AURINKOPANEELIEN MARKKINATUTKIMUS
OPINNÄYTETYÖ - AMMATTIKORKEAKOULUTUTKINTO TEKNIIKAN JA LIIKENTEEN ALA
T E K I J Ä : Petri Lehtinen
SAVONIA-AMMATTIKORKEAKOULU OPINNÄYTETYÖ Tiivistelmä Koulutusala
Tekniikan ja liikenteen ala
Koulutusohjelma/Tutkinto-ohjelma Energiatekniikan tutkinto-ohjelma Työn tekijä
Petri Lehtinen Työn nimi
Aurinkopaneelien Markkinatutkimus
Päiväys 28.05.2019 Sivumäärä/Liitteet 41/2
Ohjaaja(t)
Lehtori Tanja Pentinsaari
Toimeksiantaja/Yhteistyökumppani(t) Korona Invest Oy
Tiivistelmä
Tämän opinnäytetyön tarkoituksena oli tutkia alle 1 MW aurinkosähkövoimalaitosten kannattavuutta sijoittamisen näkökannalta. Aurinkosähkövoimaloiden investointikustannuksia tarkasteltiin teoreettisen ja toteutuneen
tuotannon avulla. Työ toteutettiin käyttämällä julkisesti saatavilla olevien voimalaitosten toteutuneita
aurinkosähkön tuotantolukuja. Saman kokoluokan järjestelmien toteuttamisen avuksi selvitettiin investointiin liittyvien perusasioiden hintoja nyt ja tulevaisuudessa.
Työ aloitettiin selvittämällä kolmen aurinkosähkövoimalaitoksen sähköntuotantolukemat. Työssä olevien voimalaitosten julkisista tiedoista löytyivät järjestelmien tuotanto- ja teholukemat. Kun teholukemat tiedettiin, pystyttiin laskemaan teoreettinen tuotanto samoille voimalaitoksille. Tuloksia käytettiin hyväksi laskettaessa kannattavuutta ja takaisinmaksuaikaa samankokoisten järjestelmien toteuttamisessa.
Kustannustekijöiden hintoja selvitettiin asiantuntijoiden ja teoreettisen tiedon perusteella. Teoreettisen tiedon pohjalta työlle saatiin tutkimuspohjaisia lukuja, joiden avulla arvioitiin tulevaisuuden investointikustannuksia aurinkosähkövoimaloille. Kokonaisinvestointiin käytettävät kustannusluvut perustuivat viidentoista vuoden laskenta-ajalle. Takaisinmaksuajan ylittäessä viisitoista vuotta kannattavuuden arviointia ei jatkettu.
Työn lopputuloksena saatiin perustavaa tietoa sille, millaisia sijoituksia aurinkosähkövoimala vaatii.
Avainsanat
Aurinkosähkö, aurinkopaneeli, investointikustannus, kannattavuus, takaisinmaksuaika
SAVONIA UNIVERSITY OF APPLIED SCIENCES THESIS Abstract Field of Study
Technology, Communication and Transport Degree Programme
Degree Programme in Energy Engineering Author
Petri Lehtinen Title of Thesis
Market Research on Solar Panels
Date 28.05.2019 Pages/Appendices 41/2
Supervisor(s)
Lecturer Tanja Pentinsaari Client Organisation /Partners Korona Invest Oy
Abstract
The purpose of this Bachelor´s Thesis was to explore the profitability of less than 1 MW photovoltaic power plants from an investment´s perspective. Investment costs of photovoltaic power plants were examined through on theoretical and actual production. The thesis was carried out using actual publicly available solar power production figures of power plants. In order to implement systems of the same size, the basics of investment- related prices were explored now and in the future.
The thesis was started by exploring electricity production figures of three photovoltaic power plants. In the public data of the power plants in operation information on system output and power readings was found. When power readings were known, it was possible to calculate the theoretical output for the same power plants. The results were used to calculate profitability and repayment time for systems of the same size.
Cost factors were determined with experts and theoretical knowledge. Based on theoretical knowledge, research- based figures were obtained to evaluate future investment costs for photovoltaic power plants. The total
investment cost figures were based on a calculation period of fifteen years. When the repayment period exceeded fifteen years, the profitability assessment was not continued.
As a result of the thesis, basic information was obtained about what kind of investments the photovoltaic power plant requires.
Keywords
Photovoltaic, solar panel, investment, profitability, repayment
SISÄLTÖ
1 JOHDANTO ... 6
2 AURINKO SÄHKÖENERGIAN TUOTTAJANA ... 8
2.1 Aurinko ... 8
2.2 Säteilymäärä... 9
2.3 Aurinkosähkö Suomessa ... 10
3 AURINKOPANEELIT JA NIIDEN TOIMINTA ... 12
3.1 Yleistä ... 12
3.2 Tuotantoteho ... 13
3.3 Tuotantoteknologiat ... 14
3.3.1 Yksikidekenno ... 16
3.3.2 Monikidekenno ... 16
3.3.3 Ohutkalvokenno ... 16
4 AURINKOVOIMALAN LIIKETOIMINTA ... 18
4.1 Tuotantokustannus ... 18
4.2 Aurinkovoimala ... 18
4.3 Kustannukset ... 19
4.3.1 Luvat ... 20
4.3.2 Työ ... 20
4.3.3 Muut kulut ... 21
4.4 Rahoitus ... 21
4.5 Energiatuki ... 22
5 KANNATTAVUUDEN ARVIOINTI ... 24
6 INVESTOINNIN LASKENTA ... 25
6.1 Laskennan toteutus ... 25
6.1.1 Sijoitettu pääoma ... 25
6.1.2 Tuotto ja kustannukset ... 26
6.1.3 Tulot ... 26
6.1.4 Menot... 26
6.1.5 Oman pääoman tuotto ... 26
6.1.6 Koko pääoman tuotto ... 27
6.1.7 Aurinkosähkövoimalat ... 27
7 TULOKSET ... 28
7.1 Tulevaisuuden skenaariot ... 28
7.2 Paneelien hintakehitys ... 29
7.3 Investoinnin hintakehitys ... 29
7.4 Tuotantojen vertailu ... 30
7.5 Kustannukset ... 31
7.6 Takaisinmaksuaika ... 34
8 JOHTOPÄÄTÖKSET ... 36
LÄHTEET JA TUOTETUT AINEISTOT ... 37
LIITE 1: AURINKOSÄHKÖVOIMALOIDEN TUOTANTO VUONNA 2018 ... 42
LIITE 2: AURINKOSÄHKÖVOIMALOIDEN TEOREETTISET TULOKSET ... 43
1 JOHDANTO
Opinnäytetyön tarkoituksena on tehdä kannattavuustutkimus olemassa olevista alle 1 MW aurinkopaneelijärjestelmistä sähköntuotannossa. Kohteista selvitetään järjestelmän
hankintakustannukset ja teoreettiset sekä todelliset tuotot takaisinmaksuaikoineen. Toimeksiantajaa kiinnostaa paneelien tulevaisuuden näkymät eli onko mahdollista saada lisää tuottoa tämän päivän järjestelmästä tulevaisuudessa ja mitä toimenpiteitä se vaatii. Kyseessä on tutkimustyö, jonka avulla voidaan mahdollisesti arvioida aurinkopaneelijärjestelmien kannattavuutta liiketoiminnan
näkökulmasta. Markkinarahoitteisesti rakennettavan aurinkovoimalan tulisi tuottaa riittävä tuotto, jotta sen toteuttaminen olisi sijoitusmielessä kannattavaa. Teknologian kehittyessä jatkuvasti on myös paneelien hintataso laskenut ja kehitys aurinkoenergian suhteen parantunut. Kehityssuunta ja tuotanto aurinkosähköenergian suhteen kasvavat vuosi vuodelta ja uudet mahdollisuudet sen mukana.
Maailmanlaajuisesti aurinkoenergian käyttö sähköntuotannossa on kasvanut huomattavasti. Yhtenä merkittävänä syynä voidaan pitää kansainvälisiä ympäristösopimuksia, kuten Pariisin ilmastosopimus vuodelta 2016. Verkkoon kytketty aurinkosähkön tuotanto ja kokonaiskulutus Suomessa on
lisääntynyt viime vuosina merkittävästi. Tilastokeskuksen mukaan aurinkosähkön tuotanto on kasvanut vuodesta 2015 vähintään kaksinkertaiseksi edellisiin vuosiin verrattuna (Tilastokeskus, Sähkön tuotanto ja kokonaiskulutus). Tällä hetkellä on esimerkiksi Kalajoelle tulossa 10 MW aurinkosähkövoimala, jossa on lisäksi 5 MW akkuvarasto (Energiatalous.fi, Suomen suurin aurinkovoimala ja akkuvarasto Kalajoelle).
Aurinkovoimalaa suunniteltaessa sähköntuotannossa kannattavaksi tulee ottaa huomioon useita asioita. Auringonsäteily on säästä riippuvainen ja sen muuttamiseen mahdollisimman hyvällä hyötysuhteella sähköksi liittyy useita huomioonotettavia tekijöitä. Kannattavuustarkastelun pohjana on voimalan oikea teho käyttökohteeseen. Kun tiedetään kaikkien tarvittavien investointien
yhteenlaskettu hinta ja voimalan kokonaisteho voidaan laskea investointikustannukselle
kilowattikohtainen hinta. Liikekiinteistöjen pääasiallinen sähköntarve ajoittuukin päiväsaikaan, jolloin aurinkoenergian saanti on parhaimmillaan. Taloudellisten ja maantieteellisten asioiden
huomioonottamisen lisäksi merkittäviä tekijöitä ovat myös tämänhetkinen lainsäädäntö, tekniset ja fysikaaliset ehdot sekä ilmaston osuus kokonaishankinnassa. Aurinkoenergia on ekologinen ja puhdas vaihtoehto yritysten imagon parantamiseksi globaalissa ilmastokehityksessä. Suomen mittakaavassa aurinkosähkön osuus 0,2 % on hyvin minimaalinen vuoden 2018 kokonaissähkön tuotannosta (Energiateollisuus, Energiavuosi 2018 Sähkö, 12).
Aurinkosähkön kasvun arvioon liittyy merkittäviä epävarmuuksia. Aurinkosähkön kasvu riippuu mm.
tuotantokustannusten ja ostosähkön hinnan kehityksestä. Erityisesti tekijät, jotka vaikuttavat kuluttajan maksamaan sähkön kokonaishintaan vaikuttavat tuotannon yleistymiseen. Mikäli sähkön siirron laskutus muuttuisi tehoperusteiseksi kuluttajille, sähkön kokonaishinta joko laskee tai nousee riippuen siitä mihin tehoperusteinen määritelmä kohdistetaan (Aamulehti, A6-A7, 2019-03-17).
Maksimitehoon perustuvaan laskutukseen siirryttäessä sähkön siirtohinnoittelussa voitaisiin
esimerkiksi akuilla tasoittaa kohteen kulutusta. Maailmalla on alueita, joissa tällainen hinnoittelu on tehnyt akkukapasiteetin hankkimisen kannattavaksi. (Tahkokorpi, Erat, Hänninen, Nyman,
Rasinkoski ja Wiljander 2016, 163.)
Aurinkosähkön tuotantokustannusten (levelised cost of energy; LCOE) kehityksestä on eri
selvityksissä toisistaan poikkeavia arvioita. LCOE-indeksin arvoon vaikuttavat laitteisto-, asennus ja huoltokustannusten lisäksi käytetty korkokanta, kapasiteettikerroin ja käyttöikä. Aurinkosähkössä alkukustannukset ovat suuret ja muuttuvat kustannukset pienet. Siksi kustannuslaskelmissa käytetyn koron vaikutus on merkittävä. (Taustaraportti kansalliselle energia- ja ilmastostrategialle vuoteen 2030, 32.)
2 AURINKO SÄHKÖENERGIAN TUOTTAJANA
2.1 Aurinko
Aurinko on merkittävin energianlähde maapallolla, joka vastaanottaa kahdessa tunnissa auringosta yhtä paljon energiaa kuin maapallolla käytetään yhden vuoden aikana. Auringosta tuleva säteily tuottaa energiaa, joka vapautuu auringon ytimestä vetyatomien fuusioituessa heliumiksi. Auringosta syntyvä energia tulee maahan auringon pinnalta säteilynä eri aallonpituuksilla. Maapallon pinnalle auringosta tuleva säteilyteho on noin 170.000 TW. Maan pinnan ja ilmakehän väliset erilaiset ilmiöt muokkaavat saapuvaa auringonsäteilyn intensiteettiä ja aallonpituusjakaumaa. Maan pinnalle kohdistuvaan säteilyn voimakkuuteen eli intensiteettiin vaikuttaa säteilyn tulokulma, taivaalla olevat pilvet ja ilman puhtaus sekä auringon ja maan asema toisiinsa nähden. Päivittäisen auringonsäteilyn määrää ilmakehän ulkopinnalle kutsutaan aurinkovakioksi, jonka suuruus on noin 1368 W/m2. Maahan saapuva auringon tulosäteilyn energian tulee olla tasapainossa maasta poistuvan
lähtösäteilyn energian kanssa. Toisin sanoen ilmaan ja maahan sitoutuneen lämpöenergian täytyy poistua takaisin avaruuteen pitkäaaltoisena lämpösäteilynä. Auringosta peräisin olevasta
tulosäteilystä noin 50 % pääsee ilmakehän läpimaanpinnalle. Säteilyn imeytyessä vesistöihin ja manneralueisiin sekä kasveihin mahdollistaa eloperäisen toiminnan maapallolla. Ilmakehän hiukkasista, pilvistä ja maanpinnasta heijastuu suoraan takaisin avaruuteen noin 30 % säteilystä.
Loput 20 % säteilystä imeytyy pilvien vesihöyryyn ja ilmakehän kaasuihin. Heijastavat ja absorboivat vaikutukset ilmakehään vaikuttavat maanpinnalle saapuvaan suurimpaan säteilymäärään tehoon 40
% alentavasti verrattuna aurinkovakioon eli noin 800-100 W/m2. (Tahkokorpi 2016, 12-14.) Kuviosta 1 voidaan havaita auringon säteilyn kulkua ilmakehässä.
KUVIO 1. Auringon säteilyenergian kulku ilmakehässä. (Energiateollisuus esitys: Ilmastonmuutos ja energia 2010, 5.)
2.2 Säteilymäärä
Auringonsäteilymäärästä kertyvä energia vaihtelee eri maanosissa. Maan kiertoliikkeet oman akselin sekä auringon ympäri ja 23,5° akselikaltevuus aiheuttavat sen, että tulosäteily jakautuu epätasaisesti maapallon pinnalle. Päiväntasaajan molemmin puolin säteily tulee aina lähes kohtisuorasti
maanpintaan. Päiväntasaajan alueella säteily kulkee lyhyemmän matkan ilmakehän läpi ja kohdistuu pienemmälle pinta-alalle kuin pohjoisemmilla ja eteläisemmillä leveysasteilla. Napoja kohti
siirryttäessä auringonsäteily kohtaa maan loivemmassa kulmassa ja säteet joutuvat kulkemaan pidemmän matkan ilmakehässä, joka verottaa suuremman osan energiasta. Kuviosta 2 voidaan todeta, että Euroopassa kertyy energiaa selvästi päiväntasaajaa kohti mentäessä vähemmän.
Euroopan eteläisimmät valtiot Espanja, Italia ja Kreikka ovat parhaita alueita energiakertymän suhteen. (Suntekno 2010-04-15, Aurinkoenergia ABC-opas; Perälä 2017, 18.)
KUVIO 2. Energian kertyminen Euroopassa (kWh/m2). (Photovoltaic Solar Electricity Potential in European Countries 2012.)
Vuotuisen kokonaissäteilyn määrä eri maatieteellisillä alueilla on hyvin monesta asiasta koostuva kokonaisuus. Asiaan vaikuttavat ainakin maantieteellisen paikan sijainti, korkeus merenpinnasta, aurinkoisten tuntien määrä eri vuodenaikoina, ilman puhtaus ja näihin kytköksissä olevat ilmakehän ilmiöt. Eteläinen– ja läntinen-Suomi saavat auringonsäteilyä hieman enemmän kuin sisempi Suomi ja Suomen pohjoiset alueet kuten kuviosta 3 voidaan havaita. (Ala-Myllymäki 2016, 17.)
KUVIO 3. Vuotuinen auringon säteilymäärä optimaalisesti suunnatulle ja kallistetulle pinnalle Suomessa (muokattu). (Photovoltaic Geographical Information System 2017-05-11.)
2.3 Aurinkosähkö Suomessa
Suomessa aurinkovoiman kapasiteetin odotetaan kasvavan tulevaisuudessa entisestään. Kuviossa 4 on esitetty aurinkosähkökapasiteetin osuus Suomessa viimeisen 16 kuukauden aikana. Kuviosta 4 voidaan havaita, että aurinkovoiman sähkön tuotannollinen osuus on noin nelinkertaistunut reilun vuoden aikana 44 GWh:sta 172 GWh:iin . (Energiateollisuus, Sähkön kuukausitilasto 2019-04-24.)
KUVIO 4. Sähköntuotannon kuukausitilasto, Energiateollisuus (muokattu). (Energiateollisuus, Sähkön kuukausitilasto 2019-04-24.)
Aurinkosähkön etuja ovat päästöttömyys, koska energia, jonka aurinkosähköpaneeli tuottaa tulee auringon säteilystä, joka on uusiutuvaa ilmaista energiaa. Aurinkosähkövoimaloilla on pitkä yli 30 vuoden elinkaari. Käyttökustannukset pysyvät alhaisina vähäisten huoltotarpeiden vuoksi. Vaikka aurinkosähkön tuotanto on merkittävästi lisääntynyt, niin aurinkovoima on Suomessa edelleen marginaalinen energiantuotantomuoto noin 0,2 % tuotanto-osuudellaan. Suomessa sähköyhtiöt ovat toteuttaneet omia aurinkovoimaloita jo muutamien vuosien ajan ja lisää on tulossa. Suuremmat aurinkosähkövoimalaitokset ovat vaatineet vielä tuotantotukea kannattavan järjestelmän luomiseksi.
Raaka-aineiden nopean halpenemisen ja sähkön hinnan rajun kasvamisen myötä kannattavuus paranee jatkuvasti. Kuviossa 5 nähdään tilastokeskuksen hintakehitys sähkölle kuluttajatyypeittäin.
Palvelusektorin kuuluessa ensimmäiseen sähköveroluokkaan niin silloin sähkön kokonaishinta on yli kymmenen sentin luokkaa per kilowattitunti. Valmistava teollisuus taas kuuluu toiseen
sähköveroluokkaan, joten heillä kokonaishinta jää alle kymmenen sentin kilowattitunnille.
(Verohallinto.) Tulevaisuuden näkymät tulevat olemaan päästöttömän sähköntuotannon puolella sekä poliittisesti että ilmaston näkökannalta, kuten Pariisin ilmastosopimuksessa on sovittu.
KUVIO 5. Sähköenergian hintoja eri kuluttajilla. (Tilasto: Energian hinnat [verkkojulkaisu].)
3 AURINKOPANEELIT JA NIIDEN TOIMINTA
3.1 Yleistä
Aurinkosähköpaneelit valmistetaan kytkemällä yksittäisiä aurinkokennoja sarjaan. Sarjaan kytketyt kennot muodostavat verkkoon kytketyissä järjestelmissä nimellisteholtaan noin 300 Wp paneelin.
Paneeli on suojattu muutaman millimetrin paksuisella karkaistulla lasilla. Päällä olevan lasin erilaisilla pintamateriaaleilla voidaan vaikuttaa kestävyyteen ja erityisesti auringon valon heijastussäteilyn tehokkaaseen saantiin. Tausta on yleensä komposiittimuovia, mutta se voi olla myös lasia, joka nostaa hieman paneelin kustannuksia. Aurinkokennot on laminoitu molemmin puolin, jotka asettuvat etu ja takalasin väliin. Kokonaisuus on kehystetty alumiinireunuksella, joka toimii paneelin runkona.
Näiden kaikkien osien tarkoituksena on suojata kennoja ilmalta ja kosteudelta. (Käpylehto 2016, 68.)
Aurinkosähkökennojen toiminta perustuu valosähköiseen ilmiöön. Valon sähköenergiaksi muuttaminen tapahtuu kahden eri tyyppisen puolijohdemateriaalista valmistetun
aurinkosähkökennon atomin elektronirakenteen siirtymävyöhykkeellä. Puolijohdemateriaaleista (n) on seostettu sähkövaraukseltaan negatiiviseksi ja (p) positiiviseksi. Atomeja, joilla on yksi elektroni enemmän tai vähemmän uloimmalla elektronikuorellaan kuin puolijohdemateriaalilla voidaan käyttää seostamiseen. Siirtymävyöhykkeelle syntyy sähkökenttä, kun positiivisesti seostettuun
puolijohteeseen syntyy positiivisen varauksen omaavia aukkoja, jotka vetävät puoleensa n-puolelta negatiivisesti varautuneita elektroneja. Auringonvalon kohdistuessa kennoon, elektronit absorboivat eli imevät itseensä säteilyn fotoneja saaden riittävästi energiaa rikkoakseen elektronisidoksensa ja vapautuvat atominsa vaikutuspiiristä. Vapautuneet elektronit siirtyvät sähkökentän vaikutuksesta p- puolelle, kun taas n-puolelle syntyy positiivisesti varautuneita aukkoja. Tässä fotonien ja väliaineen elektronien välisessä vuorovaikutusmekanismissa fotoni luovuttaa koko energiansa väliaineen elektronille. Valohiukkasten eli fotonien energia riippuu auringon valon aallonpituudesta. Nämä vastakkaismerkkiset varauksenkuljettajat kulkeutuvat ulkoiseen piiriin, jossa niitä voidaan käyttää hyödyksi esimerkiksi kuvion 6 sähkölampussa. Aurinkokennon säteilyenergian muuttaminen sähköksi sekä sen sähköntuottokykyyn vaikuttavat mekanismit liittyvät kennoon tulevaan säteilyn määrään, laatuun ja kennon materiaaliominaisuuksiin. (Motiva 2017-09-19, Aurinkosähköteknologiat.)
KUVIO 6. Pn-liitokseen perustuvan aurinkokennon toimintaperiaate. (Motiva 2017-09-19, Aurinkosähköteknologiat.)
Aurinkosähköpaneelin virtajännite- tai ominaiskäyrä ilmoittaa, millä kyseisillä arvoilla paneeli voi toimia. Oikosulkuvirta on paneelin tuottama enimmäisvirta, kun paneelin navat on kytketty
oikosulkuun. Tyhjäkäyntijännite on paneelin suurin jännite, joka saadaan silloin, kun paneeliin ei ole kytketty kuormaa. Hyvin tärkeä piste ominaiskäyrällä on maksimitehopiste tai toimintapiste. Sillä tarkoitetaan niitä virran ja jännitteen arvoja, joilla saavutetaan suurin ulostuloteho kulloisissakin käyttöolosuhteissa. Käytännössä tätä pistettä on vaikea saavuttaa, koska valaistusolosuhteet vaihtelevat ja kirkkaalla auringonpaisteella paneelin lämpötila nousee, mikä pienentää paneelin tehoa. Vastaavasti kylmä ilma taas nostaa tehoa. Kuviossa 7 havaitaan yhden paneelin ominaiskäyrä ja teho eri kuormituksilla. (Tahkokorpi 2016, 137; Suntekno 2010-04-15, Aurinkopaneelin
toimintaperiaate.)
KUVIO 7. Yhden paneelin ominaiskäyrä ja teho eri kuormituksilla. (Pienenergia 2016-03-28.
Aurinkopaneelin tuotanto.)
3.2 Tuotantoteho
Aurinkosähköpaneelista paras teho saadaan silloin, kun auringonsäteily tulee siihen kohtisuoraan eli tulokulman ollessa 0°. Suomessa leveysaste asettuu 60° ja 70° välille, joka vaikuttaa
keskimääräiseen auringon korkeuteen. Suomessa kiinteälle asennukselle parhaana optimikulmana pidetään 45° molemmin puolin olevaa kulmaa riippuen sijaintipaikasta. Paneeli kannattaa kohdistaa etelän suuntaan parhaan kokonaistehon saavuttamiseksi. Auringon korkeus horisontissa vaihtelee runsaasti Suomessa eri vuodenaikoina niinpä olisikin tehon kannalta parempi, jos
paneelijärjestelmää pystyisi säätämään vuodenaikojen mukaan. Vielä paremman tuloksen saa aikaan, jos paneelijärjestelmää voisi ohjata kaksisuuntaisesti eli korkeuden ja kierron mukaan.
Aurinkopaneelin hyötysuhteeseen vaikuttaa paneelin toiminta-alueella vallitseva lämpötila.
Aurinkopaneelien mittauksissa käytetty optimi lämpötila on +25 °C, mikä tarkoittaa paneelien hyötysuhteen paranevan viileämmässä ja heikkenevän lämpöisemmässä lämpötilassa. Varjostukset heikentävät merkittävästi aurinkopaneelin hyötysuhdetta. Paneelijärjestelmän asennuksen
suunnittelussa kannatta ottaa kaikki varjostuksia aiheuttavat mahdollisuudet huomioon.
Osittainenkin varjostus voi puolittaa koko paneelin sähköntuotannon, vaikka varjostus ei haittaisi muita kennoja. Osittaisen varjostuksen haittoja voidaan vähentää kytkemällä paneelien rinnalle ohitusdiodit. Yksittäisiä kennoja tai kennoryhmiäkin voidaan ohittaa diodeilla, jolloin muilla kennoilla pysyy normaali tuotanto. Puhtaudella on merkittävä osuus aurinkokennojen sähköntuotannossa.
Paneelit tulisikin asentaa vähintään 10° kulmaan, jotta sadevesi pääsee puhdistamaan
aurinkopaneelit liasta ja pölystä. Talviaikaan paneelien sähköntuottoa heikentää vähäisemmän auringonpaisteen lisäksi myös niiden päällä oleva lumi ja mahdollinen pakkaskuura. Kun paneelin pinta on peitossa auringonsäteiltä niin fotonien kulkeutuminen paneelien sähköntuotannossa estyy tai heikkenee. (Tahkokorpi 2016, 18-19; Perälä 2017, 44; Motiva 2017-09-19,
Aurinkosähköteknologiat.)
Paneelien tehot annetaan laboratoriossa määritellyissä standardiolosuhteissa (STC = Standard Test Conditions), jotta niiden keskenään vertailu on mahdollista. Auringon säteilyn eli intensiteetin voimakkuus standardiolosuhteissa on 1000 W/m2. Paneelin standardilämpötila +25 °C. Auringon spektri on normitettu ilmamassalle 1,5, jolloin aurinko on 41,81° horisontin yläpuolella ja paistaa pilvettömältä taivaalta. Standardiolosuhteissa valmistajat määrittävät tuottamiensa paneeleiden nimellistehon, joka ilmoitetaan huipputehona eli niin sanottuina piikkiwatteina (Wp = Watts peak).
Tuhannen huipputehowatin (1 000 Wp = 1 kWp = piikkikilowatti) paneelijärjestelmä vaatii noin 7 neliömetrin pinta-alan. Pinta-alan ja piikkitehon välistä suhdetta voidaan kuvata hyötysuhteella.
Tavallisesti yhden huippukilowatin tehoisella järjestelmällä voidaan tuottaa sähköä Etelä-Suomessa arviolta 800-1 000 kWh ja Pohjois-Suomessa 700-900 kWh vuodessa.
Aurinkopaneelin hyötysuhde määritellään jakamalla nimellisteho paneelin pinta-alalla ja
standardiolosuhteiden säteilymäärällä (1 000 W/m2 ). Esimerkiksi nimellisteholtaan 200 Wp:n ja pinta-alaltaan 1,5 m2 :n aurinkopaneelin hyötysuhde voidaan laskea kaavalla 1:
𝜂 =𝑆𝐴𝑃 ∗ 100% (1)
missä η on hyötysuhde, P on paneelin teho, S auringonsäteilyn voimakkuus ja A paneelin pinta-ala.
Näin tulokseksi saadaan 200 Wp / (1 000 W/m2 x 1,5 m2) x 100% = 13,3 %. (Suntekno 2010-04-15, Aurinkopaneelin toimintaperiaate.)
3.3 Tuotantoteknologiat
Aurinkosähkön tuotannossa hyödynnettävät teknologiat voidaan jakaa kolmeen sukupolveen:
Ensimmäisen, toisen ja kolmannen sukupolven teknologiaan. Ensimmäisen ja toisen sukupolven teknologiassa aurinkosähkön tuotanto perustuu valosähköiseen ilmiöön ja puolijohtavista materiaaleista pääsääntöisesti piistä rakennettuihin kennoihin, joissa auringon säteilyenergia saa
aikaan sähköisen jännite-eron kahden puolijohde-elektrodin (p ja n) välille. Ensimmäistä sukupolvea edustavat yksi- ja monikidekennot. Toisen sukupolven teknologiaan kuuluvat niin sanotut
ohutkalvoaurinkokennot, jotka erottuvat kevyemmästä ja taipuisasta materiaalistaan ensimmäisestä sukupolvesta. Kolmannen sukupolven teknologiaan luokitellaan nanokidekennot, Grätzel-kennot, väriaineherkistetyt aurinkokennot, joissa elektronien liike perustuu kemiallisiin reaktioihin.
Kehitysasteella on myös useita muita kennotyyppejä kuten joustavat ja rullattavat kennot, sekä keräävän peilin tai linssin yhteyteen asennettavat kennot. Kaupallisilla markkinoilla on käytännössä kahdenlaisia aurinkopaneeleita. Piikidekennollisia ja ohutkalvokennollisia, joista piistä valmistetut aurinkosähkökennot ovat selkeänä markkinajohtajana (kuvio 8), 93 % osuudellaan. Pii on
kennomateriaali, jota on eniten tutkittu ja kehitetty ja piikennojen tuotantoa on toteutettu jo useita kymmeniä vuosia. Ohutkalvokennojen osuus on sitten loput 7 %, joka on laskenut vuodesta 2009 yli 10 %. Ohutkalvokennot vaativat jopa 25 % enemmän asennuspinta-alaa saavuttaakseen saman kokonaistehon kiteiseen kennoon verrattuna. Valmistuskustannuksiltaan ohutkalvokennot ovat jonkin verran monikidekennoa edullisempia. Piikidekennojen teoreettinen hyötysuhde on noin 31 %.
Parhaiden piistä valmistettujen kaupallisten aurinkopaneelien hyötysuhde on tällä hetkellä jo yli 20
%. Aurinkopaneelista saatavaan hyötysuhteeseen vaikuttavat siis materiaalien rakenteellinen puhtaus, metallijohteiden liitokset paneelien pinnalla, resistanssit sekä heijastukset paneelin päällä olevasta lasista. Jotkut valmistajat käyttävät lasin pinnalla heijastusta vähentävää pinnoitetta, mikä parantaa paneelin hyötysuhdetta. Mitä tummemmalta paneeli näyttää, sitä vähemmän se heijastaa auringon valoa. (Suntekno 2010-04-15, Aurinkopaneelin toimintaperiaate.)
On olemassa lisäksi keskittävä valosähkötekniikka CPV, jossa tarkoituksena on ollut vähentää kalliiden puolijohdemateriaalien tarvetta. Auringonvaloa keskitetään satoja kertoja suurempi määrä peilien tai linssien avulla valokennoihin, riippuen siitä mistä tekniikasta on kyse. Keskittävien valosähköjärjestelmien edut verrattuna tavallisiin aurinkopaneeleihin ovat puolijohdemateriaalien pienemmällä tarpeella ja paremmalla hyötysuhteella. Puolijohdekennojen ollessa hyvin pieniä niihin voidaan rakentaa useita eri aallonpituusalueita pyydystäviä kerroksia. Hyötysuhteen parantuessa paneelien tarvitsema pinta-ala pienenee tai sama paneelipinta-ala tuottaa huomattavan määrän enemmän sähköä. Keskittävät valosähköjärjestelmät perustuvat yleensä aurinkoa seuraaviin paneeleihin, jolloin aurinkosähkön tuotannon vaihtelut ovat tasaisempia. Keskittävä
valosähköjärjestelmä vaatii suoraa auringonpaistetta, jolloin sen soveltuvuus Suomen olosuhteisiin on hankalaa. CPV-järjestelmällä toteutettu auringonsäteilystä sähköksi -ennätys on tällä hetkellä 46
%. (Käpylehto 2016, 30-33.)
KUVIO 8. Markkinaosuus teknologian mukaan. (Solar Cell Central.)
3.3.1 Yksikidekenno
Yksikiteiset (mono-Si) aurinkokennot ovat tyypillisesti hieman pyöristettyjä muotoilultaan johtuen niiden valmistusprosessista. Muotoilu heikentää hieman yksikiteisten paneelien hyötysuhdetta suhteessa paneelin kokonaispinta-alaan verrattuna suorakulmaisiin monikiteisiin piipaneeleihin.
Yksikiteisestä piistä valmistettujen kennojen teoreettinen hyötysuhde on kuitenkin hieman parempi kuin monikiteisestä piistä valmistettujen kennojen, joka johtuu yhtenäisemmästä kiderakenteesta puolijohteessa. Yksikidekennojen sähkön tuotto on parempi kuin monikiteisten kennojen, mikä tekee niistä edelleen kilpailukykyisiä monikiteisiin kennoihin nähden. Erityisesti näin on, jos
aurinkovoimalan käytettävissä oleva pinta-ala on kallista ja halutaan päästä tuottamaan
maksimaalisia sähkötehoja mahdollisimman pienellä pinta-alalla. Yksikiteisten piikennojen valmistus on hitaampaa ja kalliimpaa kuin monikiteisten piikennojen. Yksikidepaneelin tunnistaa mustasta väristään. (Suntekno 2010-04-15, Aurinkopaneelin toimintaperiaate.)
3.3.2 Monikidekenno
Monikiteisen (poly-Si ja p-Si) tekniset ominaisuudet ovat lähes samat kuin yksikidekennossa.
Monikidekennon tekee yksikiteistä edullisemmaksi sen valmistusprosessi. Monikidekennojen valmistus tapahtuu valamalla, jolloin pii sulatetaan +1500 °C. Valamisen jälkeen harkko jäähdytetään hiljalleen ja leikkauksesta syntyvät hukkapalat voidaan käyttää uudelleen.
Yksikidekennossa taas sulaan piihin kastetaan kide, joka hitaasti nostaessa kiteyttää piin
siemenkiteeseen ja siitä muodostuu tanko. Siitä syystä monikiteinen kenno on yksikiteistä kennoa edullisempi valmistaa, sillä siitä voidaan helpommin tehdä juuri oikean kokoinen. Monikidekennossa atomien paikat ovat enemmän hajallaan kuin yksikiteisessä kennossa, jolloin hyötysuhde jää pienemmäksi siitä huolimatta, vaikka koko paneelin pinta-alan voi kattaa monikidepaneelilla.
Monikiteisen kennon tunnistaa neliskulmaisesta muodostaan ja sinisemmästä väristä. Markkinoilla olevien monikidekennojen hyötysuhde on noin 15 %. Laboratorio-olosuhteissa päästään jo yli 20 % hyötysuhteeseen. (Aurinkokennoteknologiat 2016-09-26.)
3.3.3 Ohutkalvokenno
Ohutkalvokennot erottuvat ensimmäisen sukupolven kennoista taipuisalla ominaisuudellaan, jolloin sen käyttökohteet moninkertaistuvat tavallisiin paneeleihin verrattuna. Ohutkalvotekniikalla on mahdollista vähentää materiaalin tarvetta kiteisiin piikennoihin nähden. Toinen ohutkalvokennojen etu on kalvomateriaalin parempi epäpuhtauksien sietokyky, mikä vähentää kalliin raakamateriaalin puhdistusprosessin tarvetta valmistuksen yhteydessä. Ohutkalvokennojen tehohäviö korkeissa toimintalämpötiloissa jää pienemmäksi verrattuna ensimmäisen sukupolven piikennoihin.
Viileämmissä olosuhteissa perinteisten piikennojen tehontuotto on taas hieman parempaa ohutkalvokennoihin verrattuna. Ohutkalvoaurinkokennoissa suurin tuotantomäärä on ollut useita vuosia kadmiumtelluurikennoissa (CdTe), koska ne soveltuvat erityisesti kuumien alueiden
aurinkosähkösovelluksiin. Vastaavasti viileissä käyttöolosuhteissa piikennojen tehontuoton kasvu on
suurempaa verrattuna tiettyihin ohutkalvokennoihin. Kuluttajaelektroniikasta löytyy amorfisesta piistä (a-Si) valmistettuja kennoja, kuten aurinkokennokäyttöiset laskimet tai rannekellot, joissa a-Si kennojen etuna on niiden hyvät toiminta-arvot myös heikoissa valaistusolosuhteissa. (Aarnio.) Ohutkalvokennojen markkinaosuus maailmalla myydyistä aurinkokennoista on laskenut parhaista vuosista yli 10 %. Yhtenä syynä voidaan pitää Saksan ja eräiden muiden EU-maiden
syöttötariffipolitiikkaa, joka sai aikaan suuret tilausmäärät ensimmäisen sukupolven kennojen kohdalla. Syöttötariffi sopimuksella sähköntuottaja saa aina tuottamastaan sähköstä sovitun hinnan riippumatta siitä mikä on todellinen sähkön markkinahinta, erotuksen maksaa kuluttaja. On kuitenkin hyvin todennäköistä, että tulevaisuudessa ohutkalvopaneelien tuotantokustannukset saadaan hyvin edullisiksi. Kehitteillä on, että ohutkalvopaneeleita voitaisiin tehdä monistamalla, jolloin niillä olisi merkittävä kilpailuetu valmistuksessa perinteisiin paneeleihin nähden. (Käpylehto 2016, 28.)
4 AURINKOVOIMALAN LIIKETOIMINTA
4.1 Tuotantokustannus
Tuotantokustannus (LCOE = levelised cost of energy) lasketaan yleensä jakamalla tuotannon elinaikaiset kustannukset tuotetun energian määrällä ja diskontattuna nykyhetkeen tietyllä korkokannalla (WACC), joka voidaan laskea kaavalla 2:
𝑃𝑉 𝐿𝐶𝑂𝐸 = 𝐶𝐴𝑃𝐸𝑋+ ∑ [𝑂𝑃𝐸𝑋(𝑡)/(1+𝑊𝐴𝐶𝐶𝑛𝑡 𝑁𝑜𝑚)𝑡]
∑𝑛𝑡=1[𝑈𝑡𝑖𝑙𝑖𝑠𝑎𝑡𝑖𝑜𝑛0∗(1−𝐷𝑒𝑔𝑟𝑎𝑑𝑎𝑡𝑖𝑜𝑛)𝑡/(1+𝑊𝐴𝐶𝐶𝑅𝑒𝑎𝑙)𝑡] (2)
missä WACCReal on (1+WACCNom)/(1+Inflaatio)-1, CAPEX on investointikustannus, OPEX(t) on käyttö- ja kunnossapitokustannus vuonna t, Utilisation0 on huipunkäyttöaika alussa, Degradation on
vuotuinen degradaatio, WACCReal on reaalikorko ja WACCNom on nimelliskorko. Esimerkiksi 5 % reaalikorko vastaa 7,1 % nimelliskorkoa 2 % inflaatiolla. (Vartiainen 2016-02-19.)
Energialiiketoiminnan keskeinen tunnusluku on energian tuotantokustannus (LCOE = levelized cost of energy), jolla voidaan vertailla eri tuotantomuotojen kannattavuutta. Järjestelmän elinkaaren aikaiset investointikustannukset (CAPEX) ja käyttö- ja kunnossapitokustannukset (OPEX)
huomioidaan laskettaessa tuotantokustannuksia. Kyseisiä kustannuksia ovat ainakin suunnitteluun ja rakentamiseen liittyvät kustannukset, polttoaine-, käyttö- ja ylläpitokustannukset, verot, vakuutukset ja tuet. Nämä kaikki kustannustekijät lasketaan yhteen ja suhteutetaan elinkaaren aikaiseen
oletettuun energian tuotantomäärään (kWh). Kaikki kustannukset ja tuet lasketaan
inflaatiokorjattuina ja diskontattuina nykyhetkeen. Tuotantoinvestointeja suunniteltaessa uuden järjestelmän alhainen LCOE arvo antaa tietoa investoinnin kannattavuudesta. Jos
aurinkoenergiajärjestelmä antaa saman LCOE-arvon kuin perinteisemmät energiantuotantomuodot, sanotaan sen saavuttaneen ns. grid parityn. Aurinkosähköjärjestelmissä polttoainekustannukset katsotaan olevan nolla koko elinkaaren ajan. Aurinkojärjestelmissä kustannusten muodostuminen keskittyy suurimmalta osalta laitoksen suunnittelu ja rakentamisvaiheeseen. Käytöstä ja ylläpidosta aiheutuvat kustannukset ovat tällä energian tuotantomuodolla edulliset koko elinkaaren ajan. (Ala- Myllymäki 2016, 84, 93.)
4.2 Aurinkovoimala
Aurinkovoimaloiden tuotanto Suomessa on tullut taloudellisesti kannattavaksi aurinkopaneeleiden hinnan voimakkaan laskun ja paremman hyötysuhteen myötä. Aurinkopaneelien sähköntuotanto on parhaimmillaan alkukeväästä pitkälle syksyyn saakka. Suomessa oleva ilmasto parantaa erityisesti yksi- ja monikidepaneelien hyötysuhdetta. Keväällä lumi ja viileä ilmasto jäähdyttää lämpeneviä paneeleita, kun taas sateet pitävät huolen siitä, että paneelien pinnat pysyvät puhtaina. Kesällä aurinko paistaa pitkään, joka jatkaa paneelien sähköntuotantoa. Aurinkovoimalan toteutuksen kannalta tärkeää on sen oikea mitoitus käyttökohteeseen. Parhaan hyödyn saa, kun kuluttaa itse voimalan tuottaman sähkön. Voimalan suunnittelu kannattaakin yleisesti toteuttaa kesäkuukausien
minimituoton mukaisesti, jotta vältytään ylimääräiseltä tuotannolta. Kauppa- ja liikekiinteistöjen sähköntuotanto kesäaikaan ajoittuukin pääasiassa päiväsaikaan, joten aurinkosähkön tuotto on kaikilta osin käytössä. Aurinkosähkön omalla käytöllä kiinteistön sähkölaskua ja siirrosta aiheutuneita maksuja voidaan vähentää. Erilaisten aurinkosähköpaneelien hintojen ja hyötysuhteiden positiivinen kehitys eteenpäin mentäessä vaikuttaa voimaloiden lisääntymiseen myös Suomessa.
Aurinkosähkön tuotannon kannattavuus linkittyy vahvasti investointikustannukseen eli paneelien, inverttereiden, asennuksen, verkkoliitynnän ja hankekehityksen kustannuksiin, sekä järjestelmällä saavutettavaan tuotantoon. Aurinkosähköinvestointien taloudellisuus on kuitenkin riippuvaista myös poliittisista toimenpiteistä, kuten tuista, energian verotuksesta, päästökaupasta sekä muiden energialähteiden hintakehityksestä. Päästökauppajärjestelmän kehityksestä riippuen on mahdollista, että energiantuotannon kasvihuonekaasupäästöt ovat tulevaisuudessa merkittäviä
tuotantokustannuksia, mikä nostaa päästöttömien tuotantomuotojen, kuten aurinkoenergian, kilpailukykyä. (Pöyry 2016-11-15, Savilahden aurinkopotentiaaliselvitys.)
KUVIO 9. Laboratorioissa saatuja paneelikohtaisia hyötysuhde tuloksia. (Fraunhofer ISE 2019-03-14, Photovoltaics Report, 27)
4.3 Kustannukset
Koska työssä käsitellään suurempia aurinkosähkövoimaloita, voidaankin todeta, että
sähköverovelvollisuuksista on vapautettu kaikki sähköntuotantolaitokset, jotka ovat nimellisteholtaan alle 100 kVA. Yli 100 kVA laitokset, mutta enintään 800 MWh vuodessa tuottavat laitokset joutuvat rekisteröitymään verohallinnolle sähköverovelvollisiksi. Näiden laitosten ei kuitenkaan tarvitse maksaa sähköveroa, vaan niiden kuuluu toimittaa kerran vuodessa ilmoitus sähkön määrästä, jotta tuotantorajaa voidaan valvoa. (Verohallinto 2016-12-29.) Mikäli sähkölaitokset muuttavat
tulevaisuudessa siirtohintojen perinnän tehoperusteiseksi, aurinkosähkön varastointi voi olla mahdollisuus alentaa kulutushuippuja.
4.3.1 Luvat
Sähkön pientuotantoa on lain määritelmän mukaan kaikki teholtaan enintään 2 MVA:n
tuotantolaitteistot. Sähköä tuotetaan pienimuotoisesti yleisemmin uusiutuvilla energialähteillä, kuten aurinkoenergialla. Kenellä tahansa on oikeus ryhtyä sähköntuottajaksi. Verkonhaltijan tehtävänä on tarjota tuotannolle luotettava verkko ja taata sähkön jakelun toiminta ja turvallisuus kaikille verkon käyttäjille myös tuotantolaitoksen liittämisen jälkeen. Valitsemalleen sähkönmyyjälle voi halutessaan myydä oman käytön yli jäävän sähkön. (Energiateollisuus, Hajautettua sähkön pientuotantoa.)
Paneelien asentamisessa kannattaa selvittää ensiksi mitä lupia paneelien asentaminen vaatii.
Asennuskohteesta riippuen kunnilla voi olla omat käytäntönsä. Maankäyttö- ja rakennuslain mukaan vain merkittävästi ympäristöön tai kaupunkikuvaan vaikuttavat paneelit vaatisivat toimenpideluvan.
Poikkeuksena ovat muun muassa suojellut rakennukset, minkä lisäksi myös suuret järjestelmät voivat edellyttää esimerkiksi rakennusluvan. Paneelit painavat noin 20 kg kappaleelta ja kun niitä asennetaan useita satoja, ne vaikuttavat merkittävästi asennuspaikan rakenteisiin. (Motiva 2018-08- 01, Paneelien asentaminen.)
Tuotantolaitoksen sähköverkkoon liittämistä suunnittelevan tulee tarkistaa paikalliselta
verkkoyhtiöltä tuotantolaitoksen verkon liittämistä koskevat velvoitteet ja ohjeet. Tuotantolaitosten sähköverkkoliitännän ja sähköisten ominaisuuksien tulee täyttää sähköturvallisuusstandardien sekä sähkömagneettisten yhteensopivuusstandardien vaatimukset. Standardien mukaisilla laitteilla varmistetaan, ettei sähköverkossa työskenteleville asentajille aiheudu hengenvaaraa ja että verkon jännitteen laatu pysyy riittävän hyvänä tuottajalle itselleen sekä naapureille. Tuotantolaitoksen asennustyöt saa tehdä vain sähköalan ammattilainen. Ennen laitoksen sähköverkkoon liittämistä tuottajan tulee tehdä verkkoyhtiön kanssa asianmukaiset sopimukset laitoksen liittämisestä ja käyttämisestä. (Energiateollisuus, Hajautettua sähkön pientuotantoa.)
4.3.2 Työ
Aurinkovoimalan toteutus alkaa hyvästä suunnittelusta. Voimalan mitoitus tehdään kiinteistön tarpeiden mukaan. Nimellisteho pyritään valitsemaan siten, että mahdollisimman suuri määrä sähköstä kuluu omassa kiinteistössä. Sähkön verkkoon myyminen ei nykyään ole kannattavaa, koska siitä saatu korvaus on niin pieni. Asennuskustannuksia ajateltaessa on otettava huomioon kaikki tarvittavat vaiheet. Aurinkopaneelit tarvitsevat riittävän laadukkaat kiinnitystelineet, jotta niiden turvallinen käyttö on mahdollista. Suomen vaihtelevat olosuhteet on otettava huomioon, asennetaan ne sitten maahan, katolle, seinään tai kelluvaksi. Verkkoon kytkettäviin järjestelmiin sisältyy
invertteri, jonka avulla tasavirtainen aurinkosähkö muutetaan verkkoon sopivaksi 230 V vaihtovirraksi. Aurinkosähkön tuotannon seuraaminen on mahdollista joko suoraan invertterin omasta näytöstä tai suuremmissa järjestelmissä mahdollisen sovelluksen kautta, josta tiedot saa esimerkiksi tietokoneelle tai älypuhelimeen. Suuritehoisissa teollisen mittakaavan
aurinkosähköjärjestelmissä tehot ovat kasvaneet merkittävästi, jolloin kaapeleiden paksuudet ovat
kasvaneet kuten myös kaapelointikustannukset. Eräänä kustannussäästömahdollisuutena on nostaa paneeleista tulevaa jännitettä, jolloin iso teho saadaan siirrettyä pienemmällä virralla eli käytännössä ohuemmilla kaapeleilla. Vastaavasti inverttereiden tulee pystyä käsittelemään tätä korkeampaa jännitettä. On valmistajia, jotka ovat tuoneet markkinoille jo 1500 V tasavirtaa käyttäviä
inverttereitä. Kunnollisen verkkoinvertterin hyötysuhteeksi saadaan noin 97,5 - 98,5 %. Invertteri muuttaa hyötysuhteen ilmoittaman osan aurinkopaneelin tasasähköstä verkkosähköksi. Loppuosa 1,5 - 2,5 % aurinkopaneelien tuottamasta sähköstä muuttuu invertterissä hukkalämmöksi.
Aurinkosähköpaneelien asennukseen kuuluvia tarvikkeita ovat:
• Yksi tai useampi asennusteline ja sen pääpotentiaalintasauskiskoon (maadoituskiskoon) yhdistävä potentiaalintasausjohdin.
• DC- eli tasajännitekaapelit, jotka liittävät aurinkopaneeliston invertteriin, sekä kaikki tarvittavat johdotukset ja kytkimet sekä muut tarvittavat laitteet.
• Yhden tai useamman verkkoinvertterin, joka muuttaa aurinkopaneelien tasajännitteen verkkojännitteeksi.
Mainittujen asioiden lisäksi tarvitaan erillinen AC-turvakytkin, jolla aurinkosähköjärjestelmä saadaan kytkettyä irti sähköverkosta. Invertterin ja AC-turvakytkimen sähkökeskukseen yhdistää MMJ tai MCMK -sähkökaapeli. Turvallisuuden kannalta tärkeää on asettaa SFS 6000 -standardin sekä verkkoyhtiöiden vaatimat aurinkosähköjärjestelmään liittyvät varoituskyltit- tai tarrat. Työn
suorittajan tulee olla ammattitaitoinen ja tarvittavat luvat omaava taho sekä työssä on noudatettava kaikkia siihen liittyviä ohjeita, lakeja, standardeja ja säännöksiä. (Aurinkovirta.fi,
Aurinkosähkövoimalan osat.)
4.3.3 Muut kulut
Aurinkopaneelit eivät tarvitse juurikaan toistuvaa huoltoa. Suurin kunnossapitokustannus tulee invertterin vaihdosta, joka tehdään yleensä kerran 30 vuoden pitoajan aikana. Pääsääntöisesti invertterin vaihdon oletetaan maksavan noin 8 % alkuperäisestä kokonaisinvestoinnista. Muiden huoltokulujen määräksi voidaan arvioida noin 0,1 %/v investointihinnasta. Kirjanpidon ylläpitäminen vaatii myös omat kustannuksensa vuositasolla. (Aurinosähköjärjestelmien hankinta opas 2018.)
4.4 Rahoitus
Aurinkovoimalainvestoinnin elinkaaren aikana suuremmissa voimaloissa voidaan tällä hetkellä parhaimmassa tapauksessa päästä jopa 10 % vuotuiselle oman pääoman tuotolle. Tuoton hankintaa varten on kuitenkin hankittava rahoitus. Aurinkovoimalan hankinta ulkopuolisella rahoituksella on kannattavaa, kun investoinnin sijoitetun pääoman tuotto ylittää ulkopuolisen rahoituksen kulut.
Aurinkoenergian hankintaan on useita rahoitusmalleja. Omalla pääomalla rahoittaminen koko aurinkovoimalainvestoinnin kannalta tarkoittaa, että kaikki voimalan hankintaan liittyvät kustannukset rahoitettaisiin omalla rahalla. Aurinkosähkövoimaloissa on kyse kuitenkin tuoton hankkimisesta, niin pääsääntöisesti niiden toteuttamiseen käytetään muita rahoitusmalleja. Tässä
työssä keskitytäänkin aurinkosähkön ostosopimusmalliin (PPA-malli, power purchase agreement) pohjautuvaan voimalahankintaan. Rahoituksen osalta malli vastaa pitkälti käyttöleasing-rahoitusta.
Aurinkoenergian ostosopimuksen tapauksessa järjestelmän energiantuotannosta ja ylläpidosta vastaa yleensä voimalan rahoittaja eikä käyttäjä. Yleensä kustannustehokkain tapa hoitaa aurinkovoimaloiden huolto on kouluttaa siihen kiinteistön oma huoltohenkilöstö tai sisällyttää voimalan ylläpito olemassa olevaan kiinteistön tai sen energiajärjestelmän huoltosopimukseen.
Toisaalta aurinkoenergian ostosopimus on asiakkaan puolesta paras keino varmistaa, että aurinkovoimala on laadukas, optimaalisesti asennettu sekä hyvin toimiva, koska voimalan tuotantoriski on rahoittajalla eikä käyttäjällä. Osamaksu-, rahoitusleasing- ja aurinkoenergian ostosopimusten etuna on, että yritys voi tehdä investointeja ilman erityisiä vakuuksia. Lisäksi niitä ei pääsääntöisesti käsitellä taseessa velkana, jolloin hankkivan yrityksen pääomarakenne säilyy
edullisempana verrattuna lainarahoituksella tehtyihin investointeihin. Taseen liitetiedoissa mainitaan joissain tapauksissa yrityksen tulevien vuosien leasingvastuut. Aurinkovoimalaa hankkiville yrityksille leasingrahoitus voi olla kalliimpi vaihtoehto lainaan verrattuna. Leasing-sopimuksen hallinnointi- ja rahoituskulut ovat usein suurempia kuin lainoissa ja siksi heijastuvat myös kalliimpina
loppukäyttäjähintoina. Investoinnin kannattavuutta voi parantaa tekemällä aurinkoenergiainvestointi yhdessä kannattavampien energiatehokkuusinvestointien kanssa. Näin investoinnissa sijoitetun pääoman tuotto tai sisäinen korkokanta voi muodostua korkeammaksi kuin ulkopuolisen rahoitusyhtiön perimät rahoituskulut. Ostosopimusmallin etuna on, että aurinkosähkön
tuotantovastuu jää rahoittajalle. Kunnissa ja yrityksissä investointien koon kasvattaminen vähintään yhden miljoonan euron tasolle edesauttaa ulkopuolisen rahoituksen saamista ja pienentää
rahoituksen kuluja. Tätä ajatellen useiden aurinkovoimaloiden hankkiminen tai yhdistäminen energiatehokkuusinvestointeihin on suositeltavaa. (Finsolar 2015-05-07. Rahoitusmallit aurinkoenergiainvestoinnille.)
4.5 Energiatuki
Pariisin ilmastosopimuksen perusteella Suomi on sitoutunut vähentämään kasvihuonekaasujen päästöjään. Sähkön tuotannon hiilineutraaliuden edistäminen on tärkeässä asemassa päästöjen vähentämiseksi. Tämän takia valtio on tukenut yrityksiä uusiutuvan energian lisäämiseksi
energiatuella. Energiatuen keskeisenä tavoitteena on edistää uusien ja innovatiivisten ratkaisujen kehittämistä energiajärjestelmän muuttamiseksi vähähiiliseksi pitkällä aikavälillä. Energiatukea voidaan myöntää sellaisiin investointi- ja selvityshankkeisiin, jotka edistävät:
1. Uusiutuvan energian tuotantoa tai käyttöä ja jossa edistetään
• uutta teknologiaa ja sen kaupallista hyödyntämistä
• investoidaan uuteen laitokseen tai
• kyse on sellaisesta korvausinvestoinnista, jolla lisätään merkittävästi uusiutuvan energian tuotantomäärää tai saavutetaan muu merkittävä myönteinen tavoitteen mukainen energiavaikutus
2. Energiansäästöä tai energiantuotannon tai käytön tehostamista ja
• jonka tarkoituksena ei ole pakollisen ympäristövelvoitteen saavuttaminen
• kyse ei ole energiatehokkuuslain (1429/2014) mukaisesta yritykselle pakollisesta energiakatselmuksesta
3. Muutoin energiajärjestelmän muuttumista vähähiiliseksi (Business Finland, Investointihankkeet.)
Energiatuen myöntäminen on harkinnanvaraista ja tuen myöntämisessä etusijalla ovat uuden teknologian hankkeet. Uuden teknologian ratkaisut ovat keskeisiä pitkän aikavälin energia- ja ilmastotavoitteiden kannalta. Teknologia hankkeen tulee olla sellainen, jota Suomessa ei ole aikaisemmin juurikaan kokeiltu. Myös tavanomaisen teknologian hankkeita voidaan tukea harkitusti ja etusijalla ovat hyvin valmistellut hankkeet ja huolellisesti laaditut tukihakemukset.
Energiatukea voivat saada:
• kaiken kokoiset yritykset, mukaan lukien ammatin- ja liikkeenharjoittajat sekä toiminimet
• yhteisöt, kuten kunnat, seurakunnat ja säätiöt
Muutaman viime vuoden ajan yritykset ovat nauttineet 25 % investointitukea
aurinkosähköhankkeissa. Toukokuun alusta 2019 tuki laskee 20 %:iin, mutta on silti viidennes aurinkosähkövoimalan kokonaisinvestoinnista. Yksi mainittava tukimahdollisuus on uutta teknologiaa sisältävät hankkeet, joille myönnetään tapauskohtaisesti korotettua tukea 20–40 %, myös
energiatehokkuussopimusten ulkopuolisille yrityksille ja kunnille. (Business Finland, Investointihankkeet.)
5 KANNATTAVUUDEN ARVIOINTI
Työn tavoitteena on arvioida alle megawatin voimalaitosten toteuttamisen kannattavuutta sijoittajan näkökannalta. Kannattavuuden arvioinnin tarkoituksena on arvioida tällä hetkellä olevan
aurinkosähkövoimalan hintatason kehitystä tulevaisuuden näkökannalta. Kohteiksi valitsin kolme voimalaitosta Etelä-Suomesta, joiden toteutuneita aurinkosähkötuotantoja käytän
kannattavuusarvioinnin pohjatietoina. Aurinkovoimalat ovat Helenin Helsingin Suvilahden 340 kWp ja Kivikon 853 kWp katolle asennetut aurinkosähkövoimalat. Kolmantena on Keravan energian 248 kWp maahan asennettu aurinkosähkövoimala. Keravan voimalan paneelit on suunnattu etelään 38°
kulmaan ja Suvilahden ja Kivikon paneelit etelä – lounas suuntaan. Toteutuneet kuukausikohtaiset vuosituotantotiedot löytyvät voimaloiden omilta julkisilta internetsivuilta. Pohjatietoja verrataan teoreettisen tuotannon lukuihin, jolloin pystytään havaitsemaan mahdolliset yli- ja alituotannon riskit. Voimalaitosten käyttäessä kaiken tuotannon sähkön myyntiin tai muuhun käyttöön, tässä työssä verrataankin teoreettisen ja toteutuneen tuotannon eroavaisuuksia. Arvioidaan sitä kuinka kannattavaa olisi rakentaa aurinkosähkövoimala kyseisille paikoille, kun tiedetään suunnitelman pohjalle tehtävä teoreettinen tuotanto verrattuna toteutuneeseen tuotantoon. Teoreettiset tuotantotiedot on toteutettu käyttämällä Euroopan komission verkosta löytyvää PVGIS ohjelmaa, jonka avulla voi paikkakohtaisesti saada maanpinnalle saapuvan auringonsäteilyn tietoja. PVGIS ohjelmasta on käytetty kuukausikohtaista tiedonkeräystä auringonsäteilyn määrälle kohti maan pintaa. (European Comission 2017-09-21, Photovoltaic Geographical Information System.)
Säteilytietojen perusteella voidaan laskea teoreettinen tuotantomäärä halutulle voimalaitokselle, kun tiedetään voimalaitoksen koko. Esimerkiksi Helsingissä aurinkoenergian vuosittainen
saantimahdollisuus on 938 kWh/kWp, jolloin 340 kWp voimalalla voi tuottaa ihanneolosuhteissa 318.920 kWh sähköä (Tahkokorpi 2016,15).
6 INVESTOINNIN LASKENTA
6.1 Laskennan toteutus
Kysymyksessä on arvio siitä, että millä sijoitusosuudella päästään riittävän hyvään lopputulokseen, joten työstin Exceliin taulukon, jonka pohjalta voidaan arvioida aurinkosähkön kannattavuutta investointikustannuksen kannalta.
Laskennan toteuttamisen pohjatiedoiksi tarvitaan:
• Voimalan teho. Esimerkiksi Suvilahden voimalan teho on 340 kWp.
• Investointikustannukset €/kW
• Saatava investointituki kokonaisinvestoinnista % ja €/kW.
• Oman pääoman osuus kokonaisinvestoinnista % ja €/kW.
• Vieraan pääoman osuus kokonaisinvestoinnista % ja €/kW.
• Laina-aika vuosissa.
• Annuiteettitekijä.
• Sopimusmaksu asiakkaalle/ jäännösarvo %.
• Vieraan pääoman korko %.
• Laitoksen huipunkäyttöaika eli auringosta saatu säteily kWh/m2 (kWp) a.
• Käyttö- ja kunnossapitokustannukset €/kW, a.
• Muut kustannukset €/järjestelmä, a.
• Kustannusten kasvu %.
• Sähkön markkinahinta eli asiakkaalta perittävä hinta.
• Sähkön markkinahinnan kasvu %.
• Järjestelmän jäännösarvo laina-ajan jälkeen.
• Kohtaavuuskerroin
6.1.1 Sijoitettu pääoma
Pohjatietojen avulla voidaan suorittaa laskenta. Laitteiston teho määritellään tarvittavan tuotannon perusteella. Investointikustannusten laskenta toteutetaan tässä työssä aurinkopaneelien hintaan
€/Wp perustuen ja muut kustannukset lasketaan prosentuaalisesti kuvion 14 mukaisesti sekä käyttäen Fraunhoferin tekemää tutkimusta Current and Future Cost of Photovoltaics, 2015 (Mayer, Philipps, Hussein, Schlegl, Senkpiel. 2015).
Investointituen määrä euroissa saadaan, kun kerrotaan laitteiston teho, investointikustannus ja investointituen prosentti osuus keskenään. Sijoitetun oman pääoman osuus euroina saadaan, kun kerrotaan laitteiston teho oman pääoman €/kW osuudella. Investoinnin kokonaispääoma euroina voidaan laskea, kun oma pääoma euroina jaetaan oman pääoman prosentti osuudella. Vieraan pääoman euromääräinen osuus saadaan, kun kokonaispääomasta vähennetään oma pääoma ja investointituki. Sijoitettu oma- ja vieras pääoma on siis kokonaispääoma vähennettynä
investointituella. Järjestelmän laina-aika on viisitoista vuotta, joten inverttereiden aiheuttamia vaihtoon liittyviä kuluja ei ole otettu huomioon.
6.1.2 Tuotto ja kustannukset
Tuotetun sähkön määrän kWh:ssa lasketaan, kun kerrotaan laitteiston teho kWp huipunkäyttöajalla eli auringosta saatavalla vuosittaisella säteilymäärällä kWh/kWp. Ensimmäisen vuoden jälkeen on otettu huomioon puolen prosentin tehohäviö seuraavien vuosien kokonaistuoton laskennassa. Käyttö ja kunnossapitokustannusten €/kW, a kerrottaessa laitteiston teholla saadaan niiden osalta
ensimmäisen vuoden kulut, jonka jälkeen otetaan huomioon kustannusten kasvuprosentti.
Asiakkaalta saatava sähkön hinta snt/kWh muodostuu ensimmäisen vuoden jälkeen sovitulla sähkön markkinahinnan nousulla.
6.1.3 Tulot
Kassavirran tuloina lasketaan asiakkaan kanssa sovittu sopimusmaksun osuus sekä laina-ajan lopussa oleva jäännösarvo. Päätulonlähteenä on asiakkaalta saatava sähkönhinta kerrottuna voimalan tuottamalla vuotuisella sähkönmäärällä ja kohtaavuuskertoimella, jolla saadaan tuotetun sähkön markkina-arvo. Kohtaavuuskerroin tarkoittaa ylituotannosta aiheutuvan menetetyn
normaalihintaisen sähkön myynnin tuottamaa euromääräistä laskua. Tuotetun sähkön markkina-arvo kerrottuna diskonttauskertoimella saadaan myyntitulojen nykyarvo. Diskonttauskerroin lasketaan kaavalla 3:
𝑘𝑛=(1+𝑖)1 𝑛 (3)
missä k on diskonttauskerroin, i on laskennan korko ja n on investoinnin pitoaika vuosina. (Uitto 2015-06-01.)
6.1.4 Menot
Kassavirran menoihin lasketaan järjestelmän käyttö- ja pääomakustannukset sekä vieraan pääoman annuiteettierän aiheuttamat kustannukset. Menoja aiheuttavat lisäksi laskutuksesta ja hallinnosta aiheutuvat kustannukset. Nettotulojen summa saadaan, kun tulot vähennetään menoista.
Diskonttauskertoimella nettotuloille saa nykyarvon laskettua.
6.1.5 Oman pääoman tuotto
Oman pääoman kassavirran tuotto lasketaan taulukossa sisäisenä korkokantana. Oman pääoman tuotto prosentti lasketaan, kun nettotulot jaetaan omalla pääomalla, jolloin saadaan kullekin
vuodelle oma tuotto oman pääoman laskiessa. Taulukossa on oma sisäisen korkokannan laskentakaava, johon jokaisen vuoden arvot lisätään. Näin saadaan omalle pääomalle laskettua tuottoprosentti. (Alma Talent Oy.)
6.1.6 Koko pääoman tuotto
Projektin kassavirta ilman vieraan pääoman annuiteettia lasketaan samoin taulukon sisäisen koron kaavalla. Investointikustannuksesta vähennetään ensin tukiosuus, jolloin saadaan projektiin sijoitetun pääoman osuus. Tuloista vähennetään käyttö- ja kunnossapito-, laskutus- ja
hallintokustannukset, jolloin saadaan projektin nettotulojen osuus. Kun nettotulot jaetaan sijoitetun pääoman kustannuksilla, saadaan projektin pääoman tuottoprosentti.
6.1.7 Aurinkosähkövoimalat
Laskennassa on verrattu kunkin voimalan vuoden 2018 toteutunutta tuotantoa teoreettisesti laskettuun tuotantoon. Voimalaitosten kohdalla on auringonsäteilyn määrän teoreettisen laskennan kohdalla käytetty asennuskulmana 38° ja azimuutti- eli ilmansuuntakulmana Keravalla etelä 0°, Kivikossa lounas/etelä 40° ja Suvilahdessa lounas 45°. Järjestelmän aiheuttamaksi häviöksi on annettu olla PVGIS ohjelmassa valmiiksi oleva 14 % osuus, jolloin kokonaishäviö on noin 20 % voimalaitoksesta riippuen. Näillä tiedoilla teoreettinen laskenta PVGIS työkalulla on lähimpänä totuutta. (European Comission 2017-09-21. Photovoltaic Geographical Information System.)
7 TULOKSET
7.1 Tulevaisuuden skenaariot
Aurinkosähkövoimaloiden nykyisistä ja tulevista kustannuksista Fraunhofer instituutin toteuttamalla tutkimuksella oli tarkoituksena selvittää eri skenaarioiden avulla aurinkovoimalan korkein ja matalin kustannus aikajanalla vuoteen 2050. Tutkimuksessa on keskitytty piipohjaiseen
aurinkokennoteknologiaan. Tutkimus koskettaa maahan asennettuja suuria yli megawatin järjestelmiä, koska kansainvälisesti niiden kustannukset ovat lähempänä toisiaan kuin
kattoasennuksissa. Teknologian kustannuskehityksen tutkimuksessa on käytetty alan kirjallisuutta, näkemyksiä ja asiantuntija-arvioita. Kustannusskenaarioita toteuttamassa olevissa työpajoissa ovat olleet mukana asiantuntijoiden lisäksi moduulilaitteiden valmistajat, moduuli ja taajuusmuuttajien tarjoajat, projektien kehittäjät, sähkölaitokset, sijoittajat, tutkijat ja poliittiset päättäjät. Skenaariot aurinkopaneeleissa, inverttereissä, tarvikkeissa ja työssä pohjautuvat pitkän aikavälin markkinoihin ja osuuteen sähköntuotannossa. Skenaariot pohjautuvat eri kustannustekijöiden kasvuarviointeihin.
Skenaarioiden arviot vuositasolla prosenteissa ovat ensimmäinen 5 %, toinen 7,5 %, kolmas 10 % ja neljäs on kehityksen saavuttama. (Mayer. 2015, 13-15.)
KUVIO 10. Eri skenaarioiden tulevaisuuden kustannusten kehitys €/Wp. (Mayer. 2015, 52.)
Aurinkosähkövoimaloiden investointikustannusten kehittymisessä tässä tutkimuksessa käytetään kuvion 11 lukuja. Vuoden 2020 osalta taulukossa olevat hinnat ovat lähellä nykyistä tilannetta.
Nykyisiä hintatietoja on selvitetty tutkimuksen lisäksi aurinkopaneelikauppiaalta saatavilla olevista toteutetuista hankkeista. Kuvion 10 ja 11 tiedot perustuvat useiden aikaisempien vuosien perusteella laskettuihin skenaarioihin aurinkovoimaloiden kokonaiskustannuksista. Kuviossa 11 on skenaarioiden keskiarvot investoinnin kokonaiskustannuksille, joita käytetään työn laskennassa.
KUVIO 11. Aurinkosähkövoimaloiden kokonaisinvestointi skenaarioiden keskiarvot. (Mayer. 2015, 67.)
7.2 Paneelien hintakehitys
Paneelien kehittyessä hyötysuhteeltaan paremmiksi niiden tarvitsema asennuspinta-ala pienenee.
Ajatellaan vaikka että 1 MW voimalan hyötysuhde kasvaa 15 %:sta 30 %:iin. Tilan kannalta tarve laskee kahden jalkapallokentän kokoiselta alueelta yhteen, joten työn sähköjohtojen kiinnikkeiden ym. tarvikkeiden määrä laskee samalla. Paneelien hintatason tulee toki seurata kehitystä.
Laskennassa paneelien hintatiedot ovat kuvion 12 käyrällä. Fraunhoferin tutkimuksessa lukemat ovat samansuuntaisia. (Mayer. 2015, 6.)
KUVIO 12. Aurinkopaneelien hintaindeksi huhtikuulta. (PV – magazine, April 2019-03-10.)
7.3 Investoinnin hintakehitys
Kokonaisinvestoinnissa hintojen kehitysnäkymät kustannustekijöiden osuuksissa ovat Fraunhoferin tutkimuksen kuviota 13 tarkasteltaessa kuvion 14 kaltaisia. Tarkastelussa voidaan havaita, että aurinkopaneelien hinnan laskiessa muut kulut laskevat lähes samassa suhteessa. Koska kyseessä on työn tarkoituksen mukaisesti nykyisten ja tulevaisuuden näkymien arviointi, voidaan laskennassa käyttää kuvion 11 ja 12 hintoja sekä kuvion 14 prosentuaalista jakaumaa eri vaiheiden kohdalla.
KUVIO 13. Aurinkosähkövoimaloiden eri kustannustekijöiden hinnoittelunäkymiä. (Mayer. 2015, 50.)
Pienen aurinkosähköjärjestelmän asennuksen hinta katolle maksaa noin 1 – 2,5 €/Wp. Suurempien yli 50 kW:n aurinkosähkövoimaloiden kohdalla päästään jopa alle 1 €/Wp hintaan, joka perustuu asennuspaikkaan ja tapaan. Aurinkovoimalan hinnasta noin puolet tulevat paneeleista, 25 % suunnittelusta ja asennuksesta, 25 % inverttereistä, sähkötarvikkeista ja muista kuluista (Kuvio 14).
(Finsolar 2017-03-24, Aurinkosähköjärjestelmien hintatasot ja kannattavuus.)
KUVIO 14. Aurinkopaneelijärjestelmän kustannusjakauma karkeasti. (Motiva 2017-08-02, Aurinkosähköjärjestelmien hinta.)
7.4 Tuotantojen vertailu
Työn tarkoituksen mukaisesti teoreettisen ja tuotannollisen toteuman vertailukohdat voidaan havainnoida kunkin aurinkosähkövoimalan kohdalla. Kuviossa 15 on esitetty kuinka teoreettinen ja toteutunut laskenta poikkeavat toisistaan. Vuoden 2018 toteutuneet tuotannolliset luvut löytyvät kukin liitteestä 1. Teoreettiset laskennat on toteutettu käyttäen apuna Euroopan Komission PVGIS työkalua (liite 2). Kokonaispoikkeama teoreettisen ja toteutuneen tuotannon välillä on -5 %:sta 6
%:iin riippuen voimalasta. Voimaloiden kohdalla myös ylituotanto vaihteli noin 3 % aina 11 % saakka verrattuna kokonaistuotantoon. Talvikuukausien ollessa toteutuneessa tuotannossa selvästi teoreettista tuotantoa heikommat selittyy osittain talvella olevan jään ja lumipeitteen aiheuttamista esteistä. Auringonsäteet eivät pääse paistamaan esteiden läpi, jolloin aurinkosähköpaneelien tuotanto laskee. Keväällä toteutuneeseen tuotantoon vaikuttaa positiivisesti standardiolosuhteita viileämpi ilma. Toukokuu onkin tuotannollisesti tehokkain kuukausi.
KUVIO 15. Aurinkosähkövoimaloiden teoreettinen ja toteutunut tuotanto.
7.5 Kustannukset
Kustannusinvestointia laskettaessa tulee taulukkoon 1 asettaa lähtötiedot. Lähtötiedoissa on kuvion 11 vuoden 2020 investointikustannus 823 €/kW ja vuoden 2018 auringonsäteilyajan tieto Kivikon 853 kWp auringonsähkövoimalan kohdalta (liitteestä 1) vuoden tuotanto jaetaan järjestelmän teholla eli 782508 kWh/ 853 kWp = 917 kWh/kWp, jota tässä käytetään esimerkkinä. Omarahoitusosuudeksi on valittu 50 % ja vieraan pääoman korkona on 2 %. Sähkön asiakashinnaksi on valittu 8 senttiä ja verkkoon myyntihinta on siitä puolet. Sähkön asiakashinta perustuu Nordpoolin vuoden 2018 spot hintakeskiarvolle, joka on 4,7 c/kWh (Nordpool 2018-12-30). Sähkövero 1, jonka hinta on 2,79 c/kWh ja siirtohintaan, joka vaihtelee yhtiökohtaisesti (Energiavirasto, Sähkön hintatilastot).
Asiakkaan sopimusmaksuksi järjestelmästä on määritelty 4 % kokonaisinvestoinnista ja
jäännösarvoksi 1 %, 15 vuoden kohdalla. Asiakas sopimusmaksulla määritellään paneelien hintaa 15 vuoden jälkeen tai niiden poistoa. Käyttö- ja kunnossapitokustannukset on määritelty 0,7 %/kWp. Hallintokustannuksiksi on määritelty 500 €/vuosi. Kustannusten- ja sähkön markkinahinnan kasvuksi on määritelty 2 %/vuosi. Sähkön markkinahinnan kasvu on hyvinkin maltillinen verrattuna
viimevuosien hinnankorotuksiin.
TAULUKKO 1. Aurinkosähkövoimalan lähtötiedot.
Näillä tiedoilla 853 kWp aurinkosähkövoimala antaa seuraavan kaltaisia tuloksia taulukossa 2.
Tarkastelussa voidaan havaita, että aurinkosähkövoimalan investointi ilman tukia ei tuota riittävästi 15 vuoden maksuajalle. Kokonaisinvestoinnin hinnaksi tulisi noin 700.000 €. Maksuaika venyy yli 20 vuoteen ja pääomalle jää hyvin heikko tuoton osuus. Nettotuloja 15 vuoden ajalle kertyisi vain 450.000 €, joka on vain 55 % kokonaisinvestoinnista. Maksuajat on toteutettu nykyarvon mukaan.
TAULUKKO 2. Investointikustannus vuoden 2020 skenaariosta 823 €/kW.
Tarkastellaan taulukkoa 3 samoilla tiedoilla, mutta lisäämällä siihen 40 % investointituki.
Kokonaisinvestoinnin hinta laskisi tuen myötä 420.000 €. Tuen merkitys korostuu, koska oman pääoman tuotto on erinomaisella tasolla. Nettokassavirta nykyarvolaskennan mukaan ylittää noin 30
% kokonaisinvestoinnin kulut. Nettokassavirta on 170.000 € positiivinen ennen veroja, joten investointi on kannattavaa.
Oletukset:
Aurinkosähkövoimala 1 kpl
Aurinkosähkövoimalan teho 853 kWp
Investointikustannus €/kW 823 €/kW
Invertteri investointi pitoaikana 56 142 € Saatavan investointituen osuus kok.investoinnista 0 % %
Saatavan investointituki - €/kW
Oman pääoman osuus 50 % %
Oman pääoman ehtoinen investointi 412 €/kW
Vieraan pääoman osuus 412 €/kW
Investoinnin pitoaika 30 vuotta
Laina-aika 15 vuotta
Annuiteettitekijä 0,07783
Sopimusmaksu % loppuasiakkaalle 4 % %
Vieraan pääoman korko 2,00 %
Laitoksen hka/a 917,68 kWh/kWp, a
Käyttö- ja kunnossapitokustannukset 5,97 €/kW,a
Muut kustannukset 500,00 €/järjestelmä,a
Kustannusten kasvu -% 2,00 %
Sähkön markkinahinta =asiakashinta 8,00 snt/kWh
Sähkön markkinahinnan kasvu -% 2,0 %
Järjestelmän jäännösarvo 15 v. jälkeen 1 % %
Kohtaavuuskerroin 0,94
Yhteenveto 15v laskenta
Kokonaisinvestointi (brutto) 0,70 m€
Asennuttu voimalakanta 0,9 MW
Tuotettu sähköenergia 11 336 MWh
Myyntitulojen nykyarvo 0,85 m€
Nettotulojen nykyarvo 0,45 m€
Koko pääoman IRR 4,1 %
Oman pääoman IRR 5,9 %
Takaisinmaksuaika yli 15 vuotta
Investointituki 0 %
TAULUKKO 3. Investointikustannus tuen kanssa vuoden 2020 skenaariosta 823 €/kW.
Tutkitaan asiaa tulevaisuuden kannalta. Poistetaan investointituki ja mennään kuviossa 11 vuoteen 2035, jolloin skenaarion investointikustannus on 583 €/kW. Sähkön hinnan nousu 10,5 senttiin otetaan tarkastelussa huomioon. Muutokset voidaan havaita taulukon 4 lukemista.
Kokonaisinvestoinnin hinnaksi tulisi 500.000 €. Kannattavuus on erinomaisella tasolla kuten
taulukossa 3 ja takaisinmaksuaika on laskenut 9 vuoteen. Nettokassavirtaa kertyisi lähes 300.000 € ennen veroja, joka on lähes kaksinkertainen taulukkoon 3 verrattuna. Kokonaisinvestoinnin lukema ylittyy noin 40 %:lla. Kun tarkastellaan taulukon 2 tuloksia verrattuna taulukon 4 lukuihin on selvää, että kyseisillä lähtötiedoilla investoinnin kannattavuus on heikko ilman merkittävää investointitukea.
TAULUKKO 4. Investointikustannus vuoden 2035 skenaariosta 583 €/kW.
Kustannuksissa huomioitavaa on investointiin liittyvien asioiden hintakehitys vuoden 2020 taulukko 5 ja 2035 taulukko 6 mainittujen vuosien skenaariotiedoilla kuviosta 11. Tarkasteltaessa eri
kustannustekijöiden hintoja Kuvion 14 mukaisesti voidaan havaita kokonaiskustannusten laskevan noin 30 %:lla.
TAULUKKO 5. Vuoden 2020 skenaariotiedoilla.
Yhteenveto 15v laskenta
Kokonaisinvestointi (brutto) 0,42 m€
Asennuttu voimalakanta 0,9 MW
Tuotettu sähköenergia 11 336 MWh
Myyntitulojen nykyarvo 0,85 m€
Nettotulojen nykyarvo 0,59 m€
Koko pääoman IRR 14,5 %
Oman pääoman IRR 26,8 %
Takaisinmaksuaika 10 vuotta
Investointituki 40 %
Yhteenveto 15v laskenta
Kokonaisinvestointi (brutto) 0,50 m€
Asennuttu voimalakanta 0,9 MW
Tuotettu sähköenergia 11 336 MWh
Myyntitulojen nykyarvo 1,12 m€
Nettotulojen nykyarvo 0,81 m€
Koko pääoman IRR 17,0 %
Oman pääoman IRR 31,4 %
Takaisinmaksuaika 9 vuotta
Investointituki 0 %
Aurinkosähköpaneelin hinta 0,41 €/Wp
Voimalan teho 853 kWp
Paneelien osuus kustannuksista 350886 € 50 %
Asennus 105266 € 15 %
Suunnittelu 70177 € 10 %
Invertteri ja muut sähkölaitteet 175443 € 25 % Kokonaiskustannukset (ei tukea) 701772 € 100 %
TAULUKKO 6. Vuoden 2035 skenaariotiedoilla.
7.6 Takaisinmaksuaika
Tarkastellaan takaisinmaksuaikaa hieman tarkemmin. Aurinkosähköjärjestelmään investoitaessa on oleellista tietää, kuinka paljon aikaa vaatii ennen kuin järjestelmä maksaa takaisin koko pääomaan sijoitetun euromäärän. Tämänhetkisellä hintatasolla aurinkosähköjärjestelmiin sijoittaminen sähkön myynnin kannalta vaatii merkittävän tuen. Kun käytetään taulukon 1 tietoja ja voidaan havaita kuviosta 16, että takaisinmaksuaika on yli 20 vuotta ilman tukea. 20 % tuella maksuaika on 16 vuotta ja ainoastaan 40 % tuki laskee takaisinmaksuajan 10 vuoteen nykyarvolla laskettuna.
Investointi kustannukset aloitusvuonna ovat 700.000 € ilman tukea, 560.000 €, 20 % tuella ja 420.000 €, 40 % tuella.
KUVIO 16. Takaisinmaksuaika 0-, 20- ja 40 % investointituella, 853 kWp voimala 2020.
Kun tarkastellaan samaa tilannetta kuvion 11 vuoden 2035 investointiluvulla 583 €/kW ja huomioimalla sähkön hinnan nousu 10,5 senttiin saadaan kuvion 17 tulokset. Takaisinmaksuaika lyhenee puolella samoilla tukiosuuksilla. Investointi kustannukset aloitusvuonna ovat 500.000 € ilman tukea, 400.000 €, 20 % tuella ja 300.000 €, 40 % tuella.
Aurinkosähköpaneelin hinta 0,29 €/Wp
Voimalan teho 853 kWp
Paneelien osuus kustannuksista 248562 € 50 %
Asennus 74569 € 15 %
Suunnittelu 49712 € 10 %
Invertteri ja muut sähkölaitteet 124281 € 25 % Kokonaiskustannukset (ei tukea) 497124 € 100 %
KUVIO 17. Takaisinmaksuaika 0-, 20- ja 40 % investointituella, 853 kWp voimala 2035.
Otetaan tutkittavaksi kaikkien voimaloiden takaisinmaksuajat kuvion 11 vuoden 2020
investointiluvulla 823 €/kW. Kokonaisinvestoinnit ovat 853 kWp voimalassa 420.000 €, 340 kWp
voimalassa 170.000 € ja 248 kWp voimalassa 120.000 €. Takaisinmaksuajat kuviossa 18 ovat 10-11 vuotta ja oman pääoman tuotot ovat noin 25 %, joten tuotto on erinomaisella tasolla.
KUVIO 18. Takaisinmaksuaika 40 % investointituella kaikki voimalat 2020.
