Dynamic simulation and techno-economic assessment of a solar-wind hybrid power plant in Finland
Pitkänen, Jesse (2024)
Pro gradu -tutkielma
2024
School of Business and Management, Kauppatieteet
Kaikki oikeudet pidätetään.
Julkaisun pysyvä osoite on
https://urn.fi/URN:NBN:fi-fe2024061453016
https://urn.fi/URN:NBN:fi-fe2024061453016
Tiivistelmä
To help diversify Finland's energy production structure and ensure a successful energy transition in the country, investments into new types of renewable energy projects and various energy storage solutions are needed. This master’s thesis examined the economic feasibility of a utility-scale hybrid power plant (HPP) operating in the Finnish electricity market. The topic was investigated through the dynamic simulation and techno economic assessment (TEA) of an unsubsidized solar-wind HPP with potential battery energy storage system (BESS) integration. A Simulink model was developed to provide a flexible tool for the net present value (NPV) based valuation of solar-wind HPPs in the context of the Nordic energy market and imbalance settlement. The model was then used to simulate the energy production and cash flows of multiple power plant setups at a selected project site in Finland (63.7°, 25.8°) based on hourly climate reanalysis and day-ahead market (DAM) price data.
The HPP setup with 124.5 MW of wind power and 70 MW of solar power was found to be economically feasible under the assumptions of the study. Under a 6% discount rate and a mean DAM price of 56.79 EUR/MWh, the simulated project had a NPV of 41.65 MEUR and was found to be more profitable than a sole solar or wind power project at the studied site. Integrating a 25MW/50MWh BESS to the HPP was found to be economically unfeasible when the system was only used for internal imbalance correction or generation time shift. During sensitivity analysis, the HPP project remained profitable while the mean DAM price was above 50 EUR/MWh, and its internal rate of return was determined to be 7.5%. Changes in DAM price and energy output levels had the highest impact on the profitability of the HPP, highlighting the importance of accurate production estimates and careful assessment of future market conditions. While the results from the initial TEA suggest that a solar-wind HPP could be profitable in Finland as an unsubsidized merchant project, more thorough studies are still needed to confirm these findings, as within the scope of this work, it was not possible to take project-specific details into account or to use weather data collected directly from the project site to simulate energy production. Suomen energiantuotantorakenteen monipuolistamiseksi ja onnistuneen energiasiirtymän varmistamiseksi tarvitaan investointeja uudentyyppisiin uusiutuvan energian hankkeisiin ja erilaisiin energian varastointiratkaisuihin. Tässä pro gradu -tutkielmassa selvitettiin Suomen sähkömarkkinoilla toimivan teollisen kokoluokan hybridivoimalaitoksen taloudellista kannattavuutta. Aihetta tutkittiin markkinaehtoisen aurinko-tuuli-hybridivoimalan ja sen yhteyteen mahdollisesti rakennettavan akkuenergiavaraston dynaamisen simuloinnin ja teknis-taloudellisen arvioinnin avulla. Työssä kehitettiin Simulink-malli, joka tarjoaa joustavan työkalun aurinko-tuuli-hybridivoimaloiden nettonykyarvon (NPV) määritykseen pohjoismaisten energiamarkkinoiden ja taseselvitysmallin viitekehyksessä. Mallilla simuloitiin useiden voimalaitoskokoonpanojen energiantuotantoa ja kassavirtoja valitulla hankkeen sijaintipaikalla Suomessa (63,7°, 25,8°), hyödyntäen tuntikohtaista ilmakehän uusanalyysiaineistoa ja day-ahead-markkinoiden (DAM) hintadataa.
Tutkittu 124,5 MW tuulivoimaa ja 70 MW aurinkovoimaa sisältävä hybridivoimala todettiin taloudellisesti kannattavaksi tutkimuksen oletusten puitteissa. Simuloidun hankkeen NPV oli 41,65 miljoonaa euroa diskonttokoron ollessa 6% ja DAM-keskihinnan ollessa 56,79 EUR/MWh, ja hanke todettiin kannattavammaksi kuin pelkkä aurinko- tai tuulivoimahanke tutkitussa sijainnissa. Lisäinvestointi 25MW/50MWh akkuenergiavarastoon todettiin kannattamattomaksi sen käytön rajoittuessa voimalan omien tasepoikkeamien korjaamiseen tai tuotannon aikasiirtoon. Herkkyysanalyysissä hybridivoimala pysyi kannattavana DAM-keskihinnan ollessa yli 50 EUR/MWh, ja sen sisäiseksi koroksi arvioitiin 7,5%. Eniten hybridivoimalan kannattavuuteen vaikuttivat DAM-hinnan ja energiantuotannon muutokset, mikä korosti tarkkojen tuotantoarvioiden laatimisen ja tulevien markkinaolosuhteiden arvioinnin tärkeyttä. Vaikka alustavan kannattavuusarvion tulokset viittaavat siihen, että markkinaehtoinen aurinko-tuuli-hybridivoimala voisi olla kannattava hanke Suomessa, havaintojen vahvistamiseksi tarvitaan vielä perusteellisempia tutkimuksia, sillä tämän työn puitteissa ei ollut mahdollista ottaa huomioon hankekohtaisia yksityiskohtia tai käyttää suoraan hankkeen sijaintipaikalta kerättyä sääaineistoa energiantuotannon simulointiin.
The HPP setup with 124.5 MW of wind power and 70 MW of solar power was found to be economically feasible under the assumptions of the study. Under a 6% discount rate and a mean DAM price of 56.79 EUR/MWh, the simulated project had a NPV of 41.65 MEUR and was found to be more profitable than a sole solar or wind power project at the studied site. Integrating a 25MW/50MWh BESS to the HPP was found to be economically unfeasible when the system was only used for internal imbalance correction or generation time shift. During sensitivity analysis, the HPP project remained profitable while the mean DAM price was above 50 EUR/MWh, and its internal rate of return was determined to be 7.5%. Changes in DAM price and energy output levels had the highest impact on the profitability of the HPP, highlighting the importance of accurate production estimates and careful assessment of future market conditions. While the results from the initial TEA suggest that a solar-wind HPP could be profitable in Finland as an unsubsidized merchant project, more thorough studies are still needed to confirm these findings, as within the scope of this work, it was not possible to take project-specific details into account or to use weather data collected directly from the project site to simulate energy production.
Tutkittu 124,5 MW tuulivoimaa ja 70 MW aurinkovoimaa sisältävä hybridivoimala todettiin taloudellisesti kannattavaksi tutkimuksen oletusten puitteissa. Simuloidun hankkeen NPV oli 41,65 miljoonaa euroa diskonttokoron ollessa 6% ja DAM-keskihinnan ollessa 56,79 EUR/MWh, ja hanke todettiin kannattavammaksi kuin pelkkä aurinko- tai tuulivoimahanke tutkitussa sijainnissa. Lisäinvestointi 25MW/50MWh akkuenergiavarastoon todettiin kannattamattomaksi sen käytön rajoittuessa voimalan omien tasepoikkeamien korjaamiseen tai tuotannon aikasiirtoon. Herkkyysanalyysissä hybridivoimala pysyi kannattavana DAM-keskihinnan ollessa yli 50 EUR/MWh, ja sen sisäiseksi koroksi arvioitiin 7,5%. Eniten hybridivoimalan kannattavuuteen vaikuttivat DAM-hinnan ja energiantuotannon muutokset, mikä korosti tarkkojen tuotantoarvioiden laatimisen ja tulevien markkinaolosuhteiden arvioinnin tärkeyttä. Vaikka alustavan kannattavuusarvion tulokset viittaavat siihen, että markkinaehtoinen aurinko-tuuli-hybridivoimala voisi olla kannattava hanke Suomessa, havaintojen vahvistamiseksi tarvitaan vielä perusteellisempia tutkimuksia, sillä tämän työn puitteissa ei ollut mahdollista ottaa huomioon hankekohtaisia yksityiskohtia tai käyttää suoraan hankkeen sijaintipaikalta kerättyä sääaineistoa energiantuotannon simulointiin.