Sähkön reservimarkkinoille osallistumisen teknis-taloudellinen potentiaali jätteenkäsittelylaitoksessa : tapaustutkimus NG Nordic Riihimäki

Abstract

Työssä selvitetään, voiko jätteenpolttoon perustuva yhteistuotantolaitos osallistua sähkön reservimarkkinoille ja mikä on osallistumisen taloudellinen potentiaali. Kohteena on NG Nordicin Riihimäen tuotantolaitos.

Laitoksen säätökapasiteetti määritettiin prosessimittauksista teknisten rajoitteiden perusteella, ja soveltuvuutta reservituotteisiin arvioitiin kantaverkkoyhtiön vaatimuksia vasten. Tuottopotentiaali laskettiin jälkikäteissimulointina 15 minuutin aikaresoluutiolla vuoden mittaiselle jaksolle maaliskuusta 2025 alkaen.

Laitos soveltuu manuaalisen taajuuden palautusreservin alassäätöön. Nopeammat tuotteet ovat höyryprosessin vasteajan vuoksi poissuljettuja tai vaativat laajempaa investointia. Tekninen säätövara oli keskimäärin 4,8 MW. Sitä rajoitti pääasiassa turbiinien minimikuorma eikä kaukolämpöjärjestelmä. Bruttotuotto tarkastelujaksolla olisi ollut noin 800 k€, mutta kapasiteetin marginaalihinta laski jakson aikana noin kymmenesosaan kantaverkkoyhtiön hankintamäärän pysyessä ennallaan. Nykytilannetta vastaava vuotuinen bruttotuottopotentiaali on arviolta noin 250 k€, kun otetaan lisäksi huomioon operatiiviset rajoitteet.

Jätteenpolttolaitoksen sähköntuotanto osoittautui säädettäväksi, vaikka laitos on kaukolämmön tuotannon osalta peruskuormalaitos. Työn menetelmällinen havainto on, että lämpörajoitteisen laitoksen alassäädön kannattavuus määräytyy korvaavan lämmön arvosta eikä sähkön markkinahinnasta. Havainto on rajoituksin sovellettavissa muihin vastapainevoimalaitoksiin.

This thesis studies whether a waste-to-energy combined heat and power plant can take part in electricity reserve markets, and how much such participation could earn. The case study plant is the NG Nordic Riihimäki facility.

The available control capacity was determined from process measurements using technical constraints, and the suitability of the plant for different reserve products was assessed against the requirements of each reserve market products. The revenue potential was calculated as an ex-post simulation at a 15-minute resolution over a one-year period.

The plant is suitable for downward regulation in the manual frequency restoration reserve, while faster products are not suitable due to the response time of the steam process. The technical control capacity averaged 4.8 MW limited by the minimum load of the turbines rather than by the district heating system. The gross revenue over the study period would have been about EUR 800 000, but the marginal price of reserve capacity fell to roughly one tenth while the volume procured by the transmission system operator stayed the same. For the current situation, the annual gross revenue potential is about EUR 250 000, excluding the costs of participation and when operational constraints are considered.

The electricity output of the plant proved to be adjustable, even though the plant runs as a baseload unit for district heat. The main methodological finding is that the profitability of downward regulation at a heat-constrained plant depends on the value of the heat produced instead, not on the market price of electricity. This is also applicable, with certain limitations, to other back-pressure power plants.