LIITTYMÄN KOON VAIKUTUS AURINKOSÄHKÖN KANNATTAVUUTEEN
Lappeenrannan–Lahden teknillinen yliopisto LUT
LUT School of Energy Systems
Sähkötekniikka
2024
Janette Koenkytö
Tarkastaja: TkT, Paula Immonen
TIIVISTELMÄ
Lappeenrannan–Lahden teknillinen yliopisto LUT
LUT School of Energy Systems
Sähkötekniikka
Janette Koenkytö
Liittymän koon vaikutus aurinkosähkön kannattavuuteen
Kandidaatintyö
2024
36 sivua, 9 kuvaa, 3 taulukkoa ja 7 liitettä
Tarkastaja(t): TkT Paula Immonen
Avainsanat: Aurinkosähkö, on-grid-arinkosähköjärjestelmä, kannattavuus
Tämän kandidaatintyön tavoitteena on selvittää, onko liittymän koolla vaikutusta aurinkosäh-
köjärjestelmän kannattavuuteen. Aurinkosähkön kannattavuutta arvioidaan siipikarjatilalle,
jonka vuotuinen sähkönkulutus on noin 350 MWh. Tutkielmassa selvitetään kannattavin au-
rinkosähköjärjestelmän suuruus. Tutkielmassa selvitetään liittymälle suurin mahdollinen au-
rinkosähköjärjestelmän suuruus.
Tutkielmassa tutustutaan aurinkosähköjärjestelmään ja sen kannattavuuden arviointiin. In-
vestoinnin kannattavuutta arvioidaan nettonykyarvolla, takaisinmaksuajalla, LCOEllä ja si-
säisellä korkokannalla. Kannattavuuden laskennassa hyödynnetäänAalto-yliopiston Finsolar-
hankkeen kannattavuuslaskuria.
Tutkielmassa todetaan aurinkosähkön olevan Suomessa kannattavaa, kun suurin osa tuotan-
nosta käytetään tuotantopaikalla. Liittymän koko luo rajoitteen aurinkosähköjärjestelmän in-
verterin teholle. Maatilan 3x315 A liittymä antaa mahdollisuuden jopa 217 kWp:n aurinko-
sähköjärjestelmälle. Maatilalle 40 kWp aurinkosähköjärjestelmä on taloudellisesti kannatta-
vampi investointi.
ABSTRACT
Lappeenranta-Lahti University of Technology LUT
LUT School of Energy Systems
Electrical Engineering
Janette Koenkytö
Electricity connection’s impact on solar electricity’s profitability
Bachelor’s thesis
2024
36 pages, 9 figures, 3 tables and 7 appendices
Examiners: Associate professor, Paula Immonen
Keywords: solar system’s profitability,solar energy, on-grid solar system
The aim of this thesis is to find out whether the size of the electricity connection has an
effect on the profitability of a solar PV system. The profitability of the solar PV system is
evaluated for a poultry farm. The farm’s annual electricity consumption is around 350 MWh.
This thesis examines the maximum size of a solar PV system achievable with the current
electricity connection size.
In this thesis, an on-grid solar system is introduced, and its profitability is assessed. The
investment methods used include NVP, payback time, LCOE, and IRR. The calculations for
profitability are done using Aalto University’s Finsolar project’s profitability calculator.
This thesis states that the production of solar energy is profitable in Finland when most of
the produced electricity is used at the production site. The size of the electricity connection
creates a limitation for the inverter power. In this case, the biggest size of the solar system
can be 217 kWp, while the most profitable size of the solar system is 40 kWp.
SISÄLLYSLUETTELO
TIIVISTELMÄ 3
1 JOHDANTO 6
1.1 Taustatietoa kohteesta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6
2 AURINKOSÄHKÖJÄRJESTELMÄ 8
2.1 Aurinkopaneelit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
2.1.1 Aurinkopaneelien toimintaperiaate . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
2.1.2 Aurinkopaneelien suuntaus . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
2.2 Aurinkosähköjärjestelmän kytkeminen jakeluverkkoon . . . . . . . . . . . 11
2.2.1 Sähköliittymä . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
3 AURINKOSÄHKÖN KANNATTAVUUDEN ARVOINTI 12
3.1 Investointilaskentamenetelmät . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
3.1.1 Investoinnin nettonykyarvo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
3.1.2 Sisäinen korkokanta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
3.1.3 Takaisinmaksuaika . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
3.1.4 Energian tuotantohinta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
3.2 Aurinkosähköjärjestelmän kustannukset . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
3.2.1 Aurinkopaneeliston hinta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
3.2.2 Ylijäämäsähkön myynti . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
3.2.3 Tuet maanviljelijälle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
4 KANNATTAVUUSLASKENTA JA MITOITUS 16
4.1 Liittymän kulutusprofiili . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16
4.2 Aurinkosähköjärjestelmän mitoitus . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
4.2.1 Eri suuruisten aurinkosähköjärjestelmien tuotantomahdollisuudet . 19
4.2.2 Keskimääräinen kuukausikulutus . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
4.2.3 Nettonollaenergiamitoitus . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
4.3 Kannattavuuden arviointi . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
4.3.1 Liittymän vaikutus aurinkosähköjärjestelmän kokoon . . . . . . . . 22
5 JOHTOPÄÄTÖKSET 23
LÄHTEET 24
A Liite: Vuorokauden sähkönkulutuksen jakautuminen tunneittain
4
B Liite: Maatilan vuoden 2023 kuukausittainen sähkönkulutus
C Liite: 3x315 A liittymän maksimi teho
D Liite:Kannattavuuslaskenta 40 kWpaurinkosähköjärjestelmälle Finsolar-hankkeen
laskurilla
E Liite:Kannattavuuslaskenta 60 kWpaurinkosähköjärjestelmälle Finsolar-hankkeen
laskurilla
F Liite: Sisäinen korkokanta
G Liite: Aurinkosähköjärjestelmien mitoitus
5
1 JOHDANTO
Tutkielman tarkoituksena on arvioida aurinkosähköjärjestelmän kannattavuutta siipikarjati-
lalle, jonka vuotuinen sähkönkulutus on 350MWh. Tutkielmassa tarkastellaan aurinkosähkö-
järjestelmän hankkimista taloudellisen kannattavuuden näkökulmasta. Työssä tarkastellaan
sähköliittymän koon vaikutusta aurinkosähköjärjestelmän suuruuteen. Tutkielman tavoittee-
na on arvioida kannattaako sähköliittymän sulakkeen suurentaminen. Tässä tutkielmassa tar-
kastella jakeluverkkoon liitettyä on-grid-aurinkosähköjärjestelmää. Tässä tutkielmassa tutus-
tutaan on-grid-aurinkosähköjärjestelmään, aurinkosähköjärjestelmän toimintaperiaatteeseen
sekä sen taloudellisen kannattavuuden arvioinnin menetelmiin. Investoinnin kannattavuuden
arvioinnissa huomioidaan maatilan yritysmuoto.
Energiaviraston vuotuisen tilaston mukaan aurinkosähkön pientuotantokapasiteetti on kasva-
nut vuonna 2022 yli 60 prosenttia vuoteen 2021 verrattuna. Aurinkosähkön pientuontanto on
alle megawatin kokoinen tuotantolaitteisto. (Energiavirasto 2023) Suomessa aurinkosähkön
tuottaminen on taloudellisesti kannattavaa, kun aurinkosähköllä korvataan kalliimmalla os-
tettua sähköä (Auvinen 2020). Mahdollisten maanviljelijöille tarkoitettujen investointitukien
ansiosta tila haluaa selvittää, kuinka kannattava olisi mahdollinen investointi aurinkosähkö-
järjestelmään.
Koska sähköliittymän koko rajaa aurinkosähköjärjestelmän kapasiteettia, on tärkeä selvittää,
miten liittymän koon suurentaminen vaikuttaisi kannattavuuteen ja investointikustannuksiin.
Investoinnille ei ole asetettu budjettia, mutta aurinkosähköjärjestelmä halutaan optimoida si-
ten, ettei ylimääräistä sähköä tarvitsisi myydä. Tässä tutkielmassa ei oteta kantaa tarkem-
piin sähköteknisiin mitoituksiin kuten johdotuksiin tai kytkentätapoihin, jotta aiheen rajaus
ei karkaa. Työssä ei määritellä tarkkoja hankittavia komponentteja, vaan käytetään investoin-
nin suuruuden laskennassa arvioita avaimet käteen tyylisistä toteutuksista.
1.1 Taustatietoa kohteesta
Aurinkoenergiajärjestelmän kannattavuutta arvioidaan Loimaalla sijaitsevalle siipikarjatilal-
le. Tarkasteltavalla tilalla on kananmunantuotantoa sekä nuorikkokanojen kasvatusta. Maa-
tilalla viljeltävä pinta-ala on noin 550 hehtaaria. Viljeltävät kasvit tuotetaan pääosin rehuksi.
Rehukasvien lisäksi viljellään myyntikasveja kuten sokerijuurikasta ja öljykasveja. Maatilan
kuivurilla kuivataan vilja-, öljy- sekä palkokasveja. Siipikarjan rehustuksessa hyödynnetään
tilan omaa rehustamoa. Rehustamossa erilaiset rehukasvit sekoitetaan rehutiivisteen, kalkin
6
sekä kasviöljyn kanssa, joista saadaan kanoille optimaalista rehua. Rehustamo on viikoittai-
sessa käytössä ympäri vuoden.
Maatilan huippukuormat ajoittuvat heinä-lokakuulle johtuen kuivurin käytöstä. Kuivurin lä-
pi kulkee noin kaksi miljoona kiloa puitavien kasvien siemeniä, jotka kulkevat kuivurissa
12 tuntia päivässä isojen sähkömoottoreiden voimalla. Kohteen kanaloiden valaistukset ovat
vaihdettu LED-valoihin vuosien 2021-2023 aikana, jotka ovat vähentäneet kulutusta. Kesäi-
sin kanaloita viilennetään sähköllä toimivilla jättituulettimilla.
Nykyinen sähköliittymä on kooltaan 3x315 A. Tilalla on oma muuntamo, josta lähtee muuta-
malla tilan omistamalle kiinteistölle liittymä. Muuntamolla on vapaita lähtöjä, joten liittymän
suurentamiselle on varaa. Tilalla on sähkökatkon varalle 300 kVA:n generaattori. Alueen ja-
keluverkon omistaa Sallila Sähkönsiirto Oy. Sähköenergia ostetaan Sallila Energialta, jolle
ylijäämä aurinkosähkö myytäisiin.
7
2 AURINKOSÄHKÖJÄRJESTELMÄ
Aurinkosähkö on tasasähköä, jota saadaan muuntamalla auringon säteilyenergiaa sähköksi
aurinkopaneeleilla. Aurinkopaneelit koostuvat sarjaan tai rinnan kytketyistä aurinkokennois-
ta. Jotta monen aurinkopaneelin muodostavan aurinkopaneeliston tuottamaa aurinkosähköä
voidaan käyttää, tarvitaan invertteri eli vaihtosuuntaaja muuntamaan tasavirta vaihtovirraksi.
(Motiva 2022a)
Aurinkosähköjärjestelmänmuodostaa aurinkopaneelistot ja invertteri, mutta joissakin tapauk-
sissa akustot ovat osa järjestelmää. Tässä työssä ei kuitenkaan tarkastella akullista järjestel-
mää. Aurinkosähköjärjestelmän koko ilmoitetaan huipputehona wattipiikkeinä (Wp) tai ki-
lowattipiikkeinä (kWp). Kun aurinkosähköjärjestelmä on on-grid-järjestelmä eli verkon rin-
nalle kytketty järjestelmä, on invertteriä valittaessa tärkeää huomioida sähkön laadun varmis-
taminen. Näin varmistetaan, ettei muiden verkkoon kytketyiden laitteistojen toiminta häiriin-
ny. Aurinkopaneelisto on kytketty invertteri kautta kiinteistön pääkeskukseen, jolloin aurin-
kosähköjärjestelmästä tulee osa kiinteistön sähköjärjestelmää. (Lehto et al. 2021)
Kuva 1: On-grid-aurinkosähköjärjestelmä (Lehto et al. 2021).
8
2.1 Aurinkopaneelit
Aurinkopaneelit tuottavat sähkövirtaa auringon säteilystä. Aurinkopaneeli koostuu useasta
aurinkokennosta, jotka sisältävät aurinkosähköjärjestelmän kannalta tarvittavat komponen-
tit. Aurinkopaneelisto on aurinkosähköjärjestelmään kaikki liitetyt aurinkopaneelit yhdessä.
Aurinkopaneelin virtapiiri muodostuu sarjaan kytketyistä paneeliketjuista. Kun paneelit kyt-
ketään rinnan, ne muodostavat paneeliston. Aurinkosähkön tuotto tapahtuu aurinkokennossa,
jotka yleisimmin ovat yksi- tai monikiteisiä piikennoja. (Lehto et al. 2021)
2.1.1 Aurinkopaneelien toimintaperiaate
Aurinkopaneelin toiminta perustuu valosähköilmiöön sekä puolijohdinmateriaalien ominai-
suuksiin. Valosähköisessä ilmiössä auringon säteily irrottaa aurinkosähkössä piin pinnalta
elektronin. Jotta elektroni irtoaa, fotoni auringosta luovuttaa energiansa elektronille. Piitä
käytetään yleisimmin aurinkopaneelien valmistusmateriaalina.
Kuva 2: Aurinkokenno (Solarvoima 2024).
Aurinkokennot koostuvat kahdesta erityyppisestä puolijohdemateriaalista p- ja n-tyypistä ku-
ten kuvassa 2. N-puolen ylimääräiset elektronit liikkumaan p-puolelle, kun puolijohdema-
teriaalit asennetaan vierekkäin. Kun elektroni siirtyy, syntyy n-tyypin puolijohteeseen po-
sitiivinen varaus ja p-tyypin negatiivinen varaus. Aurinkokennossa fotonilta energiaa saavat
elektronit voivat kulkea vain p-puolelta n-puolelle. N-puolelta elektronit johdetaan ulkoiseen
virtapiirin, jonka kautta elektronit kulkevat takaisin p-puolelle. Ulkoisessa virtapiirissä aurin-
kosähköjärjestelmän elektroniikka muuttaa aurinkosähkön virran hyödynnettäväänmuotoon.
(Motiva 2022c)
9
2.1.2 Aurinkopaneelien suuntaus
Merkittävimmät aurinkosähkön tuottoon vaikuttavat tekijät ovat aurinkopaneelien suuntaus,
kallistus, varjostus ja lämpötila. Suuntaus tarkoittaa astepoikkeamaa etelästä. Kallistustus-
kulma ilmoittaan astekulmaa horisonttiin nähden. Nämä tekijät ovat tärkeää ottaa huomioon
järjestelmää suunnitellessa, koska väärällä suuntauksella voi aurinkopaneeli joutua varjoon.
Pieni varjostus esimerkiksi puun oksasta saattaa heikentää vuosituotantoa merkittävästi.
Aurinkopaneelien suuntauskulmalla voidaan vaikuttaa tuotantoon ja erityisesti tuotannon päi-
väkohtaiseen jakautumiseen. Kuormien ollessa suurimmat iltaisin, kannattaa paneelit suun-
nata siis länteen. Kun aurinkopaneeli on suunnattu etelään, suuntauskulma on 0◦. Itään suun-
nattu aurinkopaneelin suuntauskulma on -90◦ itään ja länteen +90◦. Kallistuskulmalla voi-
Kuva 3: Ilmansuunnan ja suuntauskulman vaikutus aurinkopaneelien tuotantoon (Ralos
2023).
daan vaikuttaa eniten vuosituotannon jakautumiseen. Kun kallistuskulma on 0◦, aurinkopa-
neelit ovat maan suuntaisesti. Paneelit ovat pystyasennossa, kun suuntauskulma on 90◦ . Pa-
neelien kallistuskulma tulee olla 30◦ -60◦ välillä, jotta se ei vaikuta heikentävästi vuosituo-
tantoon. Kuvasta 3 nähdään optimaalisimmaksi ilmansuunnaksi aurinkopaneeleille etelä sekä
kallistuskulmaksi 35◦-50◦ välillä.
Vuosituotantoon heikentävästi voi vaikuttaa pienikin varjostuma aurinkopaneelin pinnalla.
Koska aurinkopaneelit ovat kytketty sarjaan, varjo paneelilla voi pudottaa koko ketjun jän-
nitteen. Jos järjestelmän säätö ei kykene selviämään jännitteen alenemasta, tuotanto lakkaa.
10
Pienikin lämpötilan nousu yli testilämpötilan 25◦ heikentää paneelien tuotantoa. Lämpötila
voi nousta jopa 70◦C:seen paneelien ympäristössä, tämän takia on tärkeä ottaa huomioon pa-
neelien tuuletus. Sähkötuotanto voi laskea 30% heikon tuuletuksen takia. Maahan on kannat-
tavampaa asentaa isompi aurinkojärjestelmä, koska tuuletus saadaan toteutettua paremmin.
Paneelit pääsevät silloin jäähtymään paremmin. (Lehto et al. 2021) Maaseudulla useimmi-
ten kannattavinta on asentaa paneelit katolle, jotta voidaan minimoida varjostukset (Motiva
2023).
2.2 Aurinkosähköjärjestelmän kytkeminen jakeluverkkoon
Suosituin aurinkosähkön hyödyntämistapa on kytkeä järjestelmä paikalliseen sähköverkkoon
kuten kuvassa 1. On-grid-aurinkosähköjärjestelmä syöttää jakeluverkkoon tuotetun sähkön,
jolloin ei tarvitse huolehtia sähkön riittoa kuormille tai suojauksen luotettavaa toimivuut-
ta. Verkkoyhtiöt määrittävät vaatimuksensa sen verkkoon liitettävistä laitteistoista. Yleisesti
valmistaja on määritellyt laitteidensa suoja-asettelut verkon liityntälaitteisiin. Järjestelmän
omistajien tai asentajien ei tarvitse säätää laitteistoja. (Lehto et al. 2021)
Kun aurinkosähköjärjestelmä on verkkoon kytketty, voidaan myydä aurinkopaneelien tuot-
tamaa ylijäämäsähköä. Jotta ylijäämän voi myydä ja aurinkosähköjärjestelmän kytkeä verk-
koon, on oltava sähkönmyyjän kanssa sopimus sähkönmyymisestä. Yleisin tapa sähkönmyy-
jien hinnoitella ostosähkö on markkinahinnan mukaisesti. (Motiva 2024)
2.2.1 Sähköliittymä
Sähköliittymä liittää käyttöpaikan paikalliseen jakeluverkkoon. Liittymä tarvitaan, jotta halu-
tussa paikassa voidaan käyttää sähköä sähköverkosta. Pääsulake kertoo jakeluverkolta oste-
tun liittymän koon. Sähköliittymän koko riippuu käyttöpaikan huipputehosta. Kun liittymän
koko on enintään 3x100 A, puhutaan sulakepohjaisesta liittymästä. Tätä suuremmat liittymät
ovat tehopohjaisia liittymiä. (Halonen 2011)
Aurinkosähköjärjestelmää hankkiessa liittymä luo rajoitteita järjestelmän kokoon. Liittymän
pääsulake vaikuttaa järjestelmään hankittavan invertterin maksimi tehoon. (Puro 2020) Jos
käyttöpaikan liittymän kokoa halutaan suurentaa, veloitetaan nykyisen ja tulevan liittymis-
maksun erotus (Sallila Sähkönsiirto 2023).
11
3 AURINKOSÄHKÖN KANNATTAVUUDEN ARVOINTI
Aurinkosähköjärjestelmän kannattavuuden arvioinnissa tulee huomioida kiinteistön tunti-
kohtainen sähkönkulutusprofiili, aurinkosähköjärjestelmän teho, omakäytön osuus, inves-
tointi, vakuutukset ja mahdolliset inverttin vaihdot. Pääsääntöisesti kannattavinta aurinko-
sähköstä tulee, kun tuotettu sähkö käytetään samassa kiinteistössä. Tällöin välttyy sähkön
kuljettamisesta jakeluverkossa ja sen synnyttämistä kustannuksista. Kannattavuuden arvioin-
nissa on hyvä muistaa mahdolliset taloudelliset tuet. (Lehto et al. 2021)
Aurinkosähköjärjestelmään investoinnin kannattavuutta arvioidessa takaisinmaksuaika ei so-
vellu yksin kannattavuuden arviointimenetelmäksi. Ensisijaisesti kannattavuutta tulisi arvioi-
da kustannuksia vertailemalla toissijaiseen energialähteeseen laskemalla energian tuotanto-
hinta LCOE (Levelized Cost of Energy). Kannattavuutta arvioidaan laskemalla takaisinmak-
suaika, investoinnin nettonykyarvon NPV (Net Present Value) ja taloudellista kannattavuutta
sisäistä korkokantaa IRR (Internal Rate of Return). (Auvinen 2020)
3.1 Investointilaskentamenetelmät
Investoinnit ovat rahan sijoittamista kohteisiin, jotka odotetaan tuottavan tuloa pidemmäl-
lä ajanjaksolla. Investoinnin kannattavuutta voidaan arvioida erilaisilla menetelmillä. Inves-
tointilaskentamenetelmät voidaan jakaa moderneihin ja perinteisiin. Moderneja investointi-
teorioita ovat nettonykyarvomenetelmä ja sisäisen korkokannan menetelmä. (J. Niskanen ja
M. Niskanen 2016)
3.1.1 Investoinnin nettonykyarvo
Nettonykyarvo NPV määrittää investoinnin tulojen ja kustannuksien nykyarvojen erotuksen
(Motiva 2018).
NPV =
n∑
t=1
St
(1 + i)t
(3.1)
,jossa St on t:nnen vuoden nettotuotto, n on investointiajanjakso vuosina, i on laskentakor-
kokanta ja t on käyttöikä.
Investointi nettonykyarvolla on kannattava, kun investoinnista kertyneiden nettotuottojen las-
kentakorkokannan mukainen nykyarvo on yhtä suuri tai suurempi kuin hankintakustannukset
(Jyrkkiö ja Riistama 2000). Nettonykyarvoa voidaan pitää yrityksen investoinnin absoluutti-
sen kannattavuuden mittarina (J. Niskanen ja M. Niskanen 2016).
12
3.1.2 Sisäinen korkokanta
Sisäinen korkokanta IRR on se korkokanta j, jolla investoinnin NPV on nolla. IRR määri-
tellään ajanjaksolle, joka on esimerkiksi investoinnin käyttöikä tai itse määritelty aikajänne
tuotto-odotukselle. Täten perushankintakustannukselle P on voimassa yhtälö
P =
n∑
t=1
Sn
(1 + j)t
(3.2)
,jossa St on t:nnen vuoden nettotuotto, n on investointiajanjakso vuosina, j on laskentakor-
kokanta ja t on käyttöikä.
Investointi on kannattava, jos IRR on yhtä suuri tai suurempi kuin haluttu pääoman tuotto.
(Jyrkkiö ja Riistama 2000)
3.1.3 Takaisinmaksuaika
Takaisinmaksuajalla tarkoitetaan hetkeä, jolloin investointi onmaksanut itsensä takaisin (Leh-
to et al. 2021). Investoinnin takaisinmaksuaika on investoinnin ja vuotuisen nettokassavirto-
jen suhde.
Takaisinmaksuaika =
Alkuinestointi
V uotuinennettokassavirta
(3.3)
Takaisinmaksuaika painottaa rahoituksen merkitystä investoinnissa. Kun investoinnin kan-
nattavuutta mitattaan takaisinmaksuajalla, se ei ota huomioon investoinnin pitkäikäisyyttä.
Se ei huomioi tulevia kassavirtoja. Ajoittain investointi on pitkä ikäisempi, kun takaisin-
maksuaika. Tämä on takaisinmaksuajan heikkous eikä sovi yksin aurinkosähköjärjestelmien
kannattavuuden tarkasteluun. (J. Niskanen ja M. Niskanen 2016)
3.1.4 Energian tuotantohinta
Energian tuotantohinta LCOE on toiseen energiamuotoon vertailukelpoinen hinta tuotettua
energiayksikköä kohden.
LCOE =
I0 +
∑n
t=1
At
(1+i)t∑n
t=1
Mt,el
(1+i)t
(3.4)
,jossa I0 on investoinnin kulut,At on vuotuiset kokonaiskustannukset t:een vuotena,Mt,el on
tuotettu sähkön määrä t:een vuotena, i on korkokanta, n on taloudellinen käyttöikä ja t on
käyttöikä. (Kost et al. 2013) LCOE:llä vertailtavaa hintaa tulee tarkastella 30 vuoden käyt-
töiällä, koska se on riippuvainen tarkasteltavasta aikajänteestä. Energiatuotanto jatkuu koko
13
järjestelmän käyttöiän, mutta alkuinvestoinnin jälkeen energiantuotannon hinta on maltilli-
nen. (Lehto et al. 2021)
3.2 Aurinkosähköjärjestelmän kustannukset
Aurinkosähköjärjestelmän kustannuksetmuodostuvat suunnittelusta, tarvittavista komponen-
teista ja asennustyöstä. Kun tarkastellaan aurinkosähköjärjestelmän kustannuksia koko käyt-
töajalla, tulee huomioida ylläpitokustannukset sekä mahdollinen invertterin vaihto. Kun tar-
kastellaan pienempiä aurinkosähköjärjestelmiä, komponentit ovat usein edullisemmat mitä
työvoimakustannukset suunnittelusta, asennuksesta sekä ylläpidosta. (Motiva 2022b)
Aurinkosähköjärjestelmän investoinnin hinnassa ilman budjettirajoitteita vaikuttaa järjestel-
män teho. Kun järjestelmän teho kasvaa, järjestelmän tehon ja hinnan suhde on edullisempi.
Kun järjestelmän hintaa tarkastellaan avaimet käteen asennettuna, hintaan sisältyvät tarvitta-
vat laitteistot ja asennustyö. (Lehto et al. 2021)
3.2.1 Aurinkopaneeliston hinta
Lantmännen Agro suosittelee maatiloille, joiden vuotuinen sähkönkulutus on yli 100 MWh,
40 kWp aurinkosähkövoimalaa (Agro 2024). Tarkastellaan 40 , 60 ja 100 kWp aurinkosäh-
köjärjestelmien hintoja avaimet käteen asennettuna taulukossa 1. Hinnat ovat arvonlisäverot-
tomia.
Järjestelmän koko (kWp) Hankintahinta (€) alv 0% Lähde
40 28 000 SolarShop 2024
60 61 560 Lehto et al. 2021
100 102 600 Lehto et al. 2021
Taulukko 1: Eri kokoisten aurinkosähköjärjestelmän esimerkki kustannuksia avaimet käteen
asennettuna.
Aurinkosähköjärjestelmien hinnat ovat hiukan lähteneet nousuun vuonna 2022, kun verra-
taan vuoden 2021 hintoja. Kuluttajille arvonlisäverollinen hinta vuonna 2021 on ollut noin
tuhat euroa kilowattipiikkiä kohden. Yritykselle arvonlisäveroton hinta olisi noin 750 euroa
piikkiwattia kohden. (Motiva 2022b) Taulukossa 1 voidaan todeta avaimet käteen asennuk-
sien olevan hintaluokaltaan lähes yhtä suuria.
3.2.2 Ylijäämäsähkön myynti
Aurinkosähköjärjestelmän tuotettua ylijäämäsähköä myydään yleisesti Spot-hinnalla. Täl-
löin ylijäämä sähkö on saman hintaista mitä itse maksaisi ostosähköstä. Tulee huomioida,
14
että ylijäämä sähköstä tulee maksaa sähkövero sekä sähkönsiirto. Kun aurinkopaneelisto on
mitoitettu niin ettei ylijäämä syntyisi, hyöty on suurempi. (Motiva 2024)
3.2.3 Tuet maanviljelijälle
Maatalousyrittäjä voi saada maatalouden investointitukea aurinkopaneelien hankintaan elin-
keino-, liikenne- ja ympäristökeskukselta (ELY-keskus). Tuen määrä voi olla 50% hankin-
tahinnasta, jos ja kun järjestelmän tuottama energia menee tilan käyttöön. Jotta investointi-
tukea voi saada 50% hankintahinnasta, aurinkosähköjärjestelmän koko on tärkeä optimoida
kulutuksen mukaan. (Ruokavirasto 2024)
15
4 KANNATTAVUUSLASKENTA JA MITOITUS
Kannattavuuden laskemiseen käytetään Aalto-yliopiston Finsolar-hankkeen tekemää kannat-
tavuuslaskuria (Finsolar 2024). Laskurissa saadaan laskettua NVP (yhtälö 3.1), takaisinmak-
suaika (yhtälö 3.3) ja LCOE (yhtälö 3.4). Jotta laskuria voi hyödyntää, tarvitsee olla tiedossa
haluttu aurinkosähköjärjestelmän koko. (Lehto et al. 2021)
Aurinkosähköjärjestelmän suuruus voidaanmitoittaa eri menetelmillä.Menetelmiä ovatmuun
muassa taloudellisen kannattavuudenmaksimoiminen, asennuspinta-alat, aurinkosähkön tuo-
ton maksimoiminen, pohjakulutukseen perustuva, keskimääräiseen kuukausikulutukseen ja
nettonollaenergiamitoitus. Kun halutaan taloudellisesti tarkin mitoitus, tulee tutkia kohteen
tunnittaista kulutusdataa. Tuntikohtainen tarkastelu on suosittavaa omakotitaloa suuremmis-
sa kohteissa. (Motiva 2022d)
4.1 Liittymän kulutusprofiili
Jotta voidaan mitoittaa aurinkosähköjärjestelmää taloudellisesta kannattavaksi, tulee tarkas-
tella kohteen kulutusprofiilia.Maatilan sähkönkulutusta tarkastellaan vuosien 2020-2023 ajal-
ta. Kulutusdata on ladattu tunnin tarkkuudella.
vuosi kulutus (kWh)
2020 478 850.35
2021 479 504.58
2022 355 148.23
2023 345 677.71
Taulukko 2: Maatilan vuotuinen sähkönkulutus.
16
Kuva 4: Maatilan sähkönkulutus vuosina 2020-2024.
Kuvasta 4 nähdään kulutuksen olevan tasaista vuoden ympäri lukuun ottamatta elo- ja syys-
kuuta. Elo- ja syyskuussa kulutus on kuukausittaisella tasolla suurempaa, koska kuivuri pyö-
rii lähes vuorokauden ympäri. Kulutus on tarkastelulla ajanjaksolla pudonnut reilu 100MWh
eli 15 kW. Tämän on saanut aikaan kanaloiden valaistuksen vaihtaminen loisteputkista LED-
valaisimiin. Taulukosta 2 havaitaan kulutuksen väheneminen. Vuonna 2020 kulutus oli noin
478,8 MWh, kun taas vuonna 2023 kulutus oli noin 345,6 MWh.
Sähkönkulutus datassa ilmenee yksittäinen päivä, kun kulutus on nolla. Kuvassa 4 tämä ha-
vaitaan nollassa käyvänä piikkinä. Tämä johtuu vuonna 2020 olevasta karkauspäivästä. Vuo-
sina 2021-2023 karkauspäivää ei ole, joten dataa ei ole.
Kun vertaillaan kuvasta 4 sähkönkulutusta, syksyn kulutuspiikit eivät ole identtisiä. Tiede-
tään kuivurin lähtevän käytiin, kun alkaa sadonkorjuu. Mitä kosteampia kasvien siemenet
ovat, sitä pidempää niiden tarvitsee pyöriä kuivurissa. Tämä näkyy suoraan sähkönkulutuk-
sessa. Helteellä kanaloita pitää viilentää, joka lisää sähkönkulutusta. Sähkönkulutus datas-
sa on nähtävissä kulloisenkin vuoden kesän lämpötila erot. Kuvasta 4 nähdään kesän 2021
sähkönkulutuksen olevan huomattavasti suurempaa kuin muina vuosina. Kesällä havaitaan
olleen pitkiä hellejaksoja, koska ajoittain kulutus on suurempaa.
17
Kuva 5: Vuoden 2023 sähkönkulutus ja päivittäisen sähkönkulutuksen keskiarvo.
Maatilan sähkönkulutus vuodelta 2023 on esitetty kuvasta 5. Vuonna 2023 päivittäinen kes-
kimääräinen sähkönkulutus on 944,5 kWh. Kuvasta 5 on nähtävissä alkukesän helteet sekä
kuivurin käynnistys syksyn alussa. Vuotuinen sähkönkulutus profiili ei oli tasainen. Mitoi-
tuksen kannalta on hyvä, että suurimmat kulutuspiikit ajoittuvat kesälle. Mitoituksessa on
tärkeää huomioida ettei ylimääräistä tuotantoa tarvitsisi myydä.
Kun tarkastellaan päiväkohtaista kulutusta kuvasta 6, huomataan sähköä kuluvan eniten aa-
mu kuuden ja ilta kahdeksan välillä. Tänä aikana maatilalla hoidetaan päivittäiset työt, kuten
munan pakkaukset. Aamuyöstä huomataan kuvassa 6 pieni piikki. Tällöin kanaloihin syttyy
valot. Sähkönkulutuksen päivittäiset huiput ovat keskipäivällä. Tämä on aurinkosähkön hyö-
dyntämiselle optimaalista, koska aurinkosähköä tuotetaan eniten samaan aikaan. Päivittäin
tunnissa kuluu sähköä keskimäärin 44 kWh. Keskipäivällä sähkönkulutus on kuitenkin yli
50 kWh.
18
Kuva 6: Maatilan keskimääräinen sähkönkulutuksen jakautuminen vuorokauden aikana
2023.
4.2 Aurinkosähköjärjestelmän mitoitus
Aurinkosähköjärjestelmän mitoitusperusteena käytetään kuukausittaista keskimääräistä ku-
lutusta ja nettonollaenergia eli vuotuista sähkönkulutuksen keskiarvoa. Tarkastellessa kuu-
kausittaista keskikulutusta saadaan aurinkosähköjärjestelmän tuottama energia vastaamaan
päiväajan kulutusta. (Lehto et al. 2021)
4.2.1 Eri suuruisten aurinkosähköjärjestelmien tuotantomahdollisuudet
Maatila sijaitsee Varsinais-Suomen pohjoisosassa Loimaalla. Siellä vuotuinen säteilymäärä
on Photovoltaic Geographical Information System (PVGIS) - Joint Research Centren sivus-
ton mukaan 1127.7 kWh/m2. Sivustolta saadaan arvio sijainnin vuosittaisesta auringosta saa-
tavasta maksimi energian määrästä kilowattitunteina.
19
Kuva 7: Kuukausittainen sähkönkulutus vuonna 2023 ja eri suuruisten aurinkosähköjärjes-
telmien tuotto PVGIS-laskurilla. (Comission 2024).
Vertaillaan 40◦ kallistuskulmaan etelään suunnattuja 40 kWp, 60 kWp ja 100 kWp panee-
listojen tuotantomahdollisuuksia. Kuvassa 7 on maatilan kulutus vuonna 2023 (Liite B) sekä
40 kWp, 60 kWp ja 100 kWp aurinkosähköjärjestelmien tuotto PVGIS-laskurilla (Comission
2024).
4.2.2 Keskimääräinen kuukausikulutus
Aurinkosähköjärjestelmän mitoitus keskimääräisellä kuukausikulutukseen perustuvassa mi-
toituksessa saadaan aurinkosähkön määrä vastaamaan tarkemmin päivittäistä kulutusta. Mi-
toituksessa käytetään kuukausikulutustietoja. (Lehto et al. 2021) Kuukausittainen kulutus on
keskiarvoltaan noin 28 800 kWh, joka luetaan kuvasta 8. Kuukausittaisen keskikulutusmitoi-
tuksella aurinkosähköjärjestelmä tulisi olla 39 kWp. Koska budjettirajoitusta ei ole, vertaillan
suurempia kokoja. (Liite B)
20
Kuva 8: Kuukausittainen sähkönkulutus vuonna 2023 ja kuukausittainen keskikulutus.
40 kWp aurinkosähköjärjestelmällä saadaan tuotettua vuodessa noin 35 000 kWh (Liite D).
Toukokuusta heinäkuuhun saataisiin kuukausittain tuotettua noin 6400 kWh, joka on viides-
osa kuukausittaisesta sähkönkulutuksesta (Liite G). 60 kWp aurinkosähköjärjestelmällä saa-
daan tuotettua noin 50 000 kWh vuodessa (Liite E). Noin 9700 kWh aurinkosähköä saadaan
tuotettua toukokuusta heinäkuuhun. Tämä kattaisi kuukaudessamelkein kolmasosan kulutuk-
sesta. Vaikka aurinkosähkö kattaisi vain 50% tarvittavasta sähköstä, ylijäämä oli hyvin pieni.
100 kWp aurinkosähköjärjestelmä kattaisi kuukaudessa lähes puolet tarvittavasta sähköstä
toukokuusta heinäkuuhun. Kuitenkin touko- ja heinäkuussa jouduttaisiin myymään noin 6%
ylijäämää. Mitoitukseltaan 60 kWp olisi kannattavin, koska tuotanto on korkeampaa kuin 40
kWp aurinkosähköjärjestelmällä, mutta ylijäämää on mitätöntä. (Liite G)
4.2.3 Nettonollaenergiamitoitus
Nettonollaenergiamitoituksella mitoitetaan aurinkosähköjärjestelmä vuoden keskimääräisen
kulutuksenmukaan. Tällä mitoituksella yritetään tuottaa yhtä paljon aurinkosähköämitä vuo-
den aikana kulututetaan. (Lehto et al. 2021) Käytetään referenssiarvona vuosittaiselle kulu-
tukselle vuoden 2023 kokonaissähkönkulutusta. Taulukosta 2 vuoden 2023 kulutus oli 345
677 kWh. Maatilan kulutus on suurta, joten tällä mitoitusmenetelmällä aurinkosähköjärjes-
telmän koko olisi vähintään 320 kWp (Liite G).
21
4.3 Kannattavuuden arviointi
Aurinkosähköjärjestelmän taloudellista kannattavuutta tarkastellaan Finsolar-hankkeen te-
kemällä aurinkosähkön kannattavuuslaskurilla. Aurinkosähköjärjestelmän pitoajaksi arvioi-
daan 30 vuotta. Kun mitoitettu 40 kWp tai 60 kWp aurinkosähköjärjestelmän tuottama säh-
kö menee lähes täysin tilan käyttöön, laskennassa on huomioitu ELY-keskukselta saatavissa
oleva 50% investointituki.
40 kWp aurinkosähköjärjestelmän hinta arvonlisäverottomana on noin 28 000 euroa. Inves-
tointi 50% investointituen jälkeen olisi 14 000 euroa. Maatila voisi kattaa tämän omalla pää-
omalla, jolloin aurinkosähköjärjestelmään ei tarvitsisi rahoitusta. Tällöin takaisinmaksuaika
on neljä vuotta. 30 vuoden käyttöiällä NPV on 8 615 euroa. LCOE on vain 0,4 snt/kWh. (Liite
D) 40 kWp aurinkosähköjärjestelmän IRR on 22% (Liite F). Investointi on kannattava.
60 kWp aurinkosähköjärjestelmän hinta avaimet käteen asennettuna on noin 61 500 euroa.
ELY-keskuksen investointituen jälkeen hinnaksi jää reilu 30 000 euroa. Rahoitusta tulisi ottaa
15 000 €. Tällöin takaisinmaksuaika on kahdeksan vuotta. 30 vuoden käyttöiällä NPV on 12
677 euroa. LCOE on 1,6 snt/kWh (Liite E). IRR on 12% eli investointi on kannattava. (Liite
F)
Taloudellisesti kannattavin ratkaisu on 40 kWp aurinkosähköjärjestelmä. Investointi 60 kWp:n
järjestelmään on tuplasti kalliimpi, mutta paneelistosta saadaan enemmän tuottoa. Sähköä 60
kWp aurinkosähköjärjestelmällä tulee ostettua suhteessa 40 kWp aurinkosähköjärjestelmään
vähemmän.
4.3.1 Liittymän vaikutus aurinkosähköjärjestelmän kokoon
Maatilan liittymän pääsulakkeelle voi asentaa teholtaan enintään 217 kW aurinkosähköjär-
jestelmän (Liite C). Jos haluttaisiin investoida 217 kW tai suurempaan aurinkosähköjärjes-
telmään, tulee liittymän kokoa suurentaa. Kun aurinkosähköjärjestelmä avaimet käteen asen-
nettuna kustantaa noin 1000 €/kWp, kasvaisi investointi kulut yli 200 000 euroa. Jos 217 kW
aurinkosähköjärjestelmällä saataisiin tuotettua omaan käyttöön 50% , olisi ylijäämäsähköä
myytävänä jopa 40% (Liite G). Nettonollaenergiamitoituksella aurinkosähköjärjestelmän tu-
lisi olla vähintään 320 kWp, jolloin joutuisi liittymän kokoa kasvattamaan.
22
5 JOHTOPÄÄTÖKSET
Lähtökohtaisesti Suomessa aurinkosähköjärjestelmään investointi on kannattavaa, kun tuo-
tettu aurinkosähkö kulutetaan pitkälti tuotantopaikassa. Käyttöpaikan liittymäkoko rajaa au-
rinkosähköjärjestelmän inverterin maksimi tehoon. Tutkielman kohteena toimi siipikarjatila,
jonka vuotuinen sähkönkulutus on 350 MWh. Vuorokauden suurin sähkönkulus tapahtuu aa-
mu kuuden ja ilta kahdeksan välillä. Vuotuiset sähkönkulutus huiput ajoittuvat loppukesälle
ja syksylle, kun kuivuri käynnistyy.
Mikäli aurinkosähköjärjestelmä olisi yli 217 kW, nykyistä 3x315 A liittymän kokoa olisi
kannattavaa suurentaa. Tämä vaatisi paikallista sopimista jakeluverkkoyhtiön kanssa, koska
liittymän koko on nykyisellään suuri. Liittymän koko tulisi silloin mitoittaa halutun aurin-
kosähköjärjestelmän mukaisesti. Tilan läheisyydessä oleva muuntamo luo kuitenkin mah-
dollisuuden suuremmallekin aurinkosähköjärjestelmälle. Tämä vaatisi suurempaa investoin-
ti innokkuutta. Aurinkosähköjärjestelmän koko kasvaisi huomattavasti, joka lisää tuotannon
ylijäämää. Taloudellisesti investoinnin kannattavuutta tulisi tällöin tarkastella tarkemmin.
Investointi on-grid-aurinkosähköjärjestelmään avaimet käteen asennettuna arvonlisäverotto-
mana kustantaa noin 1000 €/kWp. ELY-keskukselta on haettavissa 50% investointitukea au-
rinkosähköjärjestelmän hankintaan. Investointi 60 kWp:n aurinkosähköjärjestelmään kustan-
taa noin 61 560 euroa. Investoinnin takaisinmaksu aika noin kahdeksan vuotta. IRR 30 vuo-
den käyttöiällä on 12%. 40 kWp:n aurinkosähköjärjestelmä kustantaisi noin 28 000 euroa.
Tulee huomioida hinnan olevan huomattavasti alhaisempi suhteessa 60 kWp:n aurinkosäh-
köjärjestelmään. Takaisinmaksu aika olisi neljä vuotta. IRR 30 vuoden käyttöiällä on 22%.
Taloudellisesti investointi 40 kWp:n aurinkosähköjärjestelmään on kannattavampi kuin 60
kWp:n aurinkosähköjärjestelmään. Samalla määrällä pääomaa saadaan hankittua tuotanto-
mahdollisuuksiltaan suurempi paneelisto. Investoimalla suurempaan aurinkosähköjärjestel-
mään saataisiin tuotettua vuosittain 10 000 kWh enemmän aurinkosähköä. Aurinkosähköjär-
jestelmän kokoa mitoittaessa, tulee valita, toivooko taloudellisesti vai tuotannollisesti kan-
nattavampaa järjestelmää.
23
LÄHTEET
Agro, Lantmännen (2024). Laita katto tuottamaan ja säästä valtavasti energiaa yli 240 päi-
vää vuodessa Aurinkovoimalla. URL: https://kauppa.lantmannenagro.fi/aurinkovoimala
(viitattu 2024).
Auvinen, Karoliina (toukokuu 2020). Kannattavuus. URL: https : / / finsolar . net /
kannattavuus/ (viitattu 2023).
Comission, European (2024).PhotovoltaicGeographical Information System (PVGIS) - Joint
Research Centren. URL: https://re.jrc.ec.europa.eu/pvg_tools/en/tools.
html (viitattu 2024).
Energiavirasto (2023). Aurinkosähkön pientuotanto kasvoi voimakkaasti vuonna 2022. URL:
https://energiavirasto.fi/-/aurinkosahkon-pientuotanto-kasvoi-voimakkaasti-
vuonna-2022 (viitattu 2023).
Finsolar (2024). Kannattavuuslaskurit. URL: https://finsolar.net/kannattavuus/
kannattavuuslaskurit/ (viitattu 2024).
Halonen, Tommi (2011). “Sähköliittymän toimitusprosessi”. TampereenAmmattikorkeakou-
lu. URL: https://www.theseus.fi/bitstream/handle/10024/26972/Halonen_
Tommi.pdf?sequence=1&isAllowed=y.
Jyrkkiö, Esa ja Veijo Riistama (2000). Laskentatoimi päätöksenteon apuna. 13. uud. p. Yri-
tyksen tieto. Porvoo ; WSOY. ISBN: 951-0-24610-7.
Kost, Christoph et al. (2013). “Levelized cost of electricity renewable energy technologies”.
URL: https://www.ise.fraunhofer.de/content/dam/ise/en/documents/
publications/studies/EN2013_Fraunhofer- ISE_LCOE_Renewable_Energy_
Technologies_version%20Nov2013_EN_Stand_13-04-16_v02.pdf (viitattu 2024).
Lehto, Ina et al. (2021). Aurinkosähköjärjestelmien suunnittelu ja toteutus. 2., uudistettu pai-
nos. ST-käsikirja ; 40. Espoo: Sähköinfo Oy. ISBN: 978-952-231-343-0.
Motiva (toukokuu 2018). Toiminpiteen taloudellinen kannattavuus, Laskentatyökalu - ohje
työkalun käyttöön. URL: https://www.motiva.fi/files/14771/Toimenpiteen_
taloudellinen_kannattavuus_laskurin_ohje_2018.pdf (viitattu 2024).
– (2022a). Auringosta sähköä. URL: https://www.motiva.fi/ratkaisut/uusiutuva_
energia/aurinkosahko/aurinkosahkon_perusteet/auringosta_sahkoa (viitattu
2023).
– (2022b).Aurinkosähköjärjestelmien hinta. URL: https://www.motiva.fi/ratkaisut/
uusiutuva_energia/aurinkosahko/jarjestelman_valinta/aurinkosahkojarjestelmien_
hinta (viitattu 2024).
24
Motiva (2022c). Aurinkosähköteknologiat. URL: https://www.motiva.fi/ratkaisut/
uusiutuva_energia/aurinkosahko/aurinkosahkojarjestelmat/aurinkosahkoteknologiat.
– (2022d).Mitoitusmenetelmiä. URL: https://www.motiva.fi/ratkaisut/uusiutuva_
energia / aurinkosahko / hankinta _ ja _ asennus / aurinkosahkojarjestelman _
mitoitus/mitoitusmenetelmia (viitattu 2024).
– (2023). Aurinkopaneelien asentaminen. URL: https://www.motiva.fi/ratkaisut/
uusiutuva_energia/aurinkosahko/hankinta_ja_asennus/aurinkopaneelien_
asentaminen (viitattu 2024).
– (2024). Ylijäämäsähkönmyynti. URL: https://www.motiva.fi/ratkaisut/uusiutuva_
energia/aurinkosahko/aurinkosahkojarjestelman_kaytto/ylijaamasahkon_
myynti (viitattu 2024).
Niskanen, Jyrki ja Mervi Niskanen (2016). Yritysrahoitus. fin. Business. Helsinki: Edita.
ISBN: 978-951-37-6886-7.
Puro, Vesa-Matti (2020). Sähköliittymän vaikutus aurinkosähkön hankintaan. URL: https:
//aurinkovirta.fi/artikkelit/jakeluverkot/sahkoliittyman- vaikutus-
aurinkosahkon-hankintaan/ (viitattu 2024).
Ralos (2023). Ilmansuunnan, kaltevuuden, sijainti ja niiden vaikutukset tuotantoon. URL:
https://ralos.fi/ilmansuunta-kaltevuus-sijainti-ja-niiden-vaikutukset-
tuotantoon/ (viitattu 2024).
Ruokavirasto (2024). Maatalouden investointituet. URL: https://www.ruokavirasto.
fi/tuet/maatalous/investoinnit/maatalouden-investointituet/#3.-maatilojen-
energiainvestoinnit (viitattu 2024).
Sallila Sähkönsiirto, oy (2023). Liittymismaksut. URL: https://sallilasahkonsiirto.
fi/site/assets/files/1785/liittymismaksut_1_12_2020_2023.pdf (viitattu
2023).
SolarShop (2024). Liike ja maatilapaketit 10-100 kWp. URL: https://solarpower.fi/
tuote/yritys-ja-maatilapaketit-10-50kwp/ (viitattu 2024).
Solarvoima (2024). URL: https://solarvoima.fi/miten-aurinkopaneeli-toimii/
(viitattu 2024).
25
A Liite: Vuorokauden sähkönkulutuksen jakautuminen tunneit-
tain
Vuoden 2023 datasta valitaan joka kuukauden 14. päivä. Lasketaan tunnittainen keskikulutus
näiden päivien datasta.
Kuva 9: Sähkönkulutuksen keskiarvo tunneittein
1
B Liite: Maatilan vuoden 2023 kuukausittainen sähkönkulutus
Kuukausi kulutus (kWh)
Tammikuu 22 306.48
Helmikuu 19 419
Maaliskuu 23 189.05
Huhtikuu 20 923.66
Toukokuu 22 389.41
Kesäkuu 37 472.75
Heinäkuu 29 624.50
Elokuu 42 017.56
Syyskuu 42 301.48
Lokakuu 29 698.56
Marraskuu 27 278.06
Joulukuu 29 057.2
Taulukko 3: Kuukausittainen sähkönkulutus vuonna 2023.
Kuukausittainen keskiarvokulutus on 28 000 kWh. Kilovatteina se on kulutuksen ja kuluneen
ajan suhde.
28000
30 ∗ 24h = 38.8kW (B.1)
2
C Liite: 3x315 A liittymän maksimi teho
Liittymä on kooltaan 3x315 A. Liittymän pääsulakkeen maksimi teho Pmax on vaiheiden,
virran I ja jännitteen U tulo.
Pmax = 3IU (C.1)
Vaiheita on kolme, virta on 315 A ja jännite on 230 V.
Pmax = 217350W (C.2)
Liittymän pääsulakkeen maksimi teho on noin 217 kW
3
D Liite: Kannattavuuslaskenta 40 kWp aurinkosähköjärjestel-
mälle Finsolar-hankkeen laskurilla
40 kWp aurinkosähköjärjestelmä hankintahintaan 28 000 euroa.
4
LCOE 40 kWp aurinkosähköjärjestelmälle Finsolar-hankkeen laskurilla.
5
E Liite: Kannattavuuslaskenta 60 kWp aurinkosähköjärjestel-
mälle Finsolar-hankkeen laskurilla
6
LCOE 60 kWp aurinkosähköjärjestelmälle Finsolar-hankkeen laskurilla.
7
F Liite: Sisäinen korkokanta
Sisäinen korkokanta lasketaan 40 kWp ja 60 kWp järjestelemille excelistä löytyvällä sisäi-
nen.korko() -komennolla. Valitaan komentoon lista, jossa on investointi negatiivisena lukuna
sekä investoinnin käyttöiän vuotuiset nettotulot. Nettotulot ovat kassavirran ja ylläpitokus-
tannuksien erotus.
8
G Liite: Aurinkosähköjärjestelmien mitoitus
Nettonollaenergiamitoitus vuotuisen kulutuksen mukaan.
217 kW aurinkosähköjärjestelmän mitoitus
9
40 kWp aurinkosähköjärjestelmän mitoitus
60 kWp aurinkosähköjärjestelmän mitoitus
10
100 kWp aurinkosähköjärjestelmän mitoitus
11