusten, rahoituksen ja liiketoimintamallien näkökulmasta Eri tukimuotojen soveltuvuus, vaikuttavuus ja tuloksellisuus Piensähköntuotannon kiinteistö- ja aluekohtainen tuotantopotentiaali Piensähköntuotannon lisäämisen vaikutukset liiketoimintaan, arvoketjujen luomaan arvonlisään, työllisyyteen ja kansantalouteen Arvio globaaleista markkinoista ja mahdollisten vientiyrityksien kasvun vaikutuksista Piensähköntuotannon vaikutuksia konkretisoidaan selvityksessä case-tarkasteluilla, joiden avulla saadaan tarkennettua kustannustehokkuuteen, hyötyihin ja vaikutuksiin liittyviä yksityiskohtia. Yksi tärkeä näkökulma on kuinka voidaan edistää suomalaista cleantech-alaa ja löytää liiketoimintamahdollisuuksia kotimaisille yrityksille. Selvityksen tilaajia ovat työ- ja elinkeinoministeriö sekä Tekes. Selvityksen ovat tehneet Aki Pesola, Juha Vanhanen, Markku Hagström, Ville Karttunen, Laura Hakala, Lauri Larvus ja Iivo Vehviläinen Gaia Consulting Oy:stä vuoden 2014 huhtikuun ja lokakuun välisenä aikana. Selvityksen aikana haastateltiin kotimaisia aurinkosähkön, pientuulivoiman ja pien-chp:n teknologiatoimittajia sekä alojen yhdistyksiä. Haastatteluja toteutettiin yhteensä 15 kappaletta. Lista haastatelluista henkilöistä on esitetty liitteessä 1. 2
4 2 Piensähköntuotannon nykytila ja kilpailukyky 2.1 Markkinatilanne Aurinkosähkö Nykytilanne Aurinkosähkösovellukset ja niiden markkinat voidaan jaotella seuraavasti: Mobiilit laitteet (esim. kannettavat akkujen latauslaitteet) Sähköverkon ulkopuoliset kohteet, kuten kesämökkijärjestelmät Sähköverkkoon kytketyt pientalojärjestelmät Isojen kiinteistöjen ja yritysten järjestelmät (pääosin sähköverkkoon kytkettyjä) Teollisuuskokoluokan aurinkosähkövoimalaitokset (koko tuotanto sähköverkkoon) Tämän lisäksi aurinkosähkömarkkinaan voidaan katsoa kuuluvan aurinkosähköjärjestelmien vaatimat komponentit, oheislaitteet ja materiaalit. Kaikilla yllä listatuilla markkinoilla on kotimaisia toimijoita, joita on kartoitettu aiemmin esimerkiksi Tekesin vuonna 2013 julkaisemaa aurinkoenergiakatalogia 1 varten. Tämän selvityksen kannalta relevantit markkinat ovat sähköverkkoon kytketyt pientalojärjestelmät sekä isojen kiinteistöjen järjestelmät. Pientalojärjestelmät ovat tyypillisesti kokoluokaltaan 2 5 kw ja yritysjärjestelmät kw. Suomen aurinkosähkötuotantokapasiteetista ei ole tilastoitua tietoa 2. Alan toimijoiden arviot verkkoon kytketyn aurinkosähkön tuotantokapasiteetista Suomessa vaihtelevat yhdestä kolmeen megawattiin. Toimialan liikevaihdoksi arvioidaan Suomessa korkeintaan 10 miljoonaa euroa, josta noin kolme miljoonaa euroa syntyy sähköverkkoon kytketyistä järjestelmistä. Pientalojärjestelmiä arvioidaan olevan Suomessa asennettuna joitakin satoja, ja lisäksi asennettuna on yksittäisiä suuremman kokoluokan järjestelmiä. Verkkoon kytkemättömiä kesämökkijärjestelmiä arvioidaan olevan luokkaa Kehitysnäkymät Aurinkosähköjärjestelmien toimitusmäärät ovat vahvassa kasvussa. Verkkoon kytketyn kumulatiivisen kapasiteetin arvioidaan kaksinkertaistuneen viime vuoden aikana ja kasvun nähdään jatkuvan lähitulevaisuudessa voimakkaana. Suurin syy tähän on paneelien ja tätä kautta kokonaisjärjestelmien hintojen halpeneminen. Aurinkosähköjärjestelmien hinta las- 1 Tekes, Groove / solar energy catalogue, Groove aurinkoenergian yritysluettelo. Saatavissa: Haastattelut, järjestelmätoimittajat sekä alan yhdistykset. 3
5 kee Suomessa johtuen sekä globaalista hintojen alentumisesta että järjestelmiä toimittavien yritysten kilpailusta kotimarkkinoilla. Pientalojärjestelmiä toimitetaan tällä hetkellä joitakin satoja vuodessa ja toimitettujen järjestelmien keskikoko on kasvanut tasaisesti. Järjestelmien hintojen aleneminen selittää osin keskikoon kasvua, sillä tyypillisesti pientalojärjestelmien ostajat ovat valmiita investoimaan tietyn summan, jolla nykyään saa suuremman järjestelmän kuin ennen. Toimijat odottavat, että viiden-kymmenen vuoden päästä verkkoon kytkettyjä pientalokohteita on jo noin , joka tarkoittaisi kumulatiivisena liikevaihtona arviolta miljoonaa euroa. Yritysjärjestelmiä puolestaan toimitetaan Suomessa tällä hetkellä muutamia vuodessa. Yrityksien investointimääriin vaikuttaa erityisesti aurinkosähkön hintakehitys ja verokohtelu. Hintojen laskun voi olettaa lisäävän myös yritysjärjestelmien määrää tulevaisuudessa. Vaikka kiinnostus aurinkosähköä kohtaan on kasvanut, mutta edelleen suhteellisen pitkät takaisinmaksuajat hillitsevät hankintapäätösten tekoa. Aurinkosähkön tuotantoon harkitaankin uudenlaisia liiketoimintamalleja, joilla voitaisiin alentaa investointikynnystä. Esimerkiksi energiayhtiö voisi olla järjestelmän omistaja ja vastata sekä järjestelmän hankinnasta että tuotannosta, vaikka järjestelmä sijaitsisikin kulutuspisteessä. Mallissa määriteltäisiin tariffi, jolla energiayhtiö myisi tuotettua sähköä asiakkaalle. Näin asiakkaan ei tarvitsisi itse investoida järjestelmään ja energiayhtiö kantaisi rahoitus- ja tuotantoriskit. Erilaisia liiketoimintamalleja tarkastellaan lähemmin tämän raportin luvussa 3.2. Työllistävyys ja kotimaisuusaste Aurinkosähkön arvoverkon työllistävyysvaikutus on kansainvälisten kokemusten mukaan noin henkilötyövuotta asennettavaa megawattia kohden. Suomessa aurinkosähköala on ollut työvoimaintensiivisempää, ja yhden megawatin kapasiteetin asennuksen voidaan laskea työllistävän noin henkilötyövuotta. Suomen korkeampi työllistävyysaste johtuu pääosin alan kehittymättömyydestä. Esimerkiksi Saksassa järjestelmien suunnittelu ja asennus on jo vakiintuneempaa liiketoimintaa, prosessit kehittyneempiä ja siten työvoimaintensiivisyydeltään pienempiä. Suomalaisten aurinkosähköalan toimijoiden työ keskittyy pääosin järjestelmien markkinointiin, suunnitteluun ja toimitukseen sekä järjestelmien asennukseen. Järjestelmätoimittajia Suomessa on noin kymmenkunta, joista suurin osa tuo järjestelmien osat ulkomailta. Suomessa on yksi demonstraatiokokoluokan paneelinvalmistusyksikkö. Lisäksi yksi toimija suunnittelee aurinkopaneelien valmistuksen aloittamista Suomessa, ja yhdellä suomalaisella yrityksellä on paneelienvalmistustoimintaa Virossa. Suurin osa globaalista paneelivalmistuksesta on keskittynyt Kiinaan. Käytännössä voidaan sanoa, että aurinkosähköjärjestelmien kotimaisuusaste muodostuu nykyisin täysin järjestelmien suunnittelusta ja asennuksesta, joka vastaa % toimituksen kokonaisarvosta. Muutama toimija tekee paneelien asennus-/kiinnitysjärjestelmiä (sis. telineet, kiinnikkeet jne.) Suomessa. Asennustyötä tarjoaa joko järjestelmätoimija itse tai erillinen asennukseen keskittynyt yritys. Asennustyön hintaan vaikuttaa merkittävästi välimatka, joten asennustyö kannattaa yleensä tehdä mahdollisimman paikallisesti. Suurin osa 4
6 järjestelmätoimittajien kautta tilatuista järjestelmistä toimitetaan avaimet käteen - periaatteella. Koska aurinkopaneelien hinnat ovat pudonneet, järjestelmän muiden osien sekä asennustyön merkitys korostuu. Tällä hetkellä erityisesti asennustekniikan kehitys kiinnostaa useita suomalaisia toimijoita. Nyt pyritään kehittämään asennusjärjestelmiä, jotka ovat helpompia asentaa ja vaativat pienemmän työpanoksen. Laitteiden ja komponenttien valmistuksen osalta kotimaisuusaste on lähellä nollaa ja käytännössä lähes kaikki järjestelmien osat tuodaan ulkomailta. ABB ja Vacon valmistavat teollisen mittakaavan inverttereitä, joita voidaan käyttää suurissa aurinkosähköjärjestelmissä. Pienet, yksityisten kuluttajien järjestelmien kokoluokkaan sopivat invertterit tulevat ulkomailta. Kuluttajat tilaavat aurinkosähköjärjestelmiä myös suoraan ulkomailta, pääosin Saksasta ja jonkin verran myös Kiinasta. Toimijat arvioivat, että tällä hetkellä noin puolet pienaurinkosähköjärjestelmistä ostetaan palvelutoimittajien kautta ja noin puolet suoraan ulkomailta, tyypillisesti Saksasta yhteistilauksina. Pientuulivoima Nykytilanne Pientuulivoimaksi Suomessa luokitellaan teholtaan alle 50 kw pienlaitokset. Niiden käyttö jakautuu neljään eri luokkaan, joita ovat mökkituotanto ja akkujen latauslaitteet (alle 1 kw, tyypillisesti W), liikerakennukset ja taajama-asunnot (alle 5 kw), suuret yritykset ja maatalous (5-50 kw) sekä telecom-käyttö (muutamia kilowatteja). Koko toimialan liikevaihdoksi arvioidaan Suomessa noin puoli miljoonaa euroa ja alan työllistävyydeksi noin 20 henkilötyövuotta. Liikevaihdossa ja henkilötyövuosissa mitattuna kaksi yritystä kattaa noin puolet koko alasta Suomessa. Tällä hetkellä pientuulivoimamarkkina kokonaisuudessaan on Suomessa suhteellisen pieni. Toimitusten lukumäärä jakautuu yllä mainittujen segmenttien kesken siten, että mökeille asennettavia järjestelmiä toimitetaan valmiina paketteina noin laitetta vuodessa, kun taas asuntoihin ja liikerakennuksiin kytkettäviä verkkovoimalajärjestelmiä sekä telecom-järjestelmiä toimitetaan molempia noin kymmenen kappaletta vuodessa. Suuren luokan pientuulivoimajärjestelmiä, 5-50 kw, asennetaan vuodessa keskimäärin noin yksi kappale. Toimitusmääristä päätellen markkinat suomalaisille toimijoille ovat melko pienet, ja mökeille toimitettavien järjestelmien osuus on yli 90 % kokonaismäärästä. Järjestelmät toimitetaan haastatteluiden perusteella isommissa kokoluokissa avaimet käteen - periaatteella. Pienempiä järjestelmiä asiakkaat asentavat joskus itse. Kehitysnäkymät Pientuulivoimajärjestelmien toimitusmäärien kehitys on ollut varsin tasaista viimeisen viiden vuoden aikana ja kysyntä on pysynyt suhteellisen vakaana. Toisaalta, eritoten hybridijärjestelmien kysyntä on ollut kasvussa aurinkovoimajärjestelmien hintojen laskiessa. Pientuulivoiman erikoisratkaisujen, kuten sähköverkon ulkopuolisiin kohteisiin tarkoitettujen tele- 5
7 com- ja akunlatausjärjestelmien kysyntä on tasaisesti nousevaa. Uusien yritysten tuotekehitysprojektien johdosta alan toimijat ennustavat pientuulivoiman erityissovellusten kysynnän kasvavan vahvasti lähitulevaisuudessa. Suomalaiset pientuulivoimajärjestelmien toimittajat ovat verrattain pieniä, jolloin niiden kannalta on edullista toimia kansainvälisten komponenttien suurvalmistajien ja maahantuojien kanssa yhteistyössä. Suomessa on vain vähän pientuulivoiman kannalta soveltuvia komponenttivalmistajia. Esimerkiksi pientuulivoimaloiden mastojen valmistajia on, mutta osien valmistus pientuulivoiman tarpeisiin ei ole niiden päätoimialaa, jolloin hankintakustannukset voivat toisinaan nousta korkeiksi ulkomaisiin toimijoihin verrattuna. Aurinko- ja tuulivoiman hybridijärjestelmien kysyntä on viime vuosina kasvanut, ja kysynnän voidaan lähitulevaisuudessa arvioida kasvavan etenkin sähköverkkojen ulkopuolisissa kohteissa. Hybridijärjestelmien kysyntä sijoittuu etenkin erityiskohteisiin, kuten saarille, erämaihin sekä radiomastoihin. Etenkin vähiten kehittyneissä maissa, mutta myös muualla, dieselgeneraattoreita korvataan osittain tai kokonaan uusiutuvilla energiaratkaisuilla. Pientuulivoima ja etenkin telecomjärjestelmät osaltaan vastaavat näihin tarpeisiin ja ovat aurinkoenergian ohella varteenotettavia uusiutuvan energian vaihtoehtoja joko yhdistettynä tai erikseen. Työllistävyys ja kotimaisuusaste Pientuulivoiman järjestelmiä toimitetaan sekä Suomeen että ulkomaille ja niiden valmistuksen kotimaisuusaste vaihtelee. Jotkut toimijat tilaavat valmiita komponentteja ulkomailta, muun muassa Saksasta, Japanista ja Kiinasta, ja kokoavat ne Suomessa. Joitain komponentteja ei ole mahdollista hankkia Suomesta kustannustehokkaasti. Pienimmät järjestelmät saattavat tulla kokonaan ulkomailta pakattuna, jolloin ne vain toimitetaan loppukäyttäjälle ja asennetaan suomalaisten toimijoiden toimesta. Alle 5 kw keskisuurissa järjestelmissä koko toimituksen kotimaisuusaste on noin 30 % luokkaa, sillä asennus ja pienvoimaloiden mastot voivat olla suomalaisia kw:n toimituksissa kotimaisuusasteen arvioidaan jäävän 10 % paikkeille, sillä usein vain asennus on suomalaista. Suurimmissa järjestelmissä pienet suomalaiset tuottajat eivät välttämättä ole vahvoilla, sillä kansainvälinen kilpailu on kovaa ja usein standardien mukaisia osia tilataan suurimmilta tuottajilta ulkomailta. Mitä suurempaan pientuulivoiman tuotantokokoon mennään, sitä enemmän osia tilataan ulkomailta ja usein vain asennus- ja huoltotyö on suomalaista. Suurin osa suomalaisista pientuulivoimajärjestelmien tarjoajista toimii myös kansainvälisillä markkinoilla, jolloin muun muassa asennukseen käytetään maakohtaisesti paikallista työvoimaa. Keskimäärin järjestelmien asennus vaatii koosta riippuen 1 5 henkilötyöpäivää/järjestelmä, jolloin nyrkkisääntönä pientuulivoiman asennuksen työllistävyydelle voidaan pitää 1 htpv/kw. Huoltotyötä ja ylläpitoa pientuulivoimajärjestelmät vaativat vuodessa keskimäärin noin 0,3 henkilötyöpäivää/kw. Huomioitavaa on kuitenkin se, että alle kilowatin mökkijärjestelmät eivät yleensä vaadi ammattimaista huoltotyötä ollenkaan, vaan kuluttaja voi helposti huoltaa niitä itse. Järjestelmien keskimääräinen elinikä on noin 10 vuotta, ja joillakin toimittajilla on jopa 20 vuoden vaihtotakuu omille pientuulivoimajärjestelmilleen. 6
8 Alan toimijoista osa vie tuotannostaan yli 90 % ulkomaille, kun taas osa toimijoista toimittaa ratkaisuja lähinnä suomalaisten kesämökkien tarpeisiin. Pien-CHP Markkinatilanne Pien-CHP eli pienimuotoinen sähkön ja lämmön yhteistuotanto sisältää useita erilaisia tuotantotekniikoita, joissa voidaan käyttää erilaisia polttoaineita. Polttoaineen alkuperän mukaan pien-chp voidaan jakaa esimerkiksi seuraavasti: Maakaasun käyttöön perustuva pien-chp Puupohjaisten polttoaineiden käyttöön perustuva pien-chp Biokaasun (mädätys) käyttöön perustuva pien-chp Maakaasun käyttö on Suomessa toistaiseksi mahdollista lähinnä maakaasuverkon alueella, kun sen sijaan puupohjainen ja biokaasu-chp ovat mahdollisia koko maassa. Pääpaino tässä selvityksessä oli puuta ja biokaasua käyttävissä tekniikoissa. Tekniikan mukaan jaoteltaessa pien-chp sisältää taulukossa 1 esitetyt teknologiat. Taulukkoon on koottu eri teknologioiden keskeiset tekniset ominaispiirteet. Taulukko 1. Pien-CHP teknologiat ja niiden keskeiset tekniset ominaispiirteet. Kehitysaste Kokoluokka Sähköntuo- Yhteistuo- Polttoaine [kwe] tannon hyö- tannon hyö- tysuhde [%] tysuhde [%] Kaasumoottorit Laajasti käytössä n. 80 Kaasumaiset polttoaineet Pienhöyrytur- Laajasti käy Ei rajoitteita biinit/-koneet tössä (< 3 MWe) (< 3 MWe) Kaasuturbiinit (mikroturbiinit) Esikaupallinen n. 15 n. 85 Kaasumaiset polttoaineet Kehitysvaihe 0, Ei rajoitteita Polttokennot Kehitysvaihe esikaupallinen 0, Kaasumaiset polttoaineet Stirlingmoottorit ORCgeneraattorit Esikaupallinen vaihe Ei rajoitteita 7
9 Pien-CHP:n markkinatilanne ja haasteet riippuvat merkittävästi tekniikasta, polttoaineesta ja kokoluokasta 4. Stirling-moottorit ja pienet höyryturbiinit ja -koneet (alle 1 MWe) eivät ole ainakaan toistaiseksi saavuttaneet kaupallista menestystä johtuen pitkälti vaatimattomasta sähkön tuotannon hyötysuhteesta. Isommat höyryturbiinit sen sijaan ovat laajasti käytössä olevaa tekniikkaa. Polttokennot yleistyvät parhaillaan 1 kw kokoluokassa (pientalot) erityisesti Japanissa ja Etelä-Koreassa 5, mutta kehitys Suomessa hidasta. Isommat polttokennot ovat kehitysvaiheessa tai esikaupallisessa demonstraatiovaiheessa. ORC-generaattorit ovat saaneet hieman jalansijaa myös Suomessa (3 laitosta 6 ). Maailmalla ORC-generaattoreita on käytössä jo jonkin verran. 7 Kaasumoottori on perinteisin pien-chp-tekniikka, mutta mikroturbiineillakin on nykyisin melko vahva asema globaalisti. Suomessa ei ole kattavasti tilastoitua tietoa pien-chp kapasiteetista teknologioittain tai kokoluokittain. Energiateollisuus ry:n Kaukolämpötilaston mukaan kaukolämpöverkkoihin oli vuonna 2012 liitetty 2 kpl sähköteholtaan alle 1 MW:n CHP-laitosta. Toisessa polttoaineena on biokaasu ja toisessa maakaasu. 8 Tilaston ulkopuolelle jäävät mm. suurin osa biokaasu- CHP-laitoksista, uudet ORC-laitokset ja kaikki sähköteholtaan alle 100 kw mini- ja mikro- CHP-voimalat (esim. puubiomassan kaasutukseen perustuvat ekokylä- ja maatilavoimalat ja muut vastaavat). Taulukkoon 2 on koottu yhteenvetona sellaiset biokaasulaitokset, joissa tuotetaan sekä sähköä että lämpöä. Yhteensä biokaasu-chp-laitoksia oli 36 kpl vuonna Suunnitteilla tai rakenteilla vuonna 2012 oli 20 yhteismädätyslaitosta ja 14 maatilalaitosta 9, mutta tieto biokaasun hyödyntämistavasta (CHP vai ei) ko. laitoksissa ei sisälly biokaasulaitosrekisteriin. Vaihtoehtona sähkön ja lämmön tuotannolle harkitaan monessa tapauksessa liikennepolttoaineen tuottamista tai puhdistetun biokaasun (biometaanin) syöttämistä maakaasuverkkoon (siellä missä verkko on lähellä). 4 Kokoluokkaa ei rajattu ohjausryhmässä tätä selvitystä varten. 5 Haastattelu, alan toimijat 4/ Turboden: Toholampi 1300 kwe (biomassa-chp), Posio 700 kwe (biomassa-chp), Espoo, HSY jätehuolto kwe (lämmön talteenotto); 7 Esim. Turboden ORC-laitoksia maailmalla käytössä jo 277 kpl 32 maassa; 8 Energiateollisuus ry, Kaukolämpötilasto Suomen biokaasulaitosrekisteri
10 Taulukko 2. Suomen biokaasu-chp-laitokset vuonna Jätevedenpuhdistamot (10) Maatilat (6) Yhteismädätyslaitokset (6) Kaatopaikkalaitokset (14) Espoo, Suomenoja Junttila, Nivala BioKymppi Oy, Kitee Espoo, Ämmässuo Forssa Kalmari, Laukaa Biovakka Oy, Turku Hämeenlinna, Karanoja Helsinki, Viikinmäki Koivunen, Virrat Biovakka Oy, Vehmaa Imatra, Kurkisuo Joensuu, Kuhasalo Kotimäki, Halsua Envor Biotech Oy, Forssa Joensuu, Kontiosuo Jyväskylä, Nenäinniemi MTT, Maaninka Stormossen, Koivulahti Kouvola, Keltakangas Kuopio, Lehtoniemi Virtaala, Haapavesi VamBio Oy, Vampula Lahti, Kujala Maarianhamina, Lotsbroverket Lohja, Munkkaa Riihimäki Mikkeli, Metsä-Sairila Tampere, Rahola Oulu, Rusko Tampere, Viinikanlahti Pori, Hangassuo Salo, Korvenmäki Simpele, Metsä Board, Konkamäki Tampere, Tarastenjärvi Vaasa, Suvilahti Taulukon 2 sisältämien pien-chp-laitosten lisäksi Suomessa on tuotantokäytössä ainakin 5 kpl puubiomassan kaasutukseen ja kaasumoottoritekniikkaan perustuvaa mini-chp-laitosta, joiden sähköteho on 30 kw tai 40 kw. Samoja laitoksia on jo viety ulkomaillekin. 11 Lisäksi kehitteillä tai kaupallistumisen kynnyksellä on muutama muukin suomalainen pien-chpkonsepti, joissa hyödynnetään mm. puubiomassan kaasutus- ja tuotekaasun puhdistustekniikkaa 12, mikroturbiini 13 - tai polttokennotekniikkaa 14. Kehitysnäkymät Alan toimijoiden mukaan kiinnostus erityisesti puupohjaista pien-chp:tä kohtaan on kasvamassa, koska energiaomavaraisuutta pidetään entistä tärkeämpänä asiana. Vaikka kotimarkkinat ovat vasta heräämässä, kasvumahdollisuuksia nähdään niin Suomessa kuin ulkomaillakin. Useimmat suomalaiset pien-chp-laitostoimittajat - tekniikasta riippumatta - pitävät referenssien saamista kotimarkkinoilta erittäin tärkeänä. Liiketoiminnan varsinaisen kasvun ja päävolyymin oletetaan kuitenkin jo lähivuosina tulevan vientimarkkinoilta. Useimmat kotimaiset pien-chp-laitostoimittajat odottavat laitostoimitustensa määrän vähintään kaksinkertaistuvan vuosittain seuraavien 5 vuoden ajan. Suomessa pien-chp markkinat ovat ainakin toistaiseksi melko kattavasti kotimaisten toimijoiden hallinnassa, joskin keskeiset sähkön tuotantoon tarvittavat komponentit (kaasumoottorit, mikroturbiinit, polttokennot jne.) tuodaan tai tuotaneen pääosin ulkomailta. Suomalaiset toimijat ovat profiloituneet systeemi-integroijiksi eli ostavat komponentit ja kokoonpanevat laitteiston toimivaksi kokonaisuudeksi. 10 Suomen biokaasulaitosrekisteri Volter Oy, 12 Gasek Oy, 13 Ekogen Oy, 14 Convion Oy, 9
11 Biokaasusektorilla tapahtuu Suomessa mahdollisuuksiin nähden varsin vähän. Biokaasun hyödyntäminen pienessä kokoluokassa (syöttötariffirajan alapuolella) sähköksi ja lämmöksi on nykyisillä sähkön hinnoilla kannattamatonta. Korkeintaan yksittäisiä biokaasulaitoksia per vuosi tullaan käynnistämään lähivuosina, ellei toimintaympäristössä 15 tapahdu selkeitä muutoksia parempaan. Toisaalta sähkön tuotannon merkitys biokaasulaitoksen taloudessa on varsin pieni isommissakin laitoksissa, joiden talous lepää pitkälti jätteiden mädättämisestä saatavien porttimaksujen varassa. Biokaasulaitokset ovat ensisijaisesti biojätteen käsittelylaitoksia ja vasta toissijaisesti sähköntuotantolaitoksia. Nykyinen trendi, varsinkin isojen yhteismädätyslaitosten osalta on biometaanin tuottaminen liikennekäyttöön tai kaasuverkkoon syötettäväksi. Maakaasua, kuten myös kaasuverkkoon syötettyä biokaasua, voitaisiin käyttää esimerkiksi kiinteistökohtaisten mini- ja mikro-chp-laitosten polttoaineena kaasuverkon alueella. Tällaista toimintaa Suomessa ei kuitenkaan ole juuri ollut (kokoluokka alle 1 MWe). Käytännössä maakaasu-chp:n kannattavuutta pienessä kokoluokassa on usein ollut vaikea osoittaa, koska useimmiten sekä sähkö että lämpö pitää pystyä hyödyntämään mahdollisimman tehokkaasti itse. Sähkön syöttäminen sähköverkkoon nykyiseen markkinahintaan ei nykyisin kannata vuoden useimpina tunteina ja jollei kohteen CHP-laitoksessa tuotettua lämpöä voida syöttää kauko- tai aluelämpöverkkoon eikä sille ole (riittävästi) käyttöä paikan päällä, CHP:llä tuotettu lämpö on (lähes) arvotonta. Tulevina vuosina LNG-terminaalit ja LNG-tuonti saattavat muuttaa markkina-asetelmia erityisesti kaasuverkon ulkopuolella, mutta suuntautuuko mahdollisesti kasvava LNG:n käyttö pääosin liikenteeseen, teollisuuteen vai sähkön ja lämmön tuotantoon, ei ole vielä selvää. Nykyisillä sähkön ja maakaasun hinnoilla sähkön ja lämmön yhteistuotanto ei kuitenkaan vaikuta todennäköisimmältä LNG:n käyttötavalta. Työllistävyys ja kotimaisuusaste Suomalaiset pien-chp-toimijat ovat järjestelmäintegroijia, joiden työllistävyys syntyy ennen kaikkea järjestelmien kokoonpanosta. Kokoonpanon työllistävyys riippuu jonkin verran CHP-tekniikasta. Haastatteluissa ei saatu arvioita kokoonpanotyön määrästä kaikkien toimijoiden osalta, mutta yleistäen voidaan arvioida pien-chp-järjestelmien kokoonpanon työllistävän muutaman henkilötyövuoden verran per MW sähköä. Pien-CHP-järjestelmien asennustyön määrä CHP-kohteessa riippuu CHP-tekniikasta ja yrityksen toimintamallista. Jotkin järjestelmät (esim. pienet kaasukäyttöiset) voidaan tehdä ja tehdään mahdollisimman valmiiksi yrityksen omissa tiloissa ja kuljetetaan kohteeseen (lähes) kytkentävalmiina. Toiset järjestelmät (esim. isommat puupolttoainetta käyttävät) vaativat enemmän työtä myös paikan päällä (esim. polttoainevarasto & polttoaineen kuljetuslinja). 15 Toimintaympäristö sisältää monia biokaasulaitosten kannattavuuteen liittyviä tekijöitä, kuten säädökset (syöttötariffin taso ja sähkötehon alaraja), sähkön ja muiden polttoaineiden hinnat, kilpailu raaka-aineista (hinta voi vaihtua negatiivisesta positiiviseksi tai päinvastoin riippuu myös säädöksistä), mädätteen arvo (peltopinta-alat, sallitut levitysmäärät), ym. 10
12 Polttokennojärjestelmien (Convion) asennukseen paikan päällä arvioitiin tarvittavan 0,2 htv/mw, puukaasu-chp:n (Volter, kaasumoottori) vain vähän. Sen sijaan puun arinapolttoa ja lämmönvaihdinta hyödyntävän mikroturbiinilaitoksen (Ekogen) asennustyöksi paikan päällä arvioitiin noin 2 htv/mw (ei sisällä rakennusta) ja pelkän puun kaasutuslaitoksen (Gasek 1 MW th, ei sähkön tuotantoa) noin 0,5 htv/mw. Laaja vaihtelu asennuksen työmääräarvioissa johtunee myös todellisten laitosten vähäisestä määrästä ja sen vuoksi lukuja onkin syytä pitää suuntaa antavina. Pien-CHP-laitostoimitusten kotimaisuusaste on yleisesti noin 80 (± 10) %. Polttokennojen osalta tälle tasolle ei kuitenkaan päästä, jos kennostot joudutaan ostamaan ulkomailta. Siinä tapauksessa kotimaisuusaste on noin 30 %. Suomessa on tällä hetkellä vain yksi yritys, joka tekee polttokennojen kennostoja. Kotimaisuutta voitaisiin kuitenkin edistää luomalla esikaupallisia demonstraatioympäristöjä, mikä edistäisi kotimaista verkostoitumista ja alihankintaketjujen muodostumista. ORC-laitosten kotimaisuusastetta on vaikea arvioida yleisesti tai antaa yleistä prosenttilukua, koska ORC-laitokset ovat erilaisia keskenään ja laitostoimitusten sekä komponenttien alihankinnat riippuvat tapauksesta. Varsinaisia ORC-laitteistoja ei valmista yksikään suomalainen yritys, mutta laitokseen liittyviä osia ja palveluita, kuten kattiloita sekä projekti-, huolto- ja varaosapalveluita toimittavia yrityksiä on Suomessa muutamia. Hybridijärjestelmät Hybridijärjestelmät, joissa sähköä tuotetaan samassa kohteessa usealla tuotantotavalla, ovat lisänneet mielenkiintoaan markkinoilla. Etenkin aurinkosähkön ja pientuulivoiman hybridiratkaisujen kysyntä on kasvanut johtuen pääosin aurinkosähköjärjestelmien hintojen alenemisesta. Hybridijärjestelmässä voi olla aurinkosähkön ja/tai pientuulivoiman rinnalla myös lämmöntuotantotekniikoita, kuten aurinkolämpökeräimiä tai maalämpöpumppu. Sähköverkon ulkopuolisissa kohteissa energian saanti voidaan varmistaa esimerkiksi lisäämällä järjestelmään dieselgeneraattori. Hybridijärjestelmät kiinnostavat alan toimijoita lähinnä vientimielessä. Esimerkiksi kehittyvien maiden sähköverkon ulottumattomissa sijaitsevat telecom-mastot ovat potentiaalinen hybridijärjestelmien markkinasegmentti. Vastaavanlaisten hybridijärjestelmien kiinnostava markkinasegmentti Suomessa ovat sähköverkon ulkopuolella sijaitsevan vapaa-ajan asunnot, joilla on tarvetta ympärivuotiseen sähköistykseen. Kooltaan tämä markkina on kuitenkin vielä varsin pieni. 2.2 Teknologioiden kilpailukyky Kustannukset ja taloudellinen kannattavuus Aurinkosähkö Aurinkopaneelien hinnat ovat laskeneet noin 80 % ja aurinkosähköjärjestelmien hinta kokonaisuudessaan noin 50 % viimeisen viiden vuoden aikana. Tämänhetkinen arvonlisäveroton 11
13 myyntihinta on Suomessa pienille järjestelmille luokkaa /kw ja noin /kw suuremmille järjestelmille 16. Hintataso kuvaa yleisimmin käytettyä kiteiseen piihin perustuvaa paneeliteknologiaa. Aurinkosähkön taloudelliset tunnusluvut on esitetty taulukossa 3. Pientalokokoluokassa (3 5 kw) sähkön tuotantokustannus on /MWh ja suuremmissa yritysjärjestelmissä ( 50 kw) luokkaa /MWh. Taulukko 3. Aurinkosähköjärjestelmien (kiteinen pii) investointi- ja tuotantokustannukset 17. Investointikustannus sisältää laitteiston ja asennuksen. Kustannukset on ilmoitettu arvonlisäverottomina. Kokoluokka Investointi (sis. laitteiston ja asennuksen) /kwe Tuotantokustannus /MWh Pienet järjestelmät (pientalokokoluokka), 3-5 kw Suuret järjestelmät (yritysjärjestelmät), 50 kw Tyypillisen pientalojärjestelmän (3 kw) asennuksen työmäärä on noin 3 henkilötyöpäivää. Asennuksen työmääräarvio 50 kw:n järjestelmälle on korkeintaan 20 henkilötyöpäivää. Aurinkojärjestelmät ovat oikein asennettuina lähes huoltovapaita. Paneeleiden takuu on tyypillisesti noin 25 vuotta. Asennustyölle ja kokonaisjärjestelmälle toimittajat antavat tyypillisesti 10 vuoden takuun. Tyypillisen noin :n pientalojärjestelmän (3 kw) avaimet käteen -toimituksen hinnasta noin 30 % vastaa asennuksen kustannuksia ja 70 % järjestelmän osuutta. Suuremmissa, noin 50 kw:n järjestelmissä asennuksen suhteellinen osuus on tyypillisesti pienempi. Aurinkosähköjärjestelmissä on myös skaalaetu, usein suurempi järjestelmä on edullisempaa toimittaa ja asentaa. Pientuulivoima Pientuulivoimaloiden investointi- ja tuotantokustannukset vaihtelevat laajalla skaalalla käytetystä teknologiasta ja asennuskohteesta riippuen. Pientuulivoimaloiden avaimet käteen - toimitusten hinnat ovat tavallisesti luokkaa euroa ja keskimääräinen investointi on noin euroa (muutaman kilowatin järjestelmä). Ilmeisesti toimialan vähäisten toimijoiden määrästä johtuen, selvitystä varten haastatellut yritykset eivät olleet halukkaita kertomaan arvioita investoinnin yksikkökustannuksista tai toteutuneista sähkön tuotantokustannuksista. 16 Eri kokoisten järjestelmien toteutuneita kustannustietoja voidaan kartoittaa esimerkiksi ELYkeskusten tekemistä energiatukipäätöksistä. 17 Keskeiset laskentaoletukset: Huipunkäyttöaika h, käyttöikä 25 v, pääoman kustannus (korko) 5 %. 12
14 Etenkin pienimpien järjestelmien kohdalla kuluttaja maksaa suhteessa enemmän toimituksesta kuin varsinaisesta asennus- tai kokoonpanotyöstä, sillä järjestelmiä tuotetaan ja kootaan halvemman hintatason maissa ja toimitetaan kokonaisina tai puolivalmiina Suomeen, jossa jälleenmyyjät/toimittajat myyvät laitteita loppuasiakkaalle. Tuottajalle suurimmat kustannukset syntyvät hankinnoista, jotka voivat olla jopa % kokonaiskustannuksista. Asennuksen osuus toimituksen kokonaiskustannuksista vaihtelee välillä %. Yleisesti ottaen pientuulivoimajärjestelmien takaisinmaksuaika vaihtelee merkittävästi riippuen ennen kaikkea asennuskohteesta. Sähköverkon alueella investointien takaisinmaksuajat voivat olla pidempiä kuin itse voimalan käyttöikä. Sähköverkon ulkopuolisissa kohteissa takaisinmaksuajan määrittäminen ei ole niin yksiselitteistä, sillä vaihtoehtoiskustannuksena voidaan pitää liittymistä sähköverkkoon tai esimerkiksi dieselgeneraattoria. Pien-CHP Pien-CHP-teknologioiden käyttökokemukset ovat niin vähäiset, että luotettavaa kuvaa tuotantokustannuksista on vaikeaa muodostaa. Kustannukset vaihtelevat teknologiasta riippuen, mutta ovat selvästi korkeammat kuin perinteisten suuren kokoluokan CHP-laitosten tapauksessa. Pien-CHP:n kilpailukykyä rasittaa pääosin korkeat valmistuksen materiaalikustannukset sekä massatuotannon puuttuminen. Myös polttoainekustannuksilla (esimerkiksi maakaasu/biokaasu/puukaasu) on merkittävä vaikutus tuotantokustannuksiin, sillä näiden osuus voi olla kaikista käyttökustannuksista yli puolet. Suomalaisten pien-chp-laitostoimittajien haastatteluissa antamat investointi- ja tuotantokustannukset (tai arviot niistä) on koottu taulukkoon 4. Kustannusten vertailussa on huomattava, että eri vaihtoehdoissa sähkön ja lämmön tuotantosuhteet (rakennusaste) poikkeavat toisistaan, samoin laitostoimitusten rajapinnat. Lisäksi osa kustannusarvioista perustuu laitostoimittajien käyttämiin kirjallisuuslähteisiin, ei todellisiin kustannuksiin, joten ratkaisujen vertailua ei voi suorittaa luotettavasti toistaiseksi käytettävissä olevin tiedoin. 13
15 Taulukko 4. Pien-CHP-laitosten investointi- ja tuotantokustannukset. Investointikustannukset on ilmoitettu sähkötehoa kohti ja sisältävät laitteiston ja asennuksen 18. Kustannukset on ilmoitettu arvonlisäverottomina. Yritys Tekniikka ja kokoluokka Investointi (sis. laitteiston ja asennuksen) /kwe Tuotantokustannus /MWh Volter Oy Puun kaasutus + kangassuodatin + kaasumoottori 30 kwe/80 kwth, 40 kwe/100 kwth (sähkö & lämpö) Ekogen Oy Puun arinapoltto + lämmönvaihdin + mikrotur biini (puhdasta ilmaa turbiiniin) (nopeasti saavutet- (sähkö & lämpö; ilman 90 kwe/360 kwth tavissa 5 000) rahoituskuluja) Gasek Oy Puun kaasutus + tuotekaasun puhdistus (Gasek ei toistaiseksi tarjoa sähköntuotantoyksikköä) 1 MWth (sähkö) Convion Oy Maakaasu/biokaasu/metaani-vety SOFC- poltto- 2015: < Vaikea arvioida luotet- kenno 2020: tavasti tässä vaihees- 50 kwe/min 25 kwth massatuotanto: sa 21 < Kustannusten ja taloudellisuuden vertailu Kuvassa 1 on esitetty eri piensähköntuotantoteknologioiden sähkön tuotantokustannusten vaihteluvälit. Luvut perustuvat pääosin toimittajien ilmoittamiin tietoihin ja arvioihin. Pientuulivoiman osalta kustannustaso perustuu julkisista lähteistä kerättyihin tietoihin ja Gaian omiin arviolaskelmiin. Tuotantokustannuksia on kuvassa verrattu sähkön markkinahintaan sekä pientalo- ja teollisuusasiakkaan keskimääräiseen ostosähkön hintaan vuonna Kaikki kustannukset ja hinnat on ilmoitettu arvonlisäverottomina. Yksityishenkilöiden (pientaloasiakkaat) tapauksessa kustannuksiin ja hintoihin on lisättävä arvonlisävero. 18 Investointikustannukset ovat suuntaa-antavia ja voivat kasvaa riippuen esimerkiksi tarvittavan lämpöverkon laajuudesta, verkon kytkennöistä, sähköliittymästä ja hakevarastosta. Tuotantokustannukseen vaikuttaa edellä mainittujen lisäksi myös käytetty polttoaine. 19 Huom. Tällaisen tuotantokustannuksen saavuttaminen vaatii keskimääräistä hintatasoa edullisempaa polttoainetta ja korkeaa huipunkäyttöaikaa (luokkaa h). 20 Arvio CHP:lle (perustuu VTT:n arvioihin) 21 Teknologia on vielä tuotekehitysvaiheessa, joten tuotantokustannukseen liittyy sekä teknisiä että kustannuksiin liittyviä epävarmuuksia - esimerkiksi kennojen elinikä ja huollon tarve, investointikustannusten kehittyminen ja käytettävä polttoaine ja sen hinta. 14
16 Ostosähkö teollisuusasiakkaalle (2013, energia + siirto + sähkövero) Spot-hinta (2013) Ostosähkö pientaloasiakkaalle (2014, energia + siirto + sähkövero) Pientuulivoima Polttokenno Kaasumoottori Aurinkosähkö (pienet järjestelmät) Aurinkosähkö (isot järjestelmät) Tuotantokustannus [ /MWh] Kuva 1. Pientuotantoteknologioiden sähkön tuotantokustannusten vaihteluvälit verrattuna markkinasähkön (Spot) ja ostosähkön (energia + siirto + sähkövero, alv 0 %) hintaan. 22 Pientuotannon kannattavuuteen vaikuttaa tarkasteltavan teknologian lisäksi missä sovelluksissa tuotettua sähköä käytetään ja kuka tuotettua sähköä käyttää. Sähkön tuotantokustannuksia on verrattava sähkön tuottajasta tai käyttäjästä riippuen joko sähkön markkinahintaan tai ostosähkön hintaan. Mikäli sähköä tuotetaan ja myydään verkkoon, on vertailukohtana markkinasähkön hinta. Itse käytettynä tuotanto korvaa verkosta ostettavaa sähköenergiaa, jolloin vertailukohtana on ostoenergian hinta, joka sisältää sekä energiamaksun että siirron osuuden. Logiikka on havainnollistettu karkeasti kuvassa 2. On kuitenkin huomattava, että itse hyödynnettäessä tuotetun sähkön arvo on sähköenergian ja siirron muuttuvan kustannuksen suuruinen, sillä kiinteä osuus pitää joka tapauksessa maksaa. Etenkin sähkön siirrossa kiinteän perusmaksun osuus voi olla merkittävä. Kuvassa 2 esitettyä verohyötyä ei synny kyseiseltä verokaudelta (kalenterikuukausi), mikäli tuotantolaitos on sähköteholtaan yli 50 kva ja syöttää edes hetkellisesti sähköä verkkoon kyseisen verokauden aikana. 22 Tuotantokustannukset ja sähkön hinta eivät sisällä arvonlisäveroa. Lähteet: NordPool, Energiavirasto, Tilastokeskus. 15
17 Verot Hyöty, kun tuotettu sähkö käytetään itse (vältetään verkosta osto) Sähkön siirto Myyntiin liittyvät kulut Sähköenergia Hyöty, kun tuotettu sähkö myydään verkkoon Kuva 2. Sähkön osto- ja myyntihinnan rakenne ja mittakaava hyödyistä, joita syntyy vältettäessä sähkön osto verkosta ja myytäessä itse tuotettua sähköä verkkoon. Huom! Mikäli tuotantolaitos on sähköteholtaan yli 50 kva ja syöttää sähköä verkkoon, ei verohyötyä synny. Myyntiin liittyvät kulut sisältävät veroja sekä mahdollisen myyntimarginaalin, joka riippuu sähkönmyyjästä. Sähköä voidaan tuottaa pienessä mittakaavassa hyödyntäen erilaisia liiketoimintamalleja, joissa ansaintalogiikka voi vaihdella osapuolista ja sopimusehdoista riippuen. Esimerkkejä liiketoimintamalleista on esitelty luvussa Tukimekanismit Pientuotannon tukemiseen soveltuvat tukimekanismit Teknologioiden kehityksen ja käyttöönoton eri vaiheissa voidaan käyttää erilaisia tukimekanismeja. Tukimekanismeja käytetään teknologian kehittämiseen, markkinoiden avaamiseen, investointikynnyksen alentamiseen ja kysynnän luomiseen tuotantoa tukemalla. Kuvassa 3 on esitetty yksinkertaistetusti eri tukimekanismien käytön ajoittuminen teknologian eri kypsyysvaiheissa 23. Kaikki tässä taustaselvityksessä tarkasteltavat sähkön pientuotantoteknologiat sijoittuvat kuvassa S-käyrän alkupäähän, joten kilpailukyvyltään kypsille tai lähes kypsille teknologioille soveltuvia tukimekanismeja ei ole tässä selvityksessä tarkasteltu Alkuperäinen kuva: IEA, Energy Technology Perspectives. Scenarios & Strategies to Globaalissa mittakaavassa etenkin aurinkosähkön kilpailukyky suhteessa konventionaaliseen teknologiaan on parantunut viime vuosina selvästi, mutta Suomessa ollaan vielä kauempana tästä tasosta. Tämä johtuu vähäisemmästä auringon säteilymäärästä ja alhaisesta sähkön markkinahinnasta (verrattuna esim. Roomaan tai Kaliforniaan). 16
18 Teknologian käyttöönotto 4. Käyttöönoton kiihdyttäminen markkinaesteitä poistamalla - Rakentamismääräykset - Tehokkuusstandardit - Tiedon jakaminen Kypsä teknologia - Teollisuuskokoluokan CHP 1. Kehitys ja infrastruktuurin suunnittelu - Tutkimus, kehitys ja demonstraatioihin suunnattu rahoitus - Investointituet demonstraatioille Prototyypit ja demot - Pien-CHP Suuri kustannusero konventionaaliseen teknologiaan - Aurinkosähkö - Pientuulivoima Pieni kustannusero konventionaaliseen teknologiaan - Teollinen maalle rakennettu tuulivoima - Biomassapohjainen sähköntuotanto 2. Pysyvät, teknologiaspesifit kannustimet/tuet - Syöttötariffit - Verotuet - Lainantakaukset 3. Teknologianeutraali ja vähenevä tukeminen - Vihreät sertifikaatit - Päästökauppa 1. Kehitys ja demonstraatiot 2. Niche-markkina 3. Kilpailukyvyn lisääntyminen 4. Massatuotanto Aika Kuva 3. Tukimekanismit teknologian eri kypsyysvaiheissa. 17
19 Tukipolitiikassa optimaalinen tilanne olisi teknologianeutraalius, jolloin eri teknologioita kohdeltaisiin tasapuolisesti. Tämä ei kuitenkaan ole käytännössä mahdollista esimerkiksi kaikille sähkön pientuotantoteknologioille samanaikaisesti, sillä nämä ovat eri kypsyysvaiheissa. Mikäli käytössä olisi esimerkiksi sama syöttötariffi kaikelle pienimuotoiselle sähköntuotannolle, suuntautuisivat investoinnit käytännössä vain kypsimpään (luotettavimpaan ja tuotantokustannuksiltaan edullisimpaan) teknologiaan. Tällöin varhaisen kypsyysvaiheen teknologiat eivät saa tukea kehittyäkseen. Tämän vuoksi eri tukimuotojen soveltuvuutta on arvioitava teknologiakohtaisesti. Investointituki Investointitukea voidaan myöntää eri kypsyysasteen teknologioille. Aikaisessa kehitysvaiheessa olevien teknologioiden demonstraatioita voidaan tukea, jotta uudesta teknologiasta saadaan käyttökokemuksia. Kypsemmässä vaiheessa olevien teknologioiden tukemista voidaan perustella mm. energiansäästön ja uusiutuvan energian käytön lisäämisen edistämisellä sekä uuden liiketoiminnan ja työpaikkojen luomisella. Investointitukijärjestelmä on jo olemassa Suomessa ja pienimuotoisen sähköntuotannon osalta TEM:n energiatukea voidaan myöntää pientuulivoimalle, aurinkosähkölle, pienvesivoimalle ja kaatopaikkakaasuhankkeille. Uusiutuvia polttoaineita (esim. hake tai biokaasu) hyödyntävälle sähköntuotantokapasiteetille ei myönnetä TEM:n investointitukea, mutta vähintään 100 kva:n voimala on mahdollista liittää syöttötariffijärjestelmään. Mikäli sähköteholtaan alle 100 kva:n pien-chp-laitoksille alettaisiin myöntää investointitukea, kuten yllä mainituille muille teknologioille, lisäisi tämä tukihakemuksien käsittelystä aiheutuvia kuluja, mutta ei kuitenkaan vaatisi uuden tukijärjestelmän rakentamista. Maa- ja metsätalousministeriö tukee energiantuotantoa maatiloilla, joilla on maatalouden ohella muuta yritystoimintaa. Tuen tarkoituksena on edistää uusiutuvan energian tuottamista ensisijaisesti maatilojen omaan käyttöön sekä lisätä energiaan liittyvää yritystoimintaa maaseudulla. Investointituki on % riippuen siitä, kuinka kaukana taajamista yritys sijaitsee. Investointitukien lisäksi maaseutuyritykset voivat saada käynnistys- ja kehittämistukia. Maatilojen lämpökeskus- ja biokaasulaitosinvestoinneissa tuki on avustusmuotoista ja tukitaso on tällä hetkellä 35 %. Syöttötariffi Suomessa syöttötariffijärjestelmään voidaan hyväksyä tuulivoimala, jonka nimellisteho on vähintään 500 kva. Biokaasuvoimaloille ja puupolttoainevoimaloille alaraja on 100 kva. Syöttötariffin tarkoituksena on tukea energiantuotantoa, joka ei ilman tukea pysty kilpailemaan muiden markkinoilla olevien sähköntuotantomuotojen kanssa. Syöttötariffi, joka perustuu takuuhintaan, soveltuu teknologioille, jotka eivät ole enää teknologiakehityksen alkuvaiheessa, jolloin niiden (tuotanto)kustannustaso on jo vakiintumassa. Syöttötariffi on hallinnollisesti suhteellisen raskas tukimekanismi ja oikean syöttötariffitason määrittäminen on vaikeaa. Yhtäältä liian alhainen takuuhinta vähentää investointihalukkuutta ja toisaalta liian korkea takuuhinta voi johtaa esimerkiksi tuulivoiman rakentamiseen heikkotuulisille paikoille. 18
20 Sähkön pientuotantoteknologioiden tuotantokustannukset ovat vielä varsin korkeat perinteisiin tuotantomuotoihin verrattuna (ks. kuva 1). Jos näitä markkinoita haluttaisiin aktivoida, pitäisi takuuhinta määrittää ainakin aluksi korkeaksi. Toisaalta kehittyvien teknologioiden osalta olisi oltava valmius muuttamaan takuuhintaa riittävän usein, jotta tukitaso pysyy sopivalla tasolla. Nettolaskutus Nettolaskutuksella tarkoitetaan järjestelmää, jossa sähkön kuluttaja joka myös tuottaa sähköä verkkoon, maksaa vain nettona kuluttamastaan sähköstä. Tällöin tietyn aikavälin aikana kulutetusta sähköenergian määrästä vähennetään vastaavalla aikavälillä verkkoon syötetyn sähkön määrä. Nettolaskutuksen toteutustapoja on useita. Kohteen kulutuksen ja tuotannon netotus voidaan tehdä sähkön määrästä tai arvosta eri aikaväleillä, esimerkiksi tunneittain, päivittäin tai viikoittain. Sähkölle voidaan myös määrittää arvo joko kiinteänä tai perustuen esimerkiksi sähkön hetkelliseen markkinahintaan. Yhtenäistä nettolaskutuskäytäntöä ei ole Suomessa käytössä. Tukimekanismina nettolaskutus olisi valtiolle hallinnollisesti kevyt eikä sitä tarvitsisi rahoittaa suoraan budjetista, kuten investointitukia ja syöttötariffia. Teknisiä esteitä nettolaskutukselle ei ole, mutta käytännön toteutus ja järjestelmän hallinnoinnin järjestäminen vaatii vielä suunnittelua. Sähkön myyntiyhtiöllä on jo nyt mahdollisuus, mutta ei pakkoa, tarjota nettolaskutusta asiakkailleen. Säännelty nettolaskutusjärjestelmä voisi puolestaan hidastaa pientuotantoon liittyvien markkinaehtoisten ratkaisujen kehittymistä. TEM on selvittänyt nettolaskutusta erillisenä tutkimuksena, joten tukimekanismia ei tarkastella tässä selvityksessä lähemmin. Verotuet ja -vähennykset Kotitalouksien osalta yleisin verotuki on kotitalousvähennys, jota voi hakea pientuotantolaitteiston hankintaan liittyvistä työkustannuksista. Koska kotitalousvähennys on vakiintunut tukimuoto ja sitä voi hakea kaikesta asunnon kunnossapitotyöstä, pientuotantolaitteiston asentamiseen liittyvien hakemusten käsittely ei lisää hallinnollista taakkaa. Tilanne voisi olla toinen, mikäli pientuotannon tukemiseen sovellettavat ehdot ja tukiprosentit eroaisivat muusta kotitalousjärjestelmän sisällöstä. Sähköntuottaja, joka tuottaa sähköä alle 50 kva:n tehoisella generaattorilla, on vapautettu sähköverosta. Sähköveroa ei maksa myöskään sähköntuottaja, joka tuottaa sähköä kva:n tehoisessa generaattorissa, kun sähköä ei siirretä verkkoon. 19
21 Näkemyksiä teknologiakohtaisista tukimekanismeista Aurinkosähkö Tällä hetkellä aurinkosähkön tuotantoon voi hakea tukea kahdella tavalla. Yritykset voivat saada aurinkosähköinvestoinnille työ- ja elinkeinoministeriön energiatukea. Ohjeellinen tukiprosentti hyväksyttävistä kustannuksista vuodelle 2014 on 30 %. 25 Yksityiset henkilöt voivat hakea kotitalousvähennystä aurinkosähkötuotantolaitteiston hankintaan liittyvistä työkustannuksista, eli tyypillisesti asennuksesta. Aurinkosähkölle mahdollisesti soveltuvia tukimuotoja ovat kuvan 3 mukaisesti teknologiakohtaiset tukimuodot, jotka on suunnattu teknologioille, joilla on suuri kustannusero konventionaaliseen teknologiaan. Tällainen tukimuoto on esimerkiksi syöttötariffi. Nettolaskutus on yksi mahdollinen aurinkosähkön tukimuoto, jonka haasteena on se, että aurinkosähkön tuotantomäärä vaihtelee vuorokauden- ja vuodenajan mukaan. Mikäli netotus tehdään saman tunnin sisällä, jolloin sähkön markkinahinta ei muutu, olisi netotus suhteellisen toimiva ratkaisu sekä aurinkosähkön tuottajan että sähkön myyntiyhtiön 26 kannalta. Mikäli netotus tehdään pidemmän ajan kuluessa seuraa siitä se, että netotettavien tuntien aikana sähkön markkinahinta muuttuu. Mikäli sähkön myyntiyhtiö ottaisi vastaan sähköä samaan hintaan kuin millä kuluttaja sitä ostaa, myyntiyhtiö toimisi ikään kuin varastoina pientuottajan näkökulmasta. Näin pientuottaja saisi verkkoon syöttämälleen sähkölle samansuuruisen tai lähes samansuuruisen korvauksen kuin mikä on ostosähkön hinta. Myyntiyhtiö kantaisi tässä menettelyssä riskin sähkön hintavaihtelusta. Sähköverkkoyhtiöt toimivat Energiaviraston määrittelemän valvontamallin reunaehtojen puitteissa. Verkkoyhtiön asiakkailta verkkopalvelumaksujen muodossa keräämän rahan tulee vastata verkkotoiminnan ja verkon ylläpidon kustannuksia sekä kattaa Energiaviraston valvoma sallittu tuotto verkon omistajille. Verkkoyhtiön tulot eivät siis nettolaskutuksen vaikutuksesta pidemmällä aikavälillä pienenisi, vaikka siirtomaksuja hyvitettäisiin, sillä verkkoyhtiö voi nostaa tasapuolisesti kaikkien verkon käyttäjien siirron yksikköhintoja (snt/kwh ja /kk) mahdollistaakseen verkon ylläpidon ja uusimisen. Yli 50 kva:n pientuotannon verotuksen (sähkövero) nähdään haittaavan suuremman kokoluokan aurinkosähköjärjestelmien lisääntymistä. Yli 50 kva:n aurinkosähköjärjestelmien omistajan kohtelu verovelvollisena sähköntuottajana hillitsee halukkuutta hankkia suurempia järjestelmiä, vaikka ne olisivatkin mitoitukseltaan järkeviä useaan kohteeseen. Käytännössä järjestelmiä ei suunnitella sähkönmyyntitarkoitukseen, vaan tuotannolla pyritään kattamaan mahdollisimman paljon omaa kulutusta. Verotuskäytännön nähdään lisäävän ylimääräistä byrokratiaa. Jos on teknisesti mahdollista, että laitos syöttää sähköä verkkoon, 25 Työ- ja elinkeinoministeriö, Energiatuki. Saatavissa: Vierailtu Tässä oletettu, että sähkön myyntiyhtiö toimii myös ylimääräisen aurinkosähkön ostajana. 20
22 tulee tuottajan ilmoittautua verovelvolliseksi. Niiltä kalenterikuukausilta, kun sähköä ei siirry verkkoon, ei tarvitse maksaa veroa, mutta tuottajan tulee tehdä nollaveroilmoitus. Alan toimijat ennustavat aurinkosähkömarkkinan kasvavan voimakkaasti. Tästä johtuen myös aurinkosähkön tuotantoon liittyvien lupa- ja muiden prosessien toivotaan kehittyvän, jottei byrokratia aiheuta kohtuutonta työtä eri osapuolille, kuten sähkön myyntiyhtiöille, jakeluverkonhaltijoille, yrityksille ja yksityisille henkilöille, jotka sijoittavat aurinkoenergiantuotantojärjestelmiin. Tehtyjen haastatteluiden perusteella myös TEM:n energiatukien hakuprosessit ja käsittelyajat vaihtelevat tapauskohtaisesti, mikä hankaloittaa investointihankkeiden suunnittelua. Pientuulivoima Pientuulivoimaa tuetaan Suomessa samoilla instrumenteilla kuin aurinkosähköä: yritykset voivat saada investoinnille TEM:n energiatukea (ohjeellinen tukiprosentti %) ja yksityishenkilöt kotitalousvähennystä järjestelmän hankintaan liittyvistä työkustannuksista. Yleisesti ottaen pientuulituotantoalan toimijat ovat sitä mieltä, että pääomavaltaisen pientuulivoiman kysyntää ja tarjontaa voitaisiin kasvattaa lähinnä lainsäädännöllisillä, investointien tukemiseen liittyvillä toimilla. Käytännössä pientuulivoimalle soveltuu samat tukimekanismit kuin aurinkosähkölle. Yhtenäinen tukijärjestelmä aurinkosähkön kanssa ohjaisi kuitenkin todennäköisesti investointeja enemmän aurinkosähköön, jonka taloudellinen kilpailukyky on ainakin tyypillisissä sähköverkon alueella sijaitsevissa kohteissa parempi. Pientuulivoiman voidaan arvioida lisääntyvän etenkin sähköverkon ulkopuolisissa kohteissa. Mikäli halutaan tukea etenkin tällaisia offgrid-ratkaisuja, on investointituki soveltuvampi tukimuoto kuin esimerkiksi nettolaskutus, jolla ei ole merkitystä verkon ulkopuolella. Verkon ulkopuolisten kohteiden sähköistämistä pientuulivoimalla voidaan perustella mm. sillä, että tällä tavalla vältetään raskaita investointeja jakeluverkoston kasvattamiseen sekä lisätään sähköntuotannon kotimaisuutta (sama pätee myös muihin pientuotantoteknologioihin). Haastatellut pientuulivoimatoimijat olivat myös sitä mieltä, että rakennusluvituksesta puuttuu Suomessa selkeä linjaus esimerkiksi siitä, tarvitaanko tuulivoimalan asentamiseen toimenpidelupa vai rakennuslupa. Mallia tulisi ottaa Ruotsista, jossa tämän asian suhteen on määritelty selkeä lainsäädäntö ja raja-arvot (tornin korkeus, potkurin halkaisija jne.). Rakennusluvituskäytäntöjen päivittäminen helpottaisi pientuottajan asemaa investointipäätöstä ja investointeja tehtäessä. Pien-CHP Pien-CHP:n kilpailukykyyn vaikuttavat sähkön ja polttoaineiden hinnat, lainsäädännölliset reunaehdot sekä tukimekanismit. Pohjoismainen markkinasähkö on nykyisin varsin edullista, mikä heikentää pien-chp:n kannattavuutta. Moni suomalainen toimija tähtää vientisuunnitelmissaan sellaisiin maihin, joissa sähkön ja tarvittavan polttoaineen hintasuhde on otollisempi ja/tai säädösympäristö pien-chp:n suhteen kannustavampi kuin Suomessa. Taustalla on myös pelko puupolttoaineen hintojen noususta ja polttoaineen saatavuudesta. 21
23 Alan toimijoiden mielestä pien-chp:n kotimarkkinoita voitaisiin edistää tehokkaasti purkamalla säädöksellisiä esteitä ja tukemalla uuden tekniikan demonstrointia riittävän laajalla rintamalla, riittävän haastavissa hankkeissa, jolloin arvoketjun kaikki toimijat saataisiin yhteen ja edistettäisiin kotimaisten verkostojen ja alihankintaketjujen muodostumista. Investointitukia ja kustannustehokkaita rahoitusratkaisuja 27 (valtion takaukset, vakuudet, korkotuet ym.) pidetään myös erittäin tärkeinä. Varsinkin biokaasulaitosten kohdalla pääoman tarve on suuri. Nykyisessä säädösympäristössä suuret energiayhtiöt ovat avainasemassa pien-chp:n yleistymisessä: ne voivat ottaa pientuottajia mukaan (sekä sähkö- että lämpöpuolella) pelkästään soveltamalla uusia toimintamalleja 28. Merkittävimpinä säädöksellisinä esteinä nähtiin syöttötariffin liian korkea tehoraja ja sähkömarkkinalaki tai sen tulkinta, joka estää sähkön myynnin suoraan naapurille. Syöttötariffijärjestelmää kritisoitiin myös puupohjaisen CHP:n näkökulmasta: Pelkästään sähköä koskevan syöttötariffin tuotantoa tukeva vaikutus on melko pieni. Se tosin johtuu ennen muuta puu-chp:n heikohkosta sähköhyötysuhteesta pienessä kokoluokassa. Moni alan toimija pitää sähköverkkoon liittymistä byrokraattisena ja kalliina. Lisäksi liittymisen hinta vaihtelee paikkakunnittain ja voi maksaa jopa /liittymä. Selkeät, yhtäläiset ja myös pientuottajan kannalta reilut pelisäännöt ja ohjeet liittymisestä ja sen hinnoittelusta koko maan alueella nähtiin tarpeellisiksi. Lisäksi kunnissa on erilaisia tulkintoja lupa-asioissa (palomääräykset, ym.), joka saattaa vaikuttaa mm. hakkeen varastointiratkaisujen toteutettavuuteen ja tätä kautta investoinnin kannattavuuteen. Pien-CHP:n markkinatilannetta parantaisi myös öljyn ja muiden fossiilisten polttoaineiden verotuksen kiristäminen, maltillisesti mutta jatkuvasti ja pitkäjänteisesti. Lisäksi tehdyissä haastatteluissa ehdotettiin, että rikkidirektiiviä voisi soveltaa myös pienempiin järjestelmiin ko. sääntelystä kiinni pitäminen edistäisi mm. puuperäisen kaasun asemaa markkinoilla. Vaihtoehtona sähkön syöttötariffille biokaasulaitosten ja vastaavien biohajoavia jätteitä käsittelevien laitosten osalta voisi olla ravinteiden kierrätystariffi. Sen mittayksikköinä voisivat olla esimerkiksi tonni kierrätettyä fosforia ja typpeä. Joka tapauksessa, jos (sähkön) syöttötariffijärjestelmä säilytetään, sen kehittämisen lähtökohdan pitäisi olla tasa-arvoinen: Biokaasun ja bioetanolin tuotantoa pitäisi kohdella samalla tavalla, koska ne kilpailevat samoista raaka-aineista. Vastaavasti liikennepolttoaineen ja sähkön tuotantoa biokaasusta pitäisi kohdella samalla tavalla, jotta biokaasulaitokselle myönnettävä tuki ei riippuisi kaasun hyödyntämistavasta Esimerkiksi öljyn korvaaminen puun kaasutuksella (ilman sähkön tuotantoa) ei välttämättä vaadi verovaroja tai suoraa tukea, koska takaisinmaksuajat ovat luokkaa 2-3 vuotta, mutta rahoitus on usein ongelma: asiakas ei saa lainaa energiainvestointeihin. Ongelma voitaisiin korjata esim. valtion tarjoamilla vakuuksilla, jolloin verovaroja ei (ainakaan yleensä) tarvitsisi käyttää. (Lainaus haastattelusta) 28 Esim. Oulun Energia (Farmivirta) ja Turku Energia 29 Haastattelu, alan toimijat 5/
24 Ehdotuksia älykkään pientuotannon edistämiseen Tukimekanismeilla on tyypillisesti pyritty edistämään uuden teknologian kehittymistä ja markkinoille pääsyä. Tukia pohdittaessa ei ole aina välttämättä huomioitu sitä, miten tuet vaikuttavat markkinoiden toimintaan laajemmin. Erityisesti vaihteleva sähköntuotanto (aurinkosähkö ja tuulivoima) voi asettaa pidemmällä tähtäimellä haasteita koko energiajärjestelmälle. Pientuotannon osalta yksi olennainen kysymys on se, miten tukimekanismeilla voitaisiin ohjata sekä uusiutuvan pientuotannon että älykkyyden lisäämiseen energiajärjestelmässä. Tässä yhteydessä älykkyyden lisäämisellä tarkoitetaan lähinnä sitä, että mahdollisimman suuri osa pientuotannosta voitaisiin kuluttaa paikallisesti joko ajoittamalla kulutus ja tuotanto samaan ajanhetkeen tai hyödyntämällä energian varastointia. Yleisenä lähtökohtana tarkastelussa tulisi olla, että energiamittarin teknisestä toteutuksesta tai verkkoyhtiöstä riippumatta pientuottajien kohtelu olisi yhdenmukaista. Tämä voitaisiin taata esimerkiksi velvoittamalla verkkoyhtiöt netottamaan kohteen kulutus ja tuotanto yhden tunnin sisällä. Tällöin pientuottajalla olisi mahdollisuus ohjata kohteen sähkönkulutusta yhden tunnin sisällä eikä syntyisi tilannetta, jossa pientuottaja samaan tunnin aikana myy verkkoon sähköä (alle ostohinnan) ja ostaa verkosta sähköä. Tuotetun sähkön omakäyttöosuuden kasvattamiseen kannustetaan markkinaehtoisesti, sillä pientuotannon rahallinen hyöty on suurempi mitä enemmän tuotannosta kyetään hyödyntämään itse kohteessa. Samalla periaatteella myös kulutuksen tulisi ohjautua huipputuntien ulkopuolelle, sillä huipputunteina sähkön hinta on korkeampi kuin muina aikoina, mikäli kuluttajalla on tuntihinnoiteltu sähkösopimus. Käytännössä sekä omakäyttöosuuden kasvattaminen että kulutusjouston lisääminen vaativat tuekseen teknisiä ratkaisuja, joiden kehittämistä ja käyttöönottoa voitaisiin tukea. Esimerkiksi yksityishenkilölle myönnettävä kotitalousvähennys voitaisiin ulottaa kattamaan järjestelmien asennustyön osuuden lisäksi myös osa investointikustannuksista, mikäli järjestelmä edesauttaa kulutusjoustoa. Tämä voisi tarkoittaa esimerkiksi sähköverkkoon liitetyssä järjestelmässä tukea akuston tai automaatiojärjestelmän tai näiden yhdistelmän investointiin. 3 Piensähköntuotannon liiketoimintamahdollisuudet 3.1 Teknistaloudellinen potentiaali Aurinkosähkö Aurinkosähkön tuotantopotentiaalia voidaan arvioida erilaisin menetelmin. Tässä tuotantopotentiaali on määritelty siten, että on tarkasteltu Suomen rakennuskantaa ja sen arvioitua kehitystä vuosina Käytetyssä menetelmässä aurinkopaneeleja oletetaan asennettavan ainoastaan talojen käyttökelpoisille kattopinnoille. Käyttökelpoinen kattopinta-ala on määritetty karkeasti perustuen eri rakennustyyppien pohjapinta-alaan ja arvioituun ka- 23
25 ton muotoon. Tässä esitetty potentiaali kuvaa melko lailla aurinkosähkön pientuotannon teknistä maksimipotentiaalia. Taulukossa 5 on esitetty Suomen rakennuskannan kerrosala ja tämän kautta johdettu vapaa kattopinta-ala aurinkoenergian tuotannolle vuonna Mikäli kaikki vapaat kattopinnat hyödynnettäisiin aurinkosähkön tuotannossa, olisi teoreettinen tuotantopotentiaali luokkaa 9 10 TWh, joka vastaa % sähkön kokonaiskulutuksesta Suomessa vuonna Taulukko 5. Suomen rakennuskannan kerrosala ja tämän kautta johdettu vapaa kattopinta-ala aurinkoenergian tuotannolle vuonna Rakennukset 2012 Kerrosala [milj. m 2 ] Kerrosala / rakennus [m2/rakennus] Kerrosten lukumäärä keskim. [kpl] Rakennusten pohjapinta-ala [milj. m 2 ] Käyttökelpoisen kattopinta-alan osuus pohjapinta-alasta [%] Vapaa kattopinta-ala aurinkoenergialle [milj. m 2 ] Erilliset pientalot 156, ,2 130,3 25 % 32,6 Rivi- ja ketjutalot 33, ,2 27,7 25 % 6,9 Asuinkerrostalot 92, ,0 23,1 25 % 5,8 Liikerakennukset 28, ,0 14,2 40 % 5,7 Toimistorakennukset 19, ,0 4,8 40 % 1,9 Liikenteen rakennukset 12, ,5 8,1 40 % 3,2 Hoitoalan rakennukset 11, ,0 3,9 40 % 1,6 Kokoontumisrakennukset 9, ,5 6,1 10 % 0,6 Opetusrakennukset 18, ,0 9,1 40 % 3,6 Teollisuusrakennukset 48, ,5 32,0 40 % 12,8 Varastorakennukset 18, ,2 15,8 25 % 3,9 Muut rakennukset 1, ,0 0,9 10 % 0,1 Yhteensä 449, ,9 78,7 Aurinkoenergiapotentiaalin voidaan olettaa kasvavan rakennuskannan lisääntymisen myötä. Kerrosalan oletetaan kasvavan keskimäärin 1 % vuodessa vuoteen 2030 saakka 30. Tällöin rakennuskannan kokonaiskerrosala vuonna 2030 olisi noin 540 milj. m 2 (v noin 450 milj. m 2 ) ja vapaa kattopinta-ala aurinkoenergian tuotannolle noin 94 milj. m 2 (v noin 79 milj. m 2 ). Aurinkosähköpotentiaalin tunnusluvut vuosille 2012 ja 2030 on esitetty taulukossa 6. Potentiaalinen paneelien yhteenlaskettu kokonaisteho voisi olla nykytilanteessa noin 12 GW p, joka on jonkin verran suurempi kuin sähkön kesäajan huipputeho Suomessa (8-10 GW). Vertailun vuoksi voidaan mainita, että Saksassa oli vuoden 2013 lopulla asennettuna noin 36 GW p aurinkosähkökapasiteettia. Potentiaali ei jakaudu Suomessa maantieteellisesti tasaisesti, sillä Etelä-Suomessa säteilyä on enemmän saatavilla kuin pohjoisessa. Lisäksi asuminen ja tätä kautta rakennuskanta on painottunut eteläiseen Suomeen. 30 Yksinkertaistettu oletus, joka perustuu mm. selvitykseen Vehviläinen et al Rakennetun ympäristön energiankäyttö ja kasvihuonekaasupäästöt. 24
26 Taulukko 6. Aurinkosähköpotentiaalin tunnusluvut vuosille 2012 ja 2030, kun tarkastellaan rakennusten katoille asennettavia aurinkopaneeleita Auringon säteilymäärä paneeleille keskimäärin [kwh/m 2 ] Paneelien hyötysuhde keskimäärin [%] 15 % 20 % Sähkön tuotanto yhteensä [TWh] 9,4 15,1 Aurinkopaneelien yhteenlaskettu kokonaisteho [GW p] 11,8 18,8 Investoinnit yhteensä [mrd. ] Aurinkosähköpotentiaaliin vaikuttaa myös rakentamismääräykset, joissa rakennuksen energiatehokkuutta mitataan ostoenergian tarpeeseen perustuen. Koska kiinteistökohtaisella sähköntuotannolla voidaan vähentää ostoenergian tarvetta, parantaa esim. aurinkosähköpaneelien käyttöönotto kohteen energiatehokkuutta (E-luvun aleneminen). Näin ollen aurinkosähkö (ja muu pientuotanto) kilpailee etenkin uudisrakennuskohteissa esimerkiksi lisäeristämisen kanssa. Mikäli aurinkosähköllä voidaan vähentää ostoenergian määrää kustannustehokkaammin kuin esim. lisäeristämisellä, voidaan teknologian käyttöönoton olettaa nopeutuvan tulevina vuosina. Pientuulivoima Pientuulivoiman osalta tuotannon teknistaloudellinen lisäämispotentiaali on olemassa lähinnä sähköverkon ulkopuolella esimerkiksi saarissa ja erityissovelluksissa, kuten telecommastoissa. Tarkkoja tuotantopotentiaalilaskelmia on mahdotonta laatia, sillä tuulisuustietoja ei ole kattavasti saatavilla alhaisista korkeuksista, joissa pientuulivoimaa yleisimmin käytetään. Pientuulivoiman markkinaosuus piensähköntuotannon kokonaispaletissa jäänee alhaiseksi, ellei sen taloudellinen kilpailukyky parane seuraavina vuosina selvästi suhteessa kilpaileviin tuotantomuotoihin, kuten aurinkosähköön. Tällä hetkellä tällaista kehitystä ei ole näköpiirissä. Pien-CHP Pien-CHP-ratkaisut soveltuvat parhaiten kohteisiin, joissa energiantarve on kohtuullisen suuri. Tämä johtuu siitä, että kaasumoottorien ja polttokennojen tyypillinen polttoaineteho on muutamia kymmeniä kilowatteja, kun esimerkiksi aurinkosähkö- ja pientuulivoimaratkaisuja on saatavilla jopa alle kilowatin kokoluokassa. Pien-CHP:n kannattavuus paranee, mikäli tuotettua lämpöä voidaan hyödyntää tehokkaasti. Potentiaalisia sovelluskohteita ovat esimerkiksi maatilat, kylpylät, urheiluhallit, suurkiinteistöt, kiinteistöryhmät ja aluelämpöratkaisut Ks. esim. Timo Karjalainen, Pienimuotoisen lämmön ja sähkön yhteistuotannon tilannekatsaus laitteet ja niiden käyttöönotto. 25
27 Pien-CHP-ratkaisujen potentiaaliin vaikuttaa luonnollisesti myös polttoaineen saatavuus. Biokaasun (mädätys) teknistaloudellisen tuotantopotentiaalin on arvioitu olevan Suomessa noin 9 TWh/v. 32 Tätä kaikkea ei tulla käyttämään pien-chp-tuotantoon, vaan merkittävä osa mennee liikennepolttoaineeksi sekä osa kaasuverkon kautta keskitettyyn CHP-tuotantoon ym. tarkoituksiin. Joka tapauksessa voidaan todeta, että biokaasun pien-chp-potentiaali Suomessa on merkittävä. Puukaasun tuotantopotentiaalin metsäteollisuuden sivuvirroista koko Suomessa on arvioitu olevan noin 8 TWh/v. 33 Koko metsätähdepotentiaali on huomattavasti tätä suurempi, koska puubiomassan määrä metsissä kasvaa nykyisin noin 30 miljoonaa m 3 vuodessa (hakkuut ja muu poistuma ovat karkeasti noin 70 milj.m 3 /v ja puuston vuosikasvu noin 100 milj.m 3 ) ja hakkuutähteet hyödynnetään vain osittain. 34 Mainitusta 8 TWh potentiaalista suurin osa tultaneen hyödyntämään suuren kokoluokan laitoksissa, jotka tuottavat joko puuperäistä biokaasua tai metsäbiodieseliä. Pien-CHP-käyttöönkin metsätähdettä kuitenkin riittänee merkittäviä määriä tulevaisuudessa, koska suurten laitoshankkeiden toteuttaminen vaatii erittäin suuria pääomia, joita näyttää olevan nykyisin vaikea saada kokoon 35. Vaikka suuria metsätähdettä hyödyntäviä laitoksia saataisiin Suomessa käyntiin, niiden raaka-aineen hankinta-alueet tuskin kattaisivat koko maata. Maakaasun teknistaloudellista potentiaalia pien-chp-käytössä on vaikea arvioida, mutta ottaen huomioon kaukolämmön yleisyyden Suomessa, kaasuverkon maantieteellisen rajallisuuden ja sähkön ja maakaasun epäedullisen hintasuhteen, pien-chp:n potentiaali ei vaikuta nykytilanteessa merkittävältä. 3.2 Mahdollisia liiketoimintamalleja Pientuotantoa voidaan toteuttaa useilla erilaisilla liiketoimintamalleilla, jotka liittyvät muun muassa järjestelmän omistukseen, operointiin ja tuotetun sähkön kulutuspaikkaan. Sähkön kulutus voi esimerkiksi tapahtua kokonaan tuotantopisteessä, jolloin sähköä ei siirretä jake- 32 Hanne Tähti ja Jukka Rintala, Biometaanin ja -vedyn tuotantopotentiaali Suomessa, Jyväskylän yliopiston bio- ja ympäristötieteiden laitoksen tiedonantoja 90, Jyväskylän yliopisto. Arvioitu teknistaloudellinen potentiaali sisältää peltobiomassoja 5,8 TWh, lantaa 1,4 TWh ja pienempiä määriä muita jakeita. Teoreettiseksi potentiaaliksi on ko. lähteessä arvioitu 24 TWh. Aiemmissa selvityksissä teoreettiseksi potentiaaliksi on arvioitu 14 TWh (Lampinen A. 2003: Jätteiden liikennekäyttöpotentiaali Suomessa. Kuntatekniikka 1: 31 34) ja 95 TWh ja teknistaloudelliseksi potentiaaliksi 12 TWh (Asplund D., Korppi-Tommola J. & Helynen S. 2005: Uusiutuvan energian lisäysmahdollisuudet vuoteen Kauppa- ja teollisuusministeriö), joten potentiaaliarvioihin sisältyy huomattavaa epävarmuutta. 33 Gasum Oy, Pasi Torri: arvion on laatinut Vision Hunters. 34 Metla: Forest Finland in brief, 2013; Eija Alakangas: Suomessa käytettävien polttoaineiden ominaisuuksia, VTT Tiedotteita 2045, Puubiomassan energiasisältö on karkeasti 2 MWh/kiinto-m 3 ; hakattaessa metsää ainespuuta saadaan karkeasti puolet puun biomassasta, toinen puoli (oksat, latvukset, kannot) on hakkuutähteitä (joista vain osa hyödynnetään nykyisin); jos metsiä hakattaisiin yhtä paljon kuin niiden vuosikasvu on, teoreettinen metsätähteen lisäpotentiaali olisi karkeasti 30 milj.m 3 /v * 0,5 * 2 MWh/m 3 = 30 TWh/v. 35 ForestBtL luopui metsäbiodiesellaitoksensa toteutuksesta, vaikka sillä oli NER300-tuki takanaan. 26
28 luverkkoon. Vaihtoehtoisesti osa tai koko tuotanto kulutetaan tuotantopaikan ulkopuolella, jolloin sähkö siirretään lopulliseen kulutukseen jakeluverkon kautta. Koska erilaisia liiketoimintamalleja on lukuisia, tässä selvityksessä on valittu tarkasteltavaksi kolmea toisistaan selkeästi poikkeavaa liiketoimintamallia, joiden ominaispiirteet on esitetty alla olevissa laatikoissa. Liiketoimintamallit on havainnollistettu kuvissa Pientuottaja omistaa järjestelmän, operoi sitä ja käyttää tuottamaansa sähköä itse. Vaihtoehtona on, että pientuottaja joko käyttää koko tuotannon itse tai myy osan siitä sähkömarkkinoille. Tässä selvityksessä tarkastellaan jälkimmäistä vaihtoehtoa. Liiketoimintakonseptissa pientuottaja voi hankkia järjestelmän joko itse tai yhteishankintana. Yhteishankinta voidaan toteuttaa esimerkiksi siten, että joku yritys hoitaa pientuottajan puolesta koko hankintaprosessin, asennuksen ja käyttöönoton. Hankintatavalla ei ole sinänsä vaikutusta itse liiketoimintamalliin tai sen talousvaikutuksiin. Mikäli pientuottaja on yksityishenkilö, on talousvaikutuksissa otettava huomioon arvonlisävero. Pientaloasiakkaat maksavat tavallisesti yritysasiakkaita korkeampaa hintaa ostosähköstä, jolloin oman tuotannon hyödyntäminen on pientalotuottajille kannattavampaa. Toisaalta investoinnin yksikkökustannus ( /kw) on usein korkeampi pienissä järjestelmissä 36. Valtio tukee yksityishenkilöä kotitalousvähennyksen kautta ja yrityksillä on mahdollisuus hakea TEM:n energiatukea. Pientaloissa sähkön pohjakuorma on tyypillisesti huomattavasti pienempi kuin yrityskohteissa (esim. kauppakiinteistö), joten tuotannon omakäyttöaste on pientaloissa lähes poikkeuksetta alhaisempi kuin yrityskohteissa 37. Tällä on merkittävä vaikutus investoinnin kannattavuuteen pientuottajan näkökulmasta. Sähkön myyntiyhtiö sen sijaan hyötyy alhaisesta omakäyttöasteesta. 36 Vertailtavuuden vuoksi luvun 3.3 talousvaikutuslaskelmissa investoinnin yksikkökustannus on sama kotitalouksille ja yrityksille. Eroa syntyy investointilaskelmissa ainoastaan arvonlisäveron osalta. 37 Vertailtavuuden vuoksi luvun 3.3 talousvaikutuslaskelmissa omakäyttöaste on sama kotitalouksille ja yrityksille. 27
29 2. Useampi osapuoli omistaa järjestelmän joko osakeyhtiön tai osuuskunnan kautta, joka operoi sitä. Kyseessä on siis joukkorahoitusmalli. Tuotettu sähkö voidaan myydä omakustannushintaan omistajille tai suoraan sähkömarkkinoille. Mikäli osakkaat sijaitsevat muualla kuin tuotantopisteessä, voidaan tuotanto myydä myös sähköverkon välityksellä sähkön myyntiyhtiön asiakkaille (jotka voivat olla myös em. osakkaita). Tässä selvityksessä tarkastellaan viimeisenä mainittua vaihtoehtoa. Osakeyhtiö tai osuuskunta ostaa järjestelmän järjestelmätoimittajalta, joka alihankkii tai oman toimintansa osana toimittaa järjestelmän osat ja tekee asennustyön. Osakeyhtiöllä/osuuskunnalla on mahdollisuus hakea TEM:n energiatukea investoinnille. Mikäli kyseessä on pien-chp-järjestelmä, pientuottaja tekee tarvittavat sopimukset polttoaineen toimittajan kanssa. Osuuskunnan/osakeyhtiön osakkaiksi liitytään ostamalla tietty määrä osakkeita. Liiketoimintamallissa sähkön myyntiyhtiö ostaa tuotetun sähkön osakeyhtiöltä/osuuskunnalta (tuotantokustannuksella) ja myy sen edelleen siten, että tuotantokustannuksen päälle lisätään preemio. Myyntiyhtiön asiakas maksaa pientuotantosähköstä sekä sähkön siirrosta, jolloin liiketoimintamalli ei muodostu asiakkaalle taloudellisesti yhtä kannattavaksi kuin mikäli tuotanto voitaisiin käyttää suoraan tuotantopisteessä ilman sähkön siirtoa verkossa. 3. Kolmas osapuoli omistaa järjestelmän, operoi sitä ja myy tuotetun sähkön kuluttajalle. Kolmas osapuoli voi olla esimerkiksi laitetoimittaja tai sähkön myyntiyhtiö. Tässä tapauksessa tarkastellaan sellaista vaihtoehtoa, jossa kolmas osapuoli on sähkön myyntiyhtiö ja tuotanto sijaitsee kulutuspisteessä. Sähkön myyntiyhtiö hankkii järjestelmän järjestelmätoimittajalta ja huolehtii asennuksesta. Tässä liiketoimintamallissa sähkön myyntiyhtiö huolehtii järjestelmäinvestoinnista ja kantaa tuotannon riskit. Talousvaikutuksiltaan malli vastaa melko tarkasti edellä kuvattua liiketoimintamalli 2:ta. Eroa näiden kahden liiketoimintamallin välillä voi syntyä hallinnointikustannuksissa tai sähkön myyntiyhtiön perimän sähkön toimituksen välityspalkkion osalta. Esimerkiksi Helsingin Energia rakentaa Helsingin Suvilahteen aurinkosähkövoimalan ja lanseeraa samalla vuonna 2015 palvelun, jossa asiakas saa kuukausihinnalla tietyn nimikkopaneelin tuotannon itselleen 38. Liiketoimintamalleja, niiden eroja ja vaikutuksia eri sidosryhmille ja talouteen on käsitelty tarkemmin seuraavassa luvussa. 38 Ks. lisätietoja: https://www.helen.fi/uutiset/2014/aurinkovoimalaitos-suvilahteen/ 28
30 Olemassa oleva toimija Sähkön pientuotanto (pienaurinko, pientuuli, pien-chp) Rahavirta Asentaja Off-grid-järjestelmä Paneelien / voimaloiden valmistaja Kotitalous Jakeluverkkoyhtiö Sähkölaitteiston valmistaja Järjestelmätoimittaja (sis. suunnittelu) Yritys Sähkön myynti- /ostoyhtiö Asennusjärjestelmien valmistaja Valtio Polttoaineen hankinta- ja logistiikkaketju (Pien-CHP:n tapauksessa) Kuva 4. Liiketoimintamalli 1: Pientuottaja omistaa järjestelmän, operoi sitä ja käyttää tuotettua energiaa itse. Pientuottaja vastaa sähkön tuotannosta ja sopimuksista sähkön myyntiyhtiön (oletuksena, että sama yhtiö toimii myös ylijäämäsähkön ostajana) ja jakeluverkkoyhtiön kanssa. Pientuottaja maksaa jakeluverkkoyhtiölle sähkön siirrosta ja sähkön myyntiyhtiölle verkosta ostamastaan sähköstä. Mikäli pientuottaja syöttää ylijäämäsähköä verkkoon, sähkön myyntiyhtiö maksaa pientuottajan tästä sovitun hinnan. Mikäli kyseessä on pien-chp-järjestelmä, pientuottaja tekee tarvittavat sopimukset lisäksi polttoaineen toimittajan kanssa. Kotitalouksien on mahdollista saada tukea kotitalousvähennyksinä ja yritysten investointitukena, mikä aiheuttaa valtiolle kustannuksia. 29
31 Olemassa oleva toimija Sähkön pientuotanto (pienaurinko, pientuuli, pien-chp) Rahavirta Osakemaksu Asentaja Paneelien / voimaloiden valmistaja Jakeluverkkoyhtiö Osuuskunta/Osakeyhtiö Sähkölaitteiston valmistaja Järjestelmätoimittaja (sis. suunnittelu) Osakkaat Asennusjärjestelmien valmistaja Sähkön myynti- /ostoyhtiö Energiayhtiön muut asiakkaat Valtio Polttoaineen hankinta- ja logistiikkaketju (Pien-CHP:n tapauksessa) Kuva 5. Liiketoimintamalli 2: Useampi osapuoli omistaa järjestelmän joko osakeyhtiön tai osuuskunnan kautta, joka operoi pientuotantojärjestelmää. Tuotettu sähkö voidaan myydä joko omakustannushintaan omistajille tai suoraan sähkömarkkinoille. Osakkaat sijaitsevat muualla kuin tuotantopisteessä, joten koko tuotanto myydään sähköverkon välityksellä. Osuuskunta voi tehdä sähkön myyntiyhtiön kanssa sopimuksen, jonka mukaan myyntiyhtiö ostaa ylijäämäsähkön osuuskunnalta ja myy sen edelleen omille asiakkailleen. 30
32 Olemassa oleva toimija Sähkön pientuotanto (pienaurinko, pientuuli, pien-chp) Rahavirta Asentaja Paneelien / voimaloiden valmistaja Kotitalous/Yritys Jakeluverkkoyhtiö Sähkölaitteiston valmistaja Järjestelmätoimittaja (sis. suunnittelu) Asennusjärjestelmien valmistaja Sähkön myynti- /ostoyhtiö Polttoaineen hankinta- ja logistiikkaketju (Pien-CHP:n tapauksessa) Kuva 6. Liiketoimintamalli 3: Kolmas osapuoli omistaa järjestelmän, operoi sitä ja myy tuotetun sähkön kuluttajalle. Kolmas osapuoli voi olla esimerkiksi laitetoimittaja tai sähkön myyntiyhtiö. Sähkön myyntiyhtiö hankkii järjestelmän järjestelmätoimittajalta ja huolehtii asennuksesta. Tuotantolaitteisto voi sijaita kulutuspisteessä. 31
33 Markkinan arvo [milj. euroa] 3.3 Liiketoimintamahdollisuudet ja talousvaikutukset Kotimarkkinakehitys Kotimaisen markkinan kehitystä on tässä arvioitu pääosin alan toimijoiden haastatteluihin perustuen. Piensähköntuotannon markkina-arvon kehitys vuoteen 2020 asti on esitetty kuvassa 7. Markkina-arvossa on otettu huomioon ainoastaan investoinnit - ei esim. käyttöä ja kunnossapitoa. Laskelman taustalla on arvio seuraavista kumulatiivisista asennusmääristä vuosina : Aurinkosähköjärjestelmät (keskikoko 5 kw e): kpl Pientuulivoimalat (keskikoko 5 kw e): kpl Kaasumoottorit (keskikoko 45 kw e): kpl Polttokennot (keskikoko 50 kw e): 500 kpl Mikäli yllä esitetyt asennusmäärät toteutuisivat, olisi vuosina asennettava kumulatiivinen kapasiteetti noin 600 MW ja vuotuinen sähköntuotanto noin 1 TWh. Tämä vastaa noin 10 prosenttia aurinkosähkön teknistaloudellisen maksimipotentiaalin (ks. luku 3.1) mukaisesta sähköntuotannosta vuonna Vertailun vuoksi voidaan todeta, että VTT arvioi vuonna 2012 tehdyssä Low Carbon Finland selvityksessä, että tuulivoima (pääosin teollisen kokoluokan) ja aurinkosähkö voisivat yhdessä kattaa korkeintaan 20 % osuuden Suomen sähköntuotantopaletista vuonna Tämä tarkoittaisi noin 20 TWh tuotantoa Aurinkosähkö Pientuulivoima Pien-CHP Kuva 7. Arvio verkkoon liitetyn piensähköntuotannon markkinakehityksestä Suomessa. 32
34 Liiketoiminnan talousvaikutukset Liiketoiminnan talousvaikutuksia arvioidaan olettamalla, että edellä kuvattu kotimarkkinakehitys toteutuu. Koska talousvaikutukset eri osapuolille riippuvat siitä, millaisella liiketoimintamallilla uutta kapasiteettia otetaan käyttöön, tarkastellaan seuraavassa erikseen edellä kuvattuja liiketoimintamalleja 1 ja 2. Liiketoimintamallia 1 (pientuottaja omistaa järjestelmän) on tarkasteltu kahdessa tapauksessa siten, että pientuotantojärjestelmän omistaja on joko kotitalous tai yritys. Omistajatyyppi vaikuttaa muun muassa verotukseen, mahdollisuuteen hyödyntää järjestelmän tuottamaa lämpöä sekä sähköverkkomaksuihin. Alla olevissa tuloksissa näitä malleja kutsutaan nimillä Kotitalous omistajana sekä Yritys omistajana. Näissä laskentavaihtoehdoissa on oletettu, että tuotetusta sähköstä 50 % menee omaan käyttöön ja loput myydään verkkoon ja mikäli sivutuotteena syntyy lämpöä, niin se hyödynnetään 100 % omassa käytössä eli sillä korvataan ostolämpöä. Kotitalouksien on oletettu saavan tukea investointeihin kotitalousvähennyksen 39 kautta, joka on 45 % järjestelmän asentamiseen liittyvistä henkilöstökustannuksista vähennettynä 200 EUR omavastuulla. Yritysten osalta on oletettu, että ne saavat energiatukena 25 % investoinnin arvosta paitsi pientuulivoiman osalta, jossa investointitueksi on oletettu 22,5 % 40. Liiketoimintamallia 2 on analysoitu ainoastaan kotitalouksien näkökulmasta. Tällöin kyseessä voi olla esimerkiksi joukkorahoituksella rahoitettu tuotantoyhtiö, joka myy tuottamansa sähkön omakustannushintaan välittäjänä toimivan energiayhtiön kautta omistajilleen 41. Tulosten raportoinnin yhteydessä tätä mallia kutsutaan nimellä Joukkorahoitus. Tässä laskentatapauksessa kaikki tuotettu sähkö myydään energianyhtiön kautta omistajille, mutta sivutuotteena syntyvälle lämmölle ei ole laskettu tuottoa. Myös joukkorahoitetun yhtiön on oletettu saavan investointiin energiatukea 25 % investoinnin arvosta. Laskennassa on käytetty paljon lähtötietoja ja -oletuksia. Nämä kaikki on esitetty liitteessä 2, jossa on myös esitelty laskennassa käytetty metodologia. Liitteessä 2 esitetyt parametrit pysyvät vakiona kaikissa liiketoimintamalleissa ja eri tuotantoteknologioiden välillä. Liiketoimintamallin 3 osalta ei erillistä tarkastelua ole tehty, sillä talousvaikutusten osalta malli vastaa melko tarkasti liiketoimintamallia 2. Käytännössä mallien välillä voi olla eroja esimerkiksi siinä, kuinka suuret hallinnointikustannukset liiketoimintamallista syntyy tai kuinka suuren välityspalkkion energiayhtiö perii sähkön toimituksesta. Tässä tutkimuksessa ei kuitenkaan ole ryhdytty yksityiskohtaisesti analysoimaan näiden kustannusten suuruutta. Liiketoimintamallissa 3 tuotannollinen riski on energiayhtiöllä. Investoinnin ja operoinnin 39 Lisäksi on oletettu, että kotitaloudessa on 2 aikuista, jolloin kotitalousvähennyksen maksimimäärä on EUR. 40 Työ- ja elinkeinoministeriön ohjeellinen tukitaso pientuulivoimalle on %, joten tässä on käytetty tämän vaihteluvälin keskiarvoa. 41 Vastaavantyyppistä liiketoimintamallia on harjoittanut Lumituuli Oy, joka on kerännyt joukkorahoituksella pääomia (suuren kokoluokan) tuulivoimaan. 33
35 taloudellista riskiä voidaan jakaa asiakkaan kanssa erilaisilla hinnoittelumalleilla. Kuvassa 8 on kuvattu yksi mahdollinen hinnoittelumalli, jossa energiayhtiö takaa asiakkaalle vakaan hinnan pitkälle tulevaisuuteen esimerkiksi aurinkosähköinvestoinnin yhteydessä. Tässä tapauksessa asiakkaan maksama hinta on aluksi korkeampi kuin ostosähkön hinta, mutta pitkällä tähtäimellä asiakas hyötyy kun energiayhtiön kanssa sovittu hinta on alempi kuin keskimääräinen ostosähkön hinta. Hinta Keskimääräinen ostosähkön kokonaishinta Asiakkaan maksama sähkön kokonaishinta liiketoimintamallissa 3 Aika Kuva 8. Karkea esimerkki sähkön hinnoittelusta liiketoimintamallissa 3, jossa energiayhtiö omistaa ja operoi pientuotantolaitteistoa, joka sijaitsee sähkön kulutuspisteessä. Aurinkosähkö Aurinkosähkön talousvaikutusten laskenta perustuu edellä kuvattuun oletukseen, että Suomeen asennetaan kappaletta (500 MW, noin 450 GWh sähköä vuodessa; olettaen invertterin hyötysuhteeksi 90 % ja huipunkäyttöajaksi h) verkkoon kytkettyjä pientalojärjestelmiä. Tämä vaatii noin 800 MEUR investoinnit (alv 0 %). Laskennan taustaoletukset ja niiden perusteella lasketut sähkön tuotantokustannukset on koottu taulukkoon 7. 34
36 Taulukko 7. Taustaoletukset aurinkosähkön talousvaikutusten laskennassa. Järjestelm än kustannus (EUR) Arvioitu y ksikkökustannus , y ksikköteho 5 kw Järjestelm ien lukum äärä (kpl) Kotitalous om istajana Yrity s om istajana (alv 24 %) (alv 0 %) (alv 0 %) Kotitalous om istajana Yrity s om istajana Kumulatiiv inen asennusmäärä Investointi (MEUR) Kotitalous om istajana Yrity s om istajana Kumulatiiv iset inv estoinnit T uotantokustannukset (EUR/MWh) Kotitalous om istajana Yrity s om istajana Joukkorahoitus Joukkorahoitus Joukkorahoitus Joukkorahoitus Vuotuinen investointikustannus Vuotuinen rahoituskustannus Vuotuiset käy ttö- ja kunnossapitokustannukset, sis. v erkkomaksut T uotantokustannus, brutto Inv estointituki (annualisoitu) / kotitalousv ähenny s Tuotto y lijäämäsähkön my y nnistä Ostosähkön hankintamenot T uotantokustannus, netto Taulukon 7 lähtötietojen perusteella lasketut keskeiset tulokset on esitetty taulukossa 8, jossa on esitetty työllisyys-, talous- ja kauppatasevaikutukset kolmelle eri liiketoimintamallille. Talousvaikutukset on esitetty vuotuisina vaikutuksina annualisoituina yli aurinkosähköjärjestelmän oletetun teknistaloudellisen eliniän (25 vuotta 42 ). Henkilöstökustannuksen osuudeksi järjestelmän kokonaiskustannuksesta on arvioitu 35 %, itse laitteiston osuudeksi 35 %, muiksi kuluiksi 20 % ja järjestelmätoimittajan katteeksi 10 %. Laitteiston kotimaisuusasteeksi on oletettu 10 %. 42 Elinikä on laskettu painottaen paneelien (30 v) ja invertterien (15 v) eliniät niiden arvioitujen kustannusosuuksien mukaan. 35
37 Taulukko 8. Yhteenveto aurinkosähkön lisäämisen keskeisistä talousvaikutuksista. T y öllisy y svaikutukset (htv/v) Kotitalous om istajana Yrity s om istajana Teknologian valmistus Laitteistojen asennus, käy ttö ja kunnossapito Polttoaineen tuotanto ja jakelu T y öllisy y s y hteensä T alousv aikutukset Suom een (MEUR/v) Säästö(+) tai lisäkustannus (-) energian hankinnassa kotitaloudelle tai y rity kselle Kotitalous om istajana Yrity s om istajana -2,4-7,4-6,6 Verotulojen muutos kunnille 1,5 1,8 1,2 Tulojen muutos valtiolle (verot + tuet) -8,4-10,5-8,7 Kotimaiset teknologiatoimittajat 2,9 2,9 2,9 Kotimaiset polttoainetoimittajat 0,0 0,0 0,0 Sähkön my y ntiy htiö ja verkkoy htiö -3,0-0,4-5,9 Rahoittajat 0,8 0,6 0,6 Palkansaajat 9,2 9,2 9,2 Vaikutus Suom een y hteensä 0,6-3,8-7,4 Vaikutus kauppataseeseen (MEUR/v) Kotitalous om istajana Yrity s om istajana Kaikissa tutkituissa liiketoimintamalleissa asennetaan sama määrä aurinkopaneelijärjestelmiä, joten tästä syystä vaikutukset työllisyyteen eivät eroa mallien välillä. Työllistävä vaikutus syntyy lähinnä laitteistojen asennuksesta ja kunnossapidosta. Kauppatasevaikutus jää negatiiviseksi, eli tuonti Suomeen kasvaa, sillä laitteistot ovat pääasiassa ulkomaista teknologiaa. Joukkorahoitusmallissa tuontisähkön määrä vähenee enemmän, sillä kaikki tuotettu sähkö oletetaan käytettävän omistajien toimesta. Kahdessa muussa tapauksessa sen sijaan vain 50 % tuotannosta saadaan omaan käyttöön, jolloin verkosta ostetaan enemmän (ulkomaista 43 ) sähköä kuin joukkorahoitusmallissa. Tulokset osoittavat, että aurinkosähköjärjestelmän asentaminen ei ole käytetyillä oletuksilla kannattavaa kotitalouksille eikä yrityksille tarkastelluissa liiketoimintamalleissa. Kun kotitalous tai yritys omistaa järjestelmän, vaikuttaa kannattavuuteen ennen kaikkea sähkön omakäyttöaste, joka on laskennassa oletettu olevan 50 %. Jo 55 % omakäyttöaste tekisi aurin- Joukkorahoitus Joukkorahoitus Joukkorahoitus Energian tuonti -5,0-5,0-5,8 Teknologian tuonti (annualisoitu järjestelmän eliniän y li) Vaikutus kauppataseeseen y hteensä, kasvava tuonti (+), vähenevä tuonti (-) 10,0 10,0 10,0 5,0 5,0 4,1 Alihankintaketjun määrittelemättömät kassavirrat -5,7-1,2 3,2 43 Suomessa kulutetun sähköenergian kotimaisuusaste on noin 37 % (otettu huomioon tuontisähkön lisäksi kotimaisen sähköntuotannon polttoaineiden tuonti). 36
38 kosähköjärjestelmästä kannattavan kotitalouksien tapauksessa. Yritysjärjestelmän tapauksessa järjestelmäinvestointi muodostuu juuri ja juuri kannattavaksi, mikäli 90 % tuotetusta sähköstä voidaan hyödyntää itse. Tämä johtuu siitä, että yrityksien maksama ostosähkön hinta on huomattavasti alhaisempi kuin kotitalouksien. Joukkorahoitus-malli on kannattamaton, koska sähkön tuotantokustannus on sähkön markkinahintaa korkeampi eikä kotitalous tässä liiketoimintamallissa saa säästöä sähkön siirtomaksuissa eikä veroissa. Liiketoimintamallien välillä on eroa myös valtion tuloissa. Valtio maksaa jokaisessa mallissa tukea joko suoraan investointitukena (8 MEUR/v yrityksille) tai kotitalousvähennyksen (5 MEUR/v) kautta. Lisäksi valtio menettää verotuloja valmisteveron tuoton laskiessa noin 4 MEUR/v. Teknologiatoimittajien tuloksesta ja kasvavista palkoista perittävät verot eivät riitä kuin osittain kompensoimaan valmisteveron vähenemistä. Sähköverkkoyhtiöille pientuotannon lisääntyminen ei synnytä mallissa talousvaikutuksia, sillä säädellyssä monopoliliiketoiminnassa verkkoyhtiöiden on mahdollista kompensoida pienentyneet tulot nostamalla nykyhinnoittelussa siirron yksikköhintoja, mikä johtaisi siirtohinnan suhteelliseen kasvuun niillä asiakkailla, joilla ei ole mahdollisuuksia kompensoida kulutustaan hankkimalla omaa tuotantoa. Sähkön myyntiyhtiölle pientuotannon lisääntyminen sen sijaan synnyttää negatiivisia talousvaikutuksia. Joukkorahoitus-mallissa sähkön myyntiyhtiön menettämät kassavirrat ovat suuremmat kuin muissa malleissa. Tämä johtuu siitä, että sähkön myyntiyhtiön kate on heikompi välitettäessä pientuotantosähköä markkinasähkön sijaan ja pientuotantosähkön välitysvolyymi on Joukkorahoitus-mallissa kaksinkertainen muihin malleihin verrattuna. Käytännössä myyntiyhtiön voidaan kuitenkin olettaa hinnoittelevan sähkötuotteensa siten, että myynnin kate ei pientuotannon vuoksi heikkene. Kaikkia tarkasteltavien toimijoiden alihankintaketjuihin kohdistuvia kustannuksia ja talousvaikutuksia ei ole tässä arvioitu tarkasti, vaan ne on allokoitu Alihankintaketjun määrittelemättömät kassavirrat -ryhmään. Nämä kassavirrat voivat suuntautua kotimaahan tai ulkomaille. Määrittelemättömät kassavirrat on esitetty taulukossa, jotta voidaan taselaskennan tavoin todeta että rahaa ei häviä laskennassa mihinkään. Asiaa on käsitelty tarkemmin metodologian kuvauksen yhteydessä liitteessä 2. Pientuulivoima Pientuulivoiman osalta on tarkasteltu tilannetta, jossa uutta tuotantoa asennettaisiin lähinnä kesämökeille yhteensä 6 MW, mikä tarkoittaisi tässä tapauksessa järjestelmää. Arvioitu vuosituotanto olisi tällöin 8,1 GWh (huipunkäyttöaika h) ja tarvittavan arvonlisäverottoman investoinnin suuruus noin 27 MEUR (ks. taulukko 9). 37
39 Taulukko 9. Taustaoletukset pientuulivoiman talousvaikutusten laskennassa. Järjestelm än kustannus (EUR) Arvioitu y ksikkökustannus , y ksikköteho 5 kw Järjestelm ien lukum äärä (kpl) Kotitalous om istajana Yrity s om istajana (alv 24 %) (alv 0 %) Kotitalous om istajana Yrity s om istajana Kumulatiiv inen asennusmäärä Investointi (MEUR) Kotitalous om istajana Yrity s om istajana Kumulatiiv iset inv estoinnit T uotantokustannukset (EUR/MWh) Kotitalous om istajana Yrity s om istajana Vuotuinen inv estointikustannus Vuotuinen rahoituskustannus Vuotuiset käy ttö- ja kunnossapitokustannukset, sis. v erkkomaksut T uotantokustannus, brutto Inv estointituki (annualisoitu) / kotitalousv ähenny s Tuotto y lijäämäsähkön my y nnistä Ostosähkön hankintamenot T uotantokustannus, netto Taulukossa 10 on esitetty talousvaikutukset pientuulivoimalle. Talousvaikutukset on esitetty vuotuisina vaikutuksina annualisoituina yli pientuulivoiman oletetun teknistaloudellisen eliniän (20 vuotta). Henkilöstökustannuksen osuudeksi järjestelmän kokonaiskustannuksesta on arvioitu 20 %, laitteiston osuudeksi 50 %, muiksi kuluiksi 20 % ja järjestelmätoimittajan katteeksi 10 %. Laitteiston kotimaisuusasteeksi on oletettu 50 %. Taulukossa 10 esitetyt talousvaikutukset ovat samansuuntaiset kuin aurinkosähkön tapauksessa, mutta volyymiltaan vähäisemmät. Koska pientuulivoimaloiden lyhyen aikavälin asennusmäärän on oletettu olevan vain noin prosentin luokkaa aurinkosähköjärjestelmien määrästä, ovat vaikutukset mallin laskentatarkkuuden puitteissa hyvin vähäiset. Huomattavaa on, että tehdyillä lähtöoletuksilla pientuulivoima on aurinkosähkön tavoin tappiollista sekä kotitalouksille että yrityksille. 38
40 Taulukko 10. Yhteenveto pientuulivoiman lisäämisen keskeisistä talousvaikutuksista. T y öllisy y svaikutukset (htv/v) Kotitalous om istajana Yrity s om istajana Teknologian valmistus 1 1 Laitteistojen asennus, käy ttö ja kunnossapito 8 8 Polttoaineen tuotanto ja jakelu 0 0 T y öllisy y s y hteensä 9 9 T alousv aikutukset Suom een (MEUR/v) Säästö(+) tai lisäkustannus (-) energian hankinnassa kotitaloudelle tai y rity kselle Kotitalous om istajana Yrity s om istajana -1,2-0,9 Verotulojen muutos kunnille 0,0 0,0 Tulojen muutos valtiolle (verot + tuet) 0,1-0,3 Kotimaiset teknologiatoimittajat 0,4 0,4 Kotimaiset polttoainetoimittajat 0,0 0,0 Sähkön my y ntiy htiö ja verkkoy htiö -0,1-0,0 Rahoittajat 0,0 0,0 Palkansaajat 0,2 0,2 Vaikutus Suom een y hteensä -0,5-0,5 Vaikutus kauppataseeseen (MEUR/v) Kotitalous om istajana Yrity s om istajana Energian tuonti -0,1-0,1 Teknologian tuonti (annualisoitu järjestelmän eliniän y li) Vaikutus kauppataseeseen y hteensä, kasvava tuonti (+), vähenevä tuonti (-) 0,3 0,3 0,2 0,2 Alihankintaketjun määrittelemättömät kassavirrat 0,3 0,3 Kaasumoottoriin perustuva pien-chp Kaikissa tapauksissa on tarkasteltu yhteensä kaasumoottorin asentamista, mikä olisi noin 320 MEUR investointi. Moottorit tuottaisivat vuodessa 324 GWh sähköä 54 MW teholla (oletushyötysuhde sähköntuotannolle 35 % ja lämmöntuotannolle 45 % sekä huipunkäyttöaika h; ks. taulukko 11). Talousvaikutukset on esitetty vuotuisina vaikutuksina annualisoituina yli kaasumoottorin oletetun teknistaloudellisen eliniän (20 vuotta). Henkilöstökustannuksen osuudeksi järjestelmän kokonaiskustannuksesta on arvioitu 15 %, laitteiston osuudeksi 55 %, muiksi kuluiksi 20 % ja järjestelmätoimittajan katteeksi 10 %. Laitteiston kotimaisuusasteeksi on oletettu 80 %. Taulukosta 11 nähdään, että yrityksen omistaessa järjestelmän muodostuvat nettotuotantokustannukset alhaisiksi biokaasun tapauksessa jopa negatiivisiksi. Tämä johtuu siitä, että nettotuotantokustannuksia määriteltäessä on otettu huomioon CHP-lämmön arvo, joka on tässä korkea, sillä lähtöoletuksena on että kaikki tuotettu CHP-lämpö korvaa öljykattilalla tuotettua lämpöä. Mikäli biokaasu-vaihtoehdossa korvattavaisiin esimerkiksi hakkeella tuotettua lämpöä, jonka tuotannon muuttuvat kustannukset ovat arviolta kolmanneksen öljyllä 39
41 tuotetun lämmön muuttuvista kustannuksista, olisi sähkön nettotuotantokustannus noin 100 /MWh (öljylämmitystä korvattaessa -18 /MWh). Asiaa on havainnollistettu liitteessä 3. Joukkorahoitusmallissa sen sijaan CHP-lämpöä ei hyödynnetä, joka näkyy taulukossa huomattavasti korkeampina nettotuotantokustannuksina. Taulukko 11. Taustaoletukset kaasumoottorin talousvaikutusten laskennassa. Kaikki kustannukset on ilmoitettu arvonlisäverottomina. Inv estointi Y rity s om istajana Joukkorahoitus Polttoaine Maakaasu Biokaasu Puukaasu Maakaasu Biokaasu Puukaasu Arvioitu y ksikkökustannus (EUR), y ksikön sähköteho 45 kw ja lämpöteho 90 kw Kumulatiiv inen asennusmäärä (kpl) Kum ulatiiv iset inv estoinnit (MEUR) Tuotantokustannukset (EUR/MWh e ) Y rity s om istajana Joukkorahoitus Polttoaine Vuotuinen investointikustannus Vuotuinen rahoituskustannus Vuotuiset käy ttö- ja kunnossapitokustannukset, sis. verkkomaksut Maakaasu Biokaasu Puukaasu Maakaasu Biokaasu Puukaasu Vuotuiset polttoainekustannukset T uotantokustannus, brutto Investointituki (annualisoitu) Tuotto y lijäämä sähkön my y nnistä Ostosähkön hankintamenot CHP-lämmöntuotannon arv o T uotantokustannus, netto Taulukossa 12 on esitetty kaasumoottoriteknologiaan perustuvan pien-chp:n laskelmat kahdelle vaihtoehtoiselle liiketoimintamallille. Ensimmäisessä omistajan on yritys, joka voi hyödyntää sivutuotteena syntyvän lämmön ja saavuttaa tätä kautta säästöjä sähkön hankinnan lisäksi myös lämmön hankinnassa. Laskennassa on tehty oletus, että kaikki tuotettu CHP-lämpö voidaan hyödyntää ja sillä korvataan öljylämmitystä. Toisena tarkasteltavana liiketoimintamallina on joukkorahoitukseen pohjautuva stand-alone -tuotantoyhtiö, joka ei voi myydä tai muuten hyödyntää ylijäämälämpöä. Lisäksi kummankin vaihtoehdon osalta on tarkasteltu tilannetta, jossa kaasumoottorin polttoaineena on venäläinen maakaasu, mädättämällä tuotettu biokaasu tai termisesti puuhaketta kaasuttamalla tuotettu puukaasu. 40
42 Taulukko 12. Yhteenveto kaasumoottoreiden lisäämisen keskeisistä talousvaikutuksista. T y öllisy y svaikutukset (htv/v) Polttoaine Teknologian valmistus Laitteistojen asennus, käy ttö ja kunnossapito Polttoaineen tuotanto ja jakelu T y öllisy y s y hteensä T alousv aikutukset Suom een (MEUR/v) Polttoaine Säästö(+) tai lisäkustannus (-) energian hankinnassa kotitaloudelle tai y rity kselle 6,5 29,2 12,7-61,4-33,3-53,8 Verotulojen muutos kunnille 0,6 2,0 1,8 0,3 1,7 1,5 Tulojen muutos v altiolle (v erot + tuet) -11,4-17,1-16,3 13,4 2,3 7,1 Kotimaiset teknologiatoimittajat 8,4 8,4 8,4 8,4 8,4 8,4 Kotimaiset polttoainetoimittajat 1,1 0,8 2,2 2,3 2,0 3,4 Sähkön my y ntiy htiö ja verkkoy htiö -0,3-0,3-0,3-4,3-4,3-4,3 Rahoittajat 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 Palkansaajat 2,2 10,3 8,4 2,2 10,3 8,4 Vaikutus Suom een y hteensä 7,4 33,5 17,2-38,8-12,6-29,0 Vaikutus kauppataseeseen (MEUR/v) Polttoaine Energian tuonti -19,8-47,2-47,2 23,2-4,2-4,2 Teknologian tuonti 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8 Vaikutus tuontiin y hteensä, kasvava tuonti (+), vähenevä tuonti (-) Y rity s om istajana Y rity s om istajana Y rity s om istajana Joukkorahoitus Joukkorahoitus Joukkorahoitus Laskennan tuloksissa korostuu energiatehokkuuden merkitys, sillä ilman kaasumoottorissa syntyvän hukkalämmön hyödyntämistä investointi ei näytä olevan kannattava (joukkorahoitusvaihtoehto). Polttoaineista mädättämällä tuotettu biokaasu olisi tuottajalle kannattavin vaihtoehto. Uusiutuvien kotimaisten polttoaineiden merkitys näkyy myös työllisyydessä ja sitä kautta nämä vaihtoehdot ovat myös kuntien verotulojen kannalta parhaat. Taulukosta 12 nähdään, että alihankintaketjun määrittelemättömät kassavirrat ovat merkittävät etenkin puukaasuvaihtoehdossa. Tämä johtuu siitä, että puukaasun hankintahinta muodostaa suuren yksittäisen kustannuserän CHP-laitoksella, mutta tuotantoketjuja ei ole mallinnettu tarkasti. Mikäli puukaasun raaka-aine on peräisin Suomesta, merkittävä osa alihankintaketjun määrittelemättömistä kassavirroista päätyy suomalaisille hankintaketjun alihankkijoille ja metsänomistajille. Yrityksen ollessa omistajana syntyy valtiolle negatiivisia talousvaikutuksia etenkin, kun kaasumoottorin polttoaineena käytetään bio- tai puukaasua. Suurin vaikutus on valmisteverotulojen vähenemisellä, joka aiheutuu sekä ostosähkön tarpeen että lämmitysöljyn kulutuksen vähenemisestä, kun CHP-yksiköllä tuotettu lämpö hyödynnetään korvaamaan kevyttä polttoöljyä. Maakaasu Biokaasu Puukaasu Maakaasu Biokaasu Puukaasu Maakaasu Biokaasu Puukaasu Maakaasu Biokaasu Puukaasu Maakaasu Biokaasu Puukaasu Maakaasu Biokaasu Puukaasu -18,0-45,4-45,4 25,0-2,4-2,4 Alihankintaketjun määrittelemättömät kassavirrat 10,6 11,9 28,2 13,8 15,1 31,4 41
43 Joukkorahoitetun tuotantoyhtiön tapauksessa valtion verotulot kasvavat polttoainevaihtoehdosta riippumatta, sillä valtio ei tässä liiketoimintamallissa menetä valmisteveroja ja lisäksi arvonlisäveron tuotto kasvaa, koska kotitalouksien tuotantoyhtiöltä omakustannehintaan hankkima sähkö on yli kaksi kertaa markkinasähköä kalliimpaa. Polttokennoon perustuva pien-chp Tässä laskennassa on arvioitu 500 polttokennojärjestelmän lisääntymisen vaikutuksia. Tämä olisi noin 250 MEUR investointi ja 25 MW kokonaisteholla voitaisiin tuottaa noin 150 GWh sähköä vuodessa (oletushyötysuhde sähkön- ja lämmöntuotannolle molemmille 40 % ja huipunkäyttöaika h; ks. taulukko 13). Taulukko 13. Taustaoletukset polttokennojen talousvaikutusten laskennassa. Kaikki kustannukset on ilmoitettu arvonlisäverottomina. Inv estointi Y rity s om istajana Joukkorahoitus Polttoaine Maakaasu Biokaasu Puukaasu Maakaasu Biokaasu Puukaasu Arvioitu y ksikkökustannus (EUR), y ksikön sähköteho 50 kw ja lämpöteho 50 kw Kumulatiiv inen asennusmäärä (kpl) Kum ulatiiv iset inv estoinnit (MEUR) Tuotantokustannukset (EUR/MWh e ) Y rity s om istajana Joukkorahoitus Polttoaine Vuotuinen investointikustannus Vuotuinen rahoituskustannus Vuotuiset käy ttö- ja kunnossapitokustannukset, sis. verkkomaksut Maakaasu Biokaasu Puukaasu Maakaasu Biokaasu Puukaasu Vuotuiset polttoainekustannukset T uotantokustannus, brutto Investointituki (annualisoitu) Tuotto y lijäämä sähkön my y nnistä Ostosähkön hankintamenot CHP-lämmöntuotannon arvo T uotantokustannus, netto Laskenta on muuten toteutettu samalla tavalla kuin edellä kuvatun kaasumoottorin tapauksessa. Laskentatulokset on esitetty taulukossa 14. Talousvaikutukset on esitetty vuotuisina vaikutuksina annualisoituina yli polttokennojärjestelmän oletetun teknistaloudellisen eliniän (20 vuotta 44 ). Henkilöstökustannuksen osuudeksi järjestelmän kokonaiskustannuksesta 44 Elinikä on laskettu painottaen polttokennon (20 25 v) ja invertterien (15 v) eliniät niiden arvioitujen kustannusosuuksien mukaan. 42
44 on arvioitu 5 %, laitteiston osuudeksi 65 %, muiksi kuluiksi 20 % ja järjestelmätoimittajan katteeksi 10 %. Laitteiston kotimaisuusasteeksi on oletettu 50 %. Taulukko 14. Yhteenveto polttokennojen lisäämisen keskeisistä talousvaikutuksista. T y öllisy y svaikutukset (htv/v) Polttoaine Teknologian valmistus Laitteistojen asennus, käy ttö ja kunnossapito Polttoaineen tuotanto ja jakelu T y öllisy y s y hteensä T alousv aikutukset Suom een (MEUR/v) Polttoaine Säästö(+) tai lisäkustannus (-) energian hankinnassa kotitaloudelle tai y rity kselle -5,7 0,8-4,2-22,7-14,6-20,9 Verotulojen muutos kunnille 0,2 0,7 0,6 0,1 0,5 0,4 Tulojen muutos v altiolle (v erot + tuet) -5,1-6,4-6,1 2,4-0,4 1,0 Kotimaiset teknologiatoimittajat 4,8 4,8 4,8 4,8 4,8 4,8 Kotimaiset polttoainetoimittajat 0,4 0,3 0,8 0,7 0,6 1,1 Sähkön my y ntiy htiö ja verkkoy htiö -0,1-0,1-0,1-2,0-2,0-2,0 Rahoittajat 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 Palkansaajat 0,6 3,1 2,5 0,6 3,1 2,5 Vaikutus Suom een y hteensä -4,6 3,4-1,6-15,9-7,9-12,9 Vaikutus kauppataseeseen (MEUR/v) Polttoaine Energian tuonti -3,3-11,8-11,8 6,5-1,9-1,9 Teknologian tuonti 4,1 4,1 4,1 4,1 4,1 4,1 Vaikutus tuontiin y hteensä, kasvava tuonti (+), vähenevä tuonti (-) Y rity s om istajana Y rity s om istajana Y rity s om istajana Joukkorahoitus Joukkorahoitus Joukkorahoitus Maakaasu Biokaasu Puukaasu Maakaasu Biokaasu Puukaasu Maakaasu Biokaasu Puukaasu Maakaasu Biokaasu Puukaasu Maakaasu Biokaasu Puukaasu Maakaasu Biokaasu Puukaasu 0,8-7,7-7,7 10,6 2,1 2,1 Alihankintaketjun määrittelemättömät kassavirrat 3,9 4,3 9,3 5,3 5,7 10,8 Polttokennoteknologian osalta talousvaikutukset ovat samansuuntaiset kuin kaasumoottorin. Liiketoiminta voi olla kannattavaa, jos sivutuotteena syntyvä lämpö pystytään hyödyntämään. Nykyisillä investointikustannuksilla polttokennot kuitenkin häviävät kannattavuudessa kaasumoottorille. Tässä tapauksessa kannattavuuteen vaikuttaa vahvasti myös teknologioiden rakennusaste (sähköntuotannon suhde lämmöntuotantoon); koska polttokenno tuottaa vähemmän lämpöä tuotettua sähköyksikköä kohden ja CHP-lämmöllä korvataan tässä kallista öljylämmitystä, polttokennosta ei saada yhtä suurta hyötyä kuin kaasumoottorista. Laskelmien pohjalta voidaan todeta, että pien-chp-teknologiat soveltuvat ennen kaikkea kohteisiin, joissa sekä tuotettu sähkö että lämpö voidaan hyödyntää tehokkaasti. Kannattavuus on sitä parempi, mitä kalliimpi vaihtoehtoinen lämmitysmuoto on. Tuotantokustannuksia on käsitelty tarkemmin liitteessä 3. 43
45 Yhteenveto talousvaikutusten tarkastelusta Kaiken kaikkiaan tutkitut vaihtoehdot erosivat toisistaan varsin paljon pientuottajan kannattavuuden suhteen - parhaan vaihtoehdon vaikutus oli tuottajille +29 MEUR/v ja huonoimman -61 MEUR/v. Sen sijaan taloudelliset vaikutukset julkiseen sektoriin vaihtelivat vähemmän noin -15 ja +14 MEUR/v välillä. Kuvaan 9 on merkitty yllä olevat teknologia- ja liiketoimintamalliratkaisut suhteessa niiden kannattavuuteen sähköä käyttävän kotitalouden tai yrityksen kannalta sekä julkisen sektorin (valtio + kunnat) näkökulmasta. Pallon koko kuvastaa työllistävää vaikutusta. Tutkituista teknologia- ja liiketoimintakombinaatioista pientuottajan kannalta kannattavimmaksi osoittautui kaasumoottori kuitenkin ainoastaan, mikäli moottorin tuottama ylijäämälämpö pystytään hyödyntämään tehokkaasti. Etenkin biokaasuun (ratkaisu D2) perustuva liiketoimintamalli osoittautui kannattavaksi. Myös vaihtoehto, jossa yritys omistaa biokaasua hyödyntävän polttokennon, muodostuu tehdyillä laskentaoletuksilla pientuottajalle kannattavaksi. Tässäkin tapauksessa kaikki polttokennon tuottama lämpö tulee voida hyödyntää tehokkaasti. Kannattavuutta voidaan havainnollistaa nettotuotantokustannuksella, joka on esitelty eri teknologioille ja liiketoimintamalleille liitteessä 3. Aurinkosähköjärjestelmät ovat pientuottajan kannalta lähellä kannattavuusrajaa, mutta tuotettu sähkö pitäisi kyetä hyödyntämään tehokkaammin (laskennassa käytetty omakäyttöaste 50 %). Yritysjärjestelmissä kannattavuutta heikentää oletetun omakäyttöasteen (50 %) lisäksi alhainen ostosähkön hinta. Julkisen sektorin kannalta aurinkosähköjärjestelmien lisääntyminen vähentää verotuloja kaikissa liiketoimintamalleissa. 44
46 Vaikutus pientuottajille (MEUR) D D3 A D2 D1 D3 C B C C C Vaikutus valtiolle ja kunnille (MEUR) C C Aurinkosähkö Kaasumoottori Polttokenno Pientuulivoima Kuva 9. Yhteenveto eri teknologioiden ja liiketoimintamallien talousvaikutuksista. Pallon koko kuvaa työllistävää vaikutusta. Merkityt liiketoimintamallit: A = Kotitalous omistaa järjestelmän B = Yritys omistaa järjestelmän C = Joukkorahoitettu yhtiö omistaa järjestelmän D1 = Yritys omistaa, maakaasu polttoaineena D2 = Yritys omistaa, biokaasu polttoaineena D3 = Yritys omistaa, puukaasu polttoaineena Analysoidut teknologia-liiketoimintamalli -parit sijoittuvat kuvassa 9 laskevalle suoralle. Toisin sanoen yrityksille tai kotitalouksille positiivisen taloudellisen vaikutuksen antavat teknologiat tuottavat samalla negatiivisen vaikutuksen valtion ja kuntien taloudelle ja päinvastoin. Tämä viittaa siihen, että hyödyt pientuottajille syntyvät pitkälti säästetyistä veroista (arvonlisävero, valmisteverot ja sähkövero). Tämä myös selittää sen, miksi joukkorahoitukseen perustuvia liiketoimintamalleja ei saatu tässä tutkimuksessa kannattaviksi. 45
47 3.4 Globaalit liiketoimintamahdollisuudet Yleisesti Globaalit sähkön pientuotantomarkkinat ovat niin suuret ja jatkuvasti kasvavat 45, että kotimaisten toimijoiden vienti- ja menestymismahdollisuudet ovat kiinni ainoastaan tuotteiden ja palveluiden hinnasta ja laadusta sekä erottautumiskyvystä. Etenkin tuotteet ja palvelut, joiden avulla pientuottaja kykenee hyödyntämään nykyistä tehokkaammin tuotantoaan itse, tuo merkittävästi lisäarvoa kuluttajalle. Tällaisia ratkaisuja ovat esimerkiksi erilaiset kulutuksenohjausjärjestelmät ja mikroverkot sekä näihin liittyvä osaaminen sekä erilaiset tavat varastoida tuotettua energia. Myös ratkaisut, joissa kulutusta pyritään ohjaamaan tuotannon kanssa samaan ajanhetkeen, lisääntyvät energiamarkkinoilla, kun vaihtelevan tuotannon määrä markkinoilla kasvaa. Yksi mielenkiintoinen markkinasegmentti on sähköverkon ulkopuoliset kohteet, jotka tarvitsevat paikallisia sähköistysratkaisuja. Esimerkkinä voidaan mainita telecom-mastoihin integroitavat hybridiratkaisut, joissa yhdistyvät pientuulivoima, aurinkosähkö ja dieselgeneraattori. Tällaisten hybridiratkaisujen toiminnan optimointi erilaisiin sovelluskohteisiin voi luoda suomalaisille toimijoille markkinoita. Esimerkiksi erilaiset hajautettuun sähköntuotantoon perustuvat vedenpumppausratkaisut on kiinnostava markkinasegmentti etenkin kehitysmaissa. Teknologian lisäksi liiketoimintamahdollisuuksiin vaikuttaa tarjottavat liiketoimintamallit. Teknologia, liiketoimintamalli ja asiakas määrittävät millaisia lisälaitteita ja komponentteja järjestelmän käyttö edellyttää. Näistä muodostuva kokonaisuus tarjoaa yrityksille liiketoimintamahdollisuuksia niin kotimaassa kuin ulkomaillakin. Toiminta-alueita ovat suunnittelu ja konsultointi, järjestelmien kokoonpano, toimitus ja asennus, huolto- ja tukitoiminnot sekä komponenttien ja materiaalien valmistus. Näillä alueilla toimivia aurinkoenergia-alan yrityksiä on listattu Tekesin vuonna 2013 julkaisemaa aurinkoenergiakatalogissa 46. Teknologiakohtaisesti Aurinkosähkökapasiteettia asennettiin vuonna 2012 globaalisti noin MW 47 ja vuotuisten asennusmäärien arvioidaan kasvavan vielä useita vuosia. 48 Aurinkosähköinvestoinnit ovat kasvaneet viime vuosina etenkin Kiinassa ja Japanissa, joissa suurin osa kennoja paneelivalmistuksesta myös sijaitsee nykyään. Suomalaisten toimijoiden on vaikea kilpailla aasialaisia massatuotantovalmistajia vastaan ainakaan hinnassa. Aurinkoenergiaratkaisujen arvoa voidaan pyrkiä kuitenkin lisäämään esimerkiksi paneelien toimintaa parantavilla ja 45 Ks. esim. IEA, Energy Technology Perspectives Harnessing Electricity s Potential. 46 Tekes, Groove / solar energy catalogue, Groove aurinkoenergian yritysluettelo. Saatavissa: 47 EPIA, Global Market Outlook for Photovoltaics Ks. esim. IEA, Energy Technology Perspectives Harnessing Electricity s Potential. 46
48 optimoivilla ratkaisuilla (mikroinvertterit, tasavirtaoptimoijat, MPPT-säätimet 49 ), uusilla, nykyistä tehokkaammilla asennusratkaisuilla sekä paneelien valmistustekniikka tehostavilla ratkaisuilla. Suomessa on useita komponentti- ja materiaalivalmistajia sekä osatoimittajia 50, jotka ovat kilpailukykyisiä ja toimivat pääsääntöisesti ulkomaan markkinoilla. Verkkoon kytkettyjä pientalo- ja yritysjärjestelmiä toimittavat yritykset ovat viime vuosina lisääntyneet Suomessa, mutta tähän asti toimitusmäärät ovat olleet kuitenkin kotimaassa vaatimattomia kansainväliseen mittapuuhun verrattuna. Pientuulivoimaloita asennettiin vuonna 2012 maailmanlaajuisesti noin 86 MW:n edestä ja asennusmäärien oletetaan tuplaantuvan vuoteen 2018 mennessä 51. Vuonna 2020 pientuulivoimamarkkinan arvoksi arvioidaan noin 3 miljardia Yhdysvaltain dollaria 52. Suurinta kysynnän kasvua arvioidaan Kiinaan, johon myös pientuulivoimaloiden valmistus on viime vuosina voimakkaasti siirtynyt. Lisäarvoa pientuulivoiman arvoketjuun voidaan luoda ainakin tuulisuusolosuhteiden mallintamisella ja ennustettavuuden kehittämisellä. Pien-CHP-laitteistoja on asennettu eniten Saksassa ja Japanissa, joissa teknologioiden käyttöönottoa on tuettu vahvasti. Pienitehoisten mikro-chp-laitteiden (< 50 kw th) myynti kasvoi maailmanlaajuisesti noin 50 % vuodesta 2011 vuoteen Kasvu johtui pääosin polttokennojen lisääntyneestä myynnistä Japanissa. Vuonna 2012 polttokennojen myynti ylitti globaalisti ensimmäistä kertaa polttomoottoritekniikkaan perustuvat pien-chpratkaisut 53. Mikäli Saksa ja Japani jätetään huomioon ottamatta, on muun maailman pien- CHP-laitteiden kysyntä laskenut viime vuosina. 54 Tärkeimpiä pien-chp-ratkaisujen kehityskohteita on laitteistojen luotettavuuden parantaminen ja materiaalikustannusten alentaminen. Pientuotannon yhteensovittaminen kulutuksen kanssa Keskeisiä tekijöitä sähkönpientuotannon kehitysnäkymistä puhuttaessa ovat kysyntäjousto, kulutuksen ohjaus; laajemmin älykkäät sähköverkot. Vaihtelevan tuotannon määrä lisääntyy sähköverkoissa jatkuvasti ja tämän vuoksi verkkojen käyttövarmuutta ja sähkön laatua parantaville ratkaisuille tulee olemaan kysyntää niin tuottajien kuin verkonhaltijoiden 49 MPPT (Maximum Power Point Tracking) -säädin, eli maksimitehopisteen seuraaja on laite, jonka avulla aurinkosähköjärjestelmästä saadaan käyttöön mahdollisimman suuri tuotantopotentiaali/hyötysuhde. 50 Esim. Glaston, Luvata, Beneq, Picosun, Vacon, ABB, The Switch, Ensto, Elcon, Efore, There Corporation, Okmetic jne Ks. esim. 54 Ks. esim. & 47
49 ja sähkönmyyjien keskuudessa. Riittävän laaja pientuotanto Suomessa mahdollistaisi demonstraatioympäristön älykkään sähköverkon ratkaisuille, jolloin hyvien kotimarkkinareferenssien avulla voitaisiin tavoitella kasvavaa vientiä. Esimerkiksi Saksassa on viime aikoina pyritty valtion tukemana edistämään sähköakkujen käyttöönottoa osana verkkoon liitettyjä aurinkosähköjärjestelmiä. Todettakoon lopuksi, että globaalin smart grid -markkinan arvioidaan kasvavan $400 miljardiin vuoteen 2020 mennessä. 55 Osa-alueita ovat verkon luotettavuus, ennakoiva kunnossapito, verkon rakentaminen ja hallinta, tuotannon ja verkon toiminnan optimointi, virtuaalivoimalaitos-systeemin kehittäminen, sähkön varastointi, mikroverkot, kulutuksen ohjaus, mittaaminen ja älykotiratkaisut. Suomessa on toimijoita käytännössä kaikilla näillä osaalueilla. 4 Piensähköntuotannon case-tarkastelut 4.1 Laskentamenetelmä Case-tarkastelujen lähtötiedot on kerätty kyselyillä sekä haastattelemalla tarkasteltujen kiinteistöjen ja laitteistojen omistajia, järjestelmätoimittajia sekä muita yhteyshenkilöitä. Osa tiedoista on kerätty julkisista lähteistä. Tuotanto- ja kulutustiedot sekä kustannukset (pl. investointi ja julkinen tuki) on esitetty vuositasolla 56. Tarkastelussa ei ole otettu kantaa investointien rahoitukseen, vaan pääoman kustannuksena on käytetty samaa arvoa kuin luvun 3.3 yleisissä laskelmissa (reaalikorko = 2 %). Kaikki case-kohteet on toteutettu luvussa 3.2 kuvatun liiketoimintamallin 1 mukaisesti, eli laitteiston pientuottaja omistaa järjestelmän, operoi sitä ja käyttää tuottamaansa sähköä itse niin tehokkaasti kuin mahdollista. Kannattavuuslaskennan tulokset on esitetty pientuottajan (yksityishenkilö tai yritys) näkökulmasta, mutta myös verovaikutuksia sekä talousvaikutuksia arvoketjun eri osapuolille on arvioitu. 55 Ks. esim. 56 Villa ISOVERin osalta laskenta on toteutettu kuukausitasolla, mutta tulokset on esitetty vuositasolla. Kauppakeskus Skanssista ja Kalmarin maatilalta saatiin tietoja ainoastaan vuositasolla. 48
50 4.2 Case 1: Villa ISOVER (aurinkosähkö) Villa ISOVER on vuonna 2013 valmistunut nollaenergiatalo Hyvinkäällä. Rakennuksen katon etelälappeeseen on asennettu noin 80 m 2 aurinkosähköpaneeleita (9,36 kw). Paneelit ovat CIS-ohutkalvoteknologiaa ja niiden toimittaja (saksalainen AVANCIS) ilmoittaa paneelien hyötysuhteeksi 11,9 %. Järjestelmä tuotti vuoden 2013 marraskuun ja vuoden 2014 heinäkuun välisenä aikana vajaa 5 MWh sähköä. Vuotuiseksi sähköntuotannoksi arvioitiin tässä tarkastelussa noin 6,7 MWh 57. Laskennallisesti rakennus kuluttaa vuodessa sähköä noin 9 MWh. Kuva 10. Villa ISOVERin julkisivu. Katolle asennetut aurinkopaneelit on suunnattu etelään päin. Kuva: Rakentaja.fi Villa ISOVERissa on Fortumin kehittämä energianhallintajärjestelmä, jonka tavoitteena on energian mahdollisimman tehokas käyttö ja kustannusten minimointi. Aurinkosähköjärjestelmä toimii automaattisesti siten, että kaikki tuotettu aurinkosähkö pyritään ensisijaisesti käyttämään itse. Ylijäämäsähkö myydään verkkoon. Järjestelmä hyödyntää muun muassa tietoa sähkön tuntihinnoista. Energianhallintajärjestelmää kehitetään edelleen siten, että jatkossa järjestelmästä saadaan tietoa myös ostetun sähköenergian osalta ja eri laitteiden kulutusosuuksista. 58, 59 Taulukossa 15 on esitetty case-tarkastelun keskeiset tekniset ja taloudelliset tunnusluvut. Järjestelmän investointikustannus on luottamuksellista tietoa, joten tätä ei ole taulukossa esitetty. 57 Arvio perustuu vuotuisiin auringon säteilymääriin Etelä-Suomessa WNmd3t 49
51 Taulukko 15. Villa ISOVERin aurinkosähköjärjestelmään liittyvät keskeiset tekniset ja taloudelliset tunnusluvut. Kaikki kustannukset ja hinnat on esitetty arvonlisäverollisina (24 %), ellei toisin ole mainittu. Tekniset tunnusluvut Järjestelmän sähköteho ja sähköntuotanto 9,36 kw / 6,7 MWh Vuotuinen sähkön kulutus 8,8 MWh Verkkoon syötetty sähköenergia 5,2 MWh Verkosta ostettu sähköenergia 7,3 MWh Tuotetun sähkön omakäyttöaste 23 % Taloudelliset tunnusluvut Kokonaisinvestointi Luottamuksellinen Julkinen tuki Ei haettu Huoltokustannukset 0 /v Sähkön ostohinta (energia + siirto + sähkövero) 60 Spot + 3 /MWh +29,5 /MWh + 23,6 /MWh Sähkön myyntihinta verkkoon (alv 0 %) 61 Spot - 2,40 /MWh Vuotuinen hyöty aurinkosähkön tuotannosta Järjestelmän takaisinmaksuaika (i = 2 %) Ei maksa itseään takaisin Tässä tapauksessa aurinkosähköjärjestelmä ei maksa itseään takaisin laitteiston eliniän aikana. Tämä johtuu ensinnäkin järjestelmän suunnitteluun liittyvistä ylimääräisistä kustannuksista, joita tavanomaisessa kohteessa ei olisi. Toiseksi järjestelmä on myös mitoitettu suureksi, jolloin tuotetun sähkön omakäyttöaste on alhainen huolimatta kohteessa käytössä olevasta energianhallintajärjestelmästä. Mikäli omakäyttöaste olisi 100 % (tai verkkoon syötöstä saatava korvaus olisi samansuuruinen kuin ostosähkön hinta) paranisi järjestelmän 60 Hinnoittelu: Fortum Tarkka + Fortum Yleissiirto + voimassa oleva sähkövero (veroluokka 1). Em. lisäksi ostosähkön kokonaishintaan lisätään perusmaksut, jotka ovat 4,02 /kk (energia) ja 15,67 /kk (siirto). Ostosähkön kokonaishinnaksi muodostuu keskimäärin vuodessa noin 102 /MWh + perusmaksut. Kaikki hinnat sisältävät arvonlisäveron (24 %). 61 Hinnoittelu: Fortum Lähisähkö. 62 Sisältää säästön ostoenergian hankinnassa sekä tulot sähkön verkkoon myynnistä. 50
52 kannattavuus, mutta takaisinmaksuaika olisi silti edelleen pidempi kuin järjestelmän tekninen elinikä. Kolmas syy heikkoon kannattavuuteen on järjestelmän ennakoitua heikompi tuotto. Kuluvana vuonna (2014) tullaan jäämään laskennallisesta vuosituottoennusteesta (8,4 MWh) noin 20 %. Tarkka syy ei ole vielä selvillä, mutta yksi osasyy on puiden aiheuttamat varjostukset paneeleille. Varjostukset eivät kuitenkaan yksinään selitä edellä mainitun suuruista (20 %) eroa. Neljäs syys aurinkosähkön heikkoon kannattavuuteen tässä tapauksessa on ostosähkön edullinen hinta, joka tässä tapauksessa keskimäärin 102 /MWh + perusmaksut (alv 24 %). Edullinen ostohinta johtuu siitä, että kohde hankkii sähköä markkinoiden spot-hintaan, joka on tällä hetkellä alhaisella tasolla. Jotta tämä järjestelmä olisi kannattava, pientuottajan tulisi saada verkkoon syötöstä noin 300 /MWh suuruista korvausta, jotta järjestelmän takaisinmaksuaika (i = 2 %) olisi noin 30 vuotta 63 muiden laskentaparametrien säilyessä ennallaan. Villa ISOVERin talousvaikutukset on esitetty kuvassa 11. Nuolet osoittavat nettokassavirtojen suuntaan, eli vaikka Villa ISOVERin tapauksessa suurin osa tuotetusta sähköstä myydään verkkoyhtiölle, ovat sähkön ostosta aiheutuvat kulut kuitenkin suuremmat kuin myynnistä saadut tuotot. Vihreällä merkityt nuolet kertovat kasvavista kassavirroista verrattuna tilanteeseen, ettei aurinkosähköjärjestelmää asennettaisi. Punaiset nuolet puolestaan kertovat, mitkä kassavirrat pienenevät aurinkosähköjärjestelmän asennuksen myötä. Harmaa väri kertoo, ettei kassavirrassa ole tapahtunut muutosta 64. Villa ISOVERin tapauksessa merkittävimmät taloushyödyt (jaettuna teknistaloudellisen eliniän, 25 vuotta, yli) kohdistuvat valtiolle ja kunnille (+380 EUR/v), palkansaajille (+350 EUR/v) ja järjestelmätoimittajille (+110 EUR/v). Suurin menettäjä on Villa ISOVER ( EUR/v), mikä johtuu siitä, että järjestelmän tuottaman aurinkosähkön hinta on niin korkea. Kassavirrat ulkomaille kasvavat 340 EUR/v johtuen teknologian alhaisesta kotimaisuusasteesta. Merkittävin ero yleisiin talouslaskelmiin (ks. luku 3.3) on vaikutus pientuottajalle. Villa ISOVERin järjestelmän kannattavuus on huomattavasti heikompi kuin yleislaskelmissa. Tämä on selitettävissä korkealla investointikustannuksella, alhaisella sähkön omakäyttöasteella ja heikohkolla vuotuisella sähköntuotantomäärällä sekä tämän kohteen alhaisella ostosähkön hinnalla. Lisäksi toisin kuin yleisissä laskelmissa, ovat talousvaikutukset Villa ISOVERin tapauksessa valtiolle positiiviset, johtuen lähinnä siitä, että järjestelmäinvestoinnille ei haettu valtion tukea. 63 Aurinkosähköpaneelien teknisenä elinikänä voidaan pitää 30 vuotta. Tässä ei ole otettu huomioon inverttereiden uusimisesta aiheutuvia kustannuksia. Invertterit on uusittava arviolta kerran järjestelmän eliniän aikana. 64 Laskentamallissa oletetaan, että jakeluverkkoyhtiö voi kompensoida vähentyneen myynnin nostamalla tariffejaan regulaatiomallin mukaisesti. 51
53 Kuva 11. Villa ISOVER -tapauksessa tapahtuvat muutokset kassavirroissa ja nettokassavirtojen suunnat. 4.3 Case 2: Kauppakeskus Skanssi (aurinkosähkö) Kauppakeskus Skanssi on Turussa sijaitseva liikekiinteistö, jonka bruttopinta-ala on 13o 000 neliömetriä ja vuotuinen sähkönkulutus noin MWh. Kauppakeskuksen katolle asennettiin vuoden 2013 kesällä nimellisteholtaan noin 70 kw:n aurinkopaneelijärjestelmä, jonka ensimmäisen vuoden tuotto oli noin 63 MWh. Kaikki tuotettu aurinkosähkö käytetään itse, jolloin tuotannon osalta ei tarvitse maksaa sähköveroa. 65 Taulukossa 16 on esitetty casetarkastelun keskeiset tekniset ja taloudelliset tunnusluvut. Investointiin liittyvät luvut ovat luottamuksellisia, joten näitä ei ole taulukossa esitetty. 65 Lähteet: Tiina Mikkola, Kauppakeskus Skanssi & 52
54 Taulukko 16. Kauppakeskus Skanssin aurinkosähköjärjestelmään liittyvät keskeiset tekniset ja taloudelliset tunnusluvut. Kaikki kustannukset ja hinnat on esitetty ilman arvonlisäveroa, ellei toisin ole mainittu. Tekniset tunnusluvut Järjestelmän sähköteho ja sähköntuotanto 70 kw / 63 MWh Tuotetun sähkön omakäyttöaste 100 % Taloudelliset tunnusluvut Kokonaisinvestointi Luottamuksellinen Julkinen tuki Luottamuksellinen Huoltokustannukset 0 /v Sähkön ostohinta (energia + siirto + sähkövero) 69 /MWh Vuotuinen hyöty aurinkosähkön tuotannosta Järjestelmän takaisinmaksuaika (i = 2 %) (tuki huomioitu) 24 v Järjestelmän takaisinmaksuaika on laskennallisesti noin 24 vuotta, joka on vähemmän kuin aurinkosähköpaneelien arvioitu elinikä (noin 30 v). Laskennassa ei ole kuitenkaan otettu huomioon invertterien uusimista, joka on tehtävä tavallisesti kerran paneelien eliniän aikana. Tämä nostaisi kokonaisjärjestelmän takaisinmaksuaikaa jonkin verran. 66 Säästö ostoenergian hankinnassa. 53
55 Kuva 12. Aurinkopaneelit valmiina asennettaviksi. Kuva: Turun Sanomat Aurinkosähköjärjestelmän asentamisesta aiheutuvat muutokset kassavirroissa on esitetty alla kuvassa 13. Tulokset ovat samansuuntaiset kuin yleisissä aluetalouslaskelmissa (ks. luku 3.3). Hyödyt kohdistuvat etenkin palkansaajille ( EUR/v) ja kunnallisveron kautta myös kunnille (+260 EUR/v). Toisin kuin yleisissä laskelmissa, on investointi Skanssin tapauksessa pientuottajalle niukasti kannattava (+140 EUR/v). Tämä on selitettävissä sillä, että kaikki tuotettu sähkö käytetään itse kohteessa korvaamaan ostosähköä, kun yleislaskelmissa oletettiin, että sähkön omakäyttöosuus olisi 50 %. Merkittäviä häviäjiä ovat tässä tapauksessa valtio ja sähkön myyntiyhtiö. Valtion verotuotot (etenkin sähköstä perittävä valmistevero) tippuvat. Lisäksi valtio maksaa investointitukia. Kaiken kaikkiaan menetykset valtion taloudelle ovat EUR/v. Myös sähkön myyntiyhtiö menettää kassavirtaa noin 200 EUR/v. Vaikka Skanssin aurinkopaneeleilla tuotetulla sähköllä korvataan tuontia ulkomailta, on aurinkopaneeleiden teknologia pääasiassa ulkomailta tuotua. Tämän takia kassavirrat ulkomaille kasvavat noin 130 EUR/v. 54
56 Kuva 13. Skanssin tapauksessa aurinkosähköjärjestelmän myötä tapahtuvat muutokset kassavirroissa. 4.4 Case 3: Kalmarin maatila (kaasumoottori) Laukaassa sijaitsevalla Kalmarin maatilalla biokaasusta tuotetaan CHP-yksikössä 150 MWh sähköä ja 350 MWh lämpöä vuodessa. Sähköä tuotetaan vain päiväsaikaan, sillä tällöin kulutus on suurinta ja verkkoon syöttö minimoituu. Kaasumoottorin sähköteho on 50 kw ja lämpöteho 100 kw. CHP-yksikön kokonaishyötysuhde on noin 85 %. Energiantuotannosta ylijäänyt biokaasu puhdistetaan metaaniksi, joka soveltuu käytettäväksi liikenne-/moottoripolttoaineena (metaanipitoisuus %). Maatila on omavarainen sähkön, lämmön ja liikennepolttoaineen suhteen. Liikennepolttoaineen tuotanto kuluttaa sähköä noin 1 kwh ja vettä noin 5 litraa per 1 Nm 3 liikennepolttoainetta. Polttoainetta myydään tällä hetkellä MWh vuodessa, ja myynti on kasvussa. Laitos ei kuulu syöttötariffijärjestelmään. 55