Tuuli- ja aurinkovoiman sijaintioptimointi Suomen sähkön kulutuksen täyttämiseksi

Abstract

Suomessa tuuli- ja aurinkovoiman tuotanto vaihtelee voimakkaasti, sekä maakuntien, että vuodenaikojen välillä, mikä korostaa maantieteellisen hajauttamisen merkitystä. Tässä diplomityössä tutkitaan, miten tuuli- ja aurinkovoima tulisi sijoittaa maantieteellisesti siten, että sähköjärjestelmä saavuttaisi korkean omavaraisuusasteen kustannustehokkaasti. Tutkimus perustuu ERA5-säädatasta ajettuihin simulaatioihin sekä Fingridin sähkönkulutusdataan vuosilta 2014–2023. Tavoitteena on määrittää aurinko- ja tuulikapasiteetit viidelle eri sijainnille (Etelä-, Länsi-, Itä-, Keski- ja Pohjois-Suomi) siten, että järjestelmä kykenee kattamaan vaaditun osuuden Suomen sähköntarpeesta. Lisäksi aurinkosähkön osalta tarkastellaan kolmea eri konfiguraatiota: kiinteä kallistuskulma ja aurinkoa seuraava järjestelmä yksi- sekä kaksipuoleisilla paneeleilla.

Tulokset osoittivat, että ilman energiavarastojen hyödyntämistä 100 % energianpeittoasteen saavuttaminen on käytännössä mahdotonta pelkällä tuuli- ja aurinkosähköllä. Sen sijaan 76 % energianpeittoasteen kohdalla yli- ja alijäämäenergia ovat yhtä suuria kymmenen vuoden tarkastelujakson aikana, jolloin energiavarastojen avulla voitaisiin kattaa 100 % sähköntarpeesta. Yhden akselin seurannalla ja kaksipuoleisilla paneeleilla aurinkosähkön osuus kokonaistuotannosta kasvoi 12 %:sta 17 %:iin. Samalla järjestelmän sähköntuotannon elinkaarikustannus (LCOE) laski 44,4 €/MWh:sta 43,0 €/MWh:iin, eli kustannussäästöä syntyi noin 3 %. Mikäli ylijäämätuotanto voidaan hyödyntää kaikkien skenaarioiden LCOE tasoittuu noin 34–35 €/MWh tasolle. Järjestelmäkustannukset huomioituna suurin osa Suomen sähkönkulutuksesta voidaan kattaa tuuli- ja aurinkosähkön avulla, kun tuotantoa hajautetaan maantieteellisesti tuulisähkön toimiessa pääasiallisena tuotantomuotona talvikauden kulutuspiikeissä ja aurinkosähkön täydentäessä kesäajan tuotantoa.

In Finland, wind and solar power production varies greatly between regions and seasons, which highlights the importance of geographical distribution. This thesis examines how wind and solar power capacities should be geographically located so that the electricity system can achieve a high degree of self-sufficiency in a cost-effective manner. The study is based on simulations run using ERA5 weather data and Fingrid’s electricity consumption data for 2014–2023. The aim is to determine the capacities for five different locations (South, West, East, Central, and North) so that the system can cover the desired share of Finland’s electricity demand. In addition, three different configurations for solar power are examined: fixed tilt angle and tracking systems with mono- and bifacial panels.

The results showed that without the use of energy storage, achieving 100% energy coverage is practically impossible. However, at an energy coverage rate of 76%, the energy imported and exported are equal, meaning that energy storage could be used to cover 100% of electricity demand. With tracking and bifacial panels, the share of solar energy in total production increased from 12% to 17%. At the same time, the system’s LCOE fell from 44.4 €/MWh to 43.0 €/MWh, resulting in cost savings of around 3%. However, if surplus production can be utilized, the cost savings disappear and the LCOE of all scenarios levels out at around 34–35 €/MWh. When system costs are taken into account most of Finland’s electricity demand can be covered with wind and solar power when production is geographically dispersed. Wind power is the main source of production due to winter consumption peaks and solar power works as a supplementary power source during the summer.