Tuotantopainotteisen energiayhtiön riskienhallinta avautuneilla sähkömarkkinoilla

Sääntelyn poistuminen ja kilpailun vapautuminen ovat aiheuttaneet huomattavan toimintaympäristön muuttumisen pohjoismaisilla sähkömarkkinoilla. Pohjoismaiset sähkömarkkinalakiuudistukset poistivat muodolliset kilpailun esteet mahdollistaen näin sekä kansallisten että yhteispohjoismaisten aktiivisten sähkömarkkinoiden muodostumisen. Toimintaympäristön muuttuminen säännellystä sähkönhuoltojärjestelmästä vapaan kilpailun sähkömarkkinoiksi altisti markkinaosapuolet riskeille, joita toimialalla ei aiemmin ollut esiintynyt. Aiemmin toiminnassa esiintyneet riskit kyettiin siirtämään suoraan asiakkaille, mikä kilpaillussa toimintaympäristössä ei enää ollut samalla tavalla mahdollista. Näin uudessa toimintaympäristössä menestymisen edellytykseksi tuli aktiivinen sähkömarkkinoiden seuraaminen ja organisoitu sähkökaupan riskienhallinta. Tässä tutkimuksessa tarkastellaan riskienhallinnan toteuttamista vastapainetuotantoa omaavassa sähköyhtiössä. Liiketoimintaa uhkaavaa markkinariskiä on käsitelty tutkimuksessa taloudellisena riskinä, joka aiheutuu mistä tahansa arvon muutoksesta sähkömarkkinoilla. Sähkömarkkinoilla suurimpana riskitekijänä voidaan pitää epävarmuutta tulevasta sähkön hintatasosta, joka toteutuu aina joko lyhytaikaisena kassavirtariskinä tai pitkäaikaisena kustannusriskinä. Tuotantoa omaavan sähköyhtiön sähkökaupankäyntiin liittyy sekä toimintaa sitovia velvoitteita että myös joustavan toiminnan mahdollisuuksia. Toimitusvelvollista sähkön hankintaa ja myyntiä omaavan yhtiön sähkökaupankäyntiä rajoittaa toimitusten kiinteähintaisuus sähkön markkinahinnan vaihdellessa huomattavasti. Toisaalta kiinteähintainen sähköntoimitus toimii hintasuojauksena sähkön markkinahintaa vastaan. Tällöin keskeinen epävarmuus sähkökaupankäynnissä liittyy lyhyen ja pitkän aikavälin hintasuojauksen tasapainottamiseen ja siten hinnan vaihtelulle alttiina olevan avoimen position sulkemistason ja ajankohdan valintaan. Riskienhallinnassa ei tule pyrkiä riskien eliminoimiseen, vaan niiden sopeuttamiseen liiketoiminnan tuotto-odotuksen ja riskinsietokyvyn mukaisiksi. Keskeinen riskienhallinnan vaatimus on riskeille altistumisen mallintaminen. Tutkimuksessa määritettiin tuotantopainotteisen energiayhtiön sähkökaupankäynnille riskienhallinnan toimintaohjeistus ja ehdotettiin toimintamallia sen toteuttamiseksi. Riskipolitiikan keskeisin sisältö on määrittää riskinsietokyky liiketoiminnalle sekä toimintavaltuudet ja -puitteet operatiiviselle riskienhallinnalle. Toimintavaltuuksien ja -limiittien tehtävänä on estää riskinsietokyvyn ylittyminen. Toiminnan seuraamisen selkeyden ja läpinäkyvyyden varmistamiseksi toimintamallissa tulee olla määritettynä vastuiden eriyttäminen sekä yksityiskohtainen valvonnan ja raportoinnin toteuttaminen. Kasvanut riskienhallinnan tarve on lisännyt myös palvelun tarjontaa sähkömarkkinoilla. Sähkömarkkinoille on tullut uusia riskienhallintaan erikoistuneita toimijoita, jotka tarjoavat osaamiseensa liittyviä palveluita sekä mallintamis- ja hallintatyökaluja. Tällöin keskeinen sähkökaupan riskienhallinnan toimintamallin toteuttamiseen liittyvä valinta tulee tehdä ulkoistamisen ja omatoimisuuden välillä yrityksen omiin voimavaroihin ja strategisiin tavoitteisiin perustuen. Pieni resurssisessa ja liikevaihtoisessa sähkökaupankäynnissä ei tule pyrkiä kaikkien riskienhallinnan osaamisalueiden omatoimiseen hallintaan. Tutkimuksen perusteella tuotantopainotteisen sähköyhtiön kaupankäyntivolyymin ollessa pieni ja liiketoimintastrategian keskittyessä suojaustoimintaan pääosa sen riskienhallinnan osa-alueista kyetään hoitamaan kustannustehokkaasti ja luotettavasti omatoimisesti. Riskienhallinnan kehittäminen on jatkuva prosessi ja siten riskienhallinnan toimintamalli tulee mukauttaa niin liiketoimintastrategian kuin myös liiketoimintaympäristön muutoksiin.

Sähkökaupan riskienhallinta

Tämän diplomityön tavoitteena on määrittää kuinka sähkökaupan riskienhallinta kehitetään ja toteutetaan käytännössä. Sähkömarkkinoiden viime vuosien muutosten takia energiayhtiöiden sähkökaupan riskienhallinnasta on tullut yhä tärkeämpi työkalu yritysten liiketoiminnan kannattavuuden kannalta. Tämän vuoksi tässä diplomityössä on tarkasteltu sähkökauppaan liittyviä riskejä. Liiketoiminnan kannattavuuteen vaikuttavista riskeistä merkittävämpänä voidaan pitää epävarmuutta sähkön hintatason vaihtelusta eli sähkön markkinahintariskiä. Ennen sähkömarkkinoiden muutosta sähköyhtiöt suojautuivat hintariskiltä pitkillä tukkusopimuksilla. Nykyiset lyhyet lähinnä sähkömarkkinoilla solmitut toimitussopimukset eivät omaa samaa riskeiltä suojautumisominaisuutta. Tämän vuoksi sähköyhtiöiden oikeanlaisesta riskipolitiikan ja -käsikirjan luomisesta on tullut avainosaamisalue yrityksen liiketoiminnassa. Riskienhallinnan tarkoituksena on riskien negatiivisen vaikutuksen vähentäminen ja sopeuttaminen yrityksen tuotto-odotuksiin ja riskiensietokykyyn. Nykyisessä markkinatilanteessa suojautuminen hintariskiltä on mahdollista toteuttaa joustavasti ja kohtuullisin kustannuksin sähköjohdannaisilla. Tämän diplomityön tarkastelu sähköjohdannaisten osalta rajoittuu kuinka riskien- ja sähkösalkunhallinta tulisi toteuttaa riskipolitiikan ja riskikäsikirjan määrittämällä tavalla. Sen sijaan sähköjohdannaisten strategisen hallinnan puoleen ei ole kiinnitetty suurta huomiota.

Vakioidut optiot sähkökaupassa

Pohjoismaiset sähkömarkkinat ovat muuttuneet viime vuosina huomattavasti. Sähkömarkkinalakiuudistuksessa poistettiin muodollisesti kilpailun esteet, mutta uusien toimintamuotojen omaksuminen on Suomessa vasta alussa. Sähkömarkkinaosapuolet altistuvat riskriskeille, joita toimialalla ei ole aikaisemmin esiintynyt. Suurimpana riskitekijänä voidaan pitää epävarmuutta tulevasta sähkön hintatasosta, joka voi vaikuttaa merkittävästi yrityksen liiketoiminnan tulokseen. Tässä diplomityössä tarkastellaan, miten hinnanvaihtelua vastaan pystytään suojautumaan sähköjohdannaisten avulla. Kaupankäynti johdannaissopimuksilla edellyttää markkinoiden aktiivista seuraamista ja organisoitua sähkökaupan riskienhallintaa. Riskienhallinnan tehtävänä ei ole riskien eliminoiminen, vaan niiden sopeuttaminen yrityksen tuotto-odotuksien ja riskiensietokyvyn mukaisiksi. Ennen sähkömarkkinoiden avautumista suojauduttiin sähkön hintariskeiltä pitkillä toimitussopimuksilla. Uudessa markkinatilanteessa suojaus voidaan toteuttaa joustavasti ja kohtuullisin kustannuksin käyttämällä johdannaissopimuksia, joilla voidaan poistaa tulevaisuuteen kohdistuvaa epävarmuutta sähkönhinnasta. Pohjoismaisessa sähköpörssissä, Nord Pool ASA:ssa, noteerattavat johdannaiset ovat vakioituja. Lokakuun lopussa 1999 kaupankäynnin kohteeksi otetaan termiinien lisäksi myös vakioidut sähköoptiot. Option ostajalle avautuu mahdollisuus hintasuojaukseen instrumenteilla, joita käyttäen suojaustaso voidaan määrittää etukäteen. Vakioitujen sähköoptioiden mukaan ottaminen sähköpörssin tuotevalikoimaan monipuolistaa huomattavasti ostajien ja myyjien suojautumismahdollisuuksia. Suojaustasoa on tarpeen vaatiessa mahdollista muuttaa vastamaan uutta markkinatilannetta. Työn loppuosassa on tutkittu mahdollisia kaupankäyntistrategioita ja hinnoittelumalleja sähköoptioille. Koska tutkimus on tehty ennen pörssissä tapahtuvan optiokaupan alkamista, useisiin tässä työssä avoimiksi jääneisiin kysymyksiin tullaan saaman vastauksia käytännön kokemuksista.

Sähkön tuotantokustannusvertailu

Työssä vertaillaan eri sähköntuotantovaihtoehtojen taloudellista kannattavuutta. Kannattavuusvertailu suoritetaan pelkkää sähköä tuottaville voimalaitoksille. Sähkön ja lämmön yhteistuotannon lisärakentaminen tulee kattamaan tietyn osuuden lähitulevaisuuden sähkön hankinnan vajeesta, mutta sen lisäksi tarvitaan myös uutta lauhdetuotantokapasiteettia. Tutkittavat voimalaitostyypit ovat: ydinvoimalaitos, maakaasukombilauhdevoimalaitos, kivihiililauhdevoimalaitos, turvelauhdevoimalaitos, puulauhdevoimalaitos ja tuulivoimala. Kannattavuustarkastelu suoritetaan annuiteettimenetelmällä käyttäen 5 % reaalikorkoa ja tammikuun 2008 hintatasoa. Laskelmien perusteella 8000 tunnin huipunkäyttöajalla ydinsähkön tuotantokustannus olisi 35,0 € /MWh, kaasusähkön 59,2 €/MWh ja hiilisähkön 64,4 €/MWh, kun hiilidioksidipäästöoikeuden hintana käytetään 23 €/t. Ilman päästökauppaa kaasusähkön hinta on 51,2 €/MWh ja hiilisähkön 45,7 €/MWh ydinsähkön hinnan pysyessä ennallaan. Herkkyystarkastelun tulosten perusteella ydinvoiman kilpailukyky korostuu muihin tarkasteltuihin tuotantomuotoihin verrattuna. Ydinpolttoaineen suurellakaan hinnan muutoksella ei ole merkittävää vaikutusta ydinsähkön tuotantokustannukseen, kun taas maakaasusähkö on erittäin riippuvainen polttoaineen hinnasta. Myös päästöoikeuden hinnan kasvu lisää merkittävästi ydinvoiman kilpailukykyä kaasu- ja hiilisähköön verrattuna. Ydinvoimainvestoinnin kannattavuutta ja takaisinmaksua tarkastellaan myös yksinään siten, että investoinnilla saavutettavien tuottojen laskennassa käytetään useita eri sähkön markkinahintoja. Investoinnin kannattavuus on erittäin hyvä, kun sähkön markkinahinta on 50 €/MWh tai suurempi.

Sähkömarkkinat mediassa

Työssä oli tarkoituksena selvittää sähkömarkkinoiden ja median suhdetta. Eri lehtien arkistoista kerättiin sähkömarkkinoihin liittyviä juttuja vuodesta 1995 lähtien. Niitä verrattiin sähkömarkkinoiden tapahtumiin. Päällimmäisenä havaintona oli, että media reagoi voimakkaasti sähkömarkkinoiden tapahtumiin. Kun sähkön hinta nousee, myös artikkeleiden lukumäärä lisääntyy. Samalla asenteet markkinoita kohtaan muuttuvat positiivisista negatiivisiksi. Toisaalta markkinoilla on nähtävissä puolustajat ja vastustajat. Markkinoita puolustavat energia-alan ammattilaiset, jotka pitävät vapaata kauppaa hyvänä. Vastustajia ovat tavalliset sähkön kuluttajat.

Energiansäästö kotitalouksien valaistuksessa Suomessa

Tässä työssä arvioidaan kotitalouksien energiansäästöpotentiaalia valaistuksen osalta Suomessa. Euroopan Unioni on ratifioinut päästövähennystavoitteen 20 % koskien kaikkia primäärienergiantuotantomuotoja. Päästövähennystavoite on tarkoitus toteuttaa vuoteen 2020 mennessä. Tässä kandidaatintyössä arvioidaan saavutettavissa olevaa energiansäästöpotentiaalia Suomessa kotitalouksissa laitesähkön osalta. Energiansäästöpotentiaalin arviointi perustuu hehkulampun korvaamismahdollisuuksien vertailuun. Valaistuksessa voidaan saavuttaa jopa 75 % sähkönsäästö, kun korvataan yksi 60 W hehkulamppu vastaavan valomäärän tuottavalla energiansäästölampulla. Kokonaisuudessa kotitalouksien valaistuksessa on tehostamispotentiaalia noin 60 %. Valaistuksen tehostamisella saavutetaan noin 1,5 TWh säästö Suomen kokonaissähkökulutuksessa. Saavutettavat säästöt voivat olla jopa suuremmatkin, jos käytetään lisäksi älykästä valonohjausta. Johtopäätöksenä voidaan todeta, että tehostamispotentiaalia on merkittävästi ja tehostaminen on yksittäiselle kotitaloudelle taloudellisesti kannattavaa. Energiansäästöpotentiaalin toteuttamisen vaikutuksia kansantalouteen ei ole arvioitu.

Ydinvoimalaitoksen vuosihuoltoajankohdan optimointi

Viimeaikoina ydinvoima on ollut vahvasti esillä mediassa. Keskustelut lisäydinvoimasta, sähköntuotantomuodoista, Olkiluodon kolmannen ydinvoimalaitosyksikön rakennustöistä, sähkön kulutuksen tulevaisuudesta ja nykyisestä taloustilanteesta ovat vaikuttaneet tarpeeseen tutkia sähkön tuotantokustannuksia ydinvoiman osalta. Tutkimuksessa keskitytään erityisesti ydinvoimalaitosyksiköiden vuosihuolto- ja polttoainekustannuksiin, jotka muodostavat suurimman suunnitellun yksittäisen kustannuserän ydinvoiman käyttöön liittyen. Työ tehdään Teollisuuden Voima Oyj:lle, joka pääsääntöisesti toimii Eurajoen Olkiluodossa. Työssä optimoidaan jokaiselle Olkiluodon ydinvoimalaitosyksikölle mahdollisimman edullinen vuosihuoltoajankohta. Optimaalisin ajankohta määrittyy edullisimman sähkön hinnan, ihanteellisimman käyttöjakson pituuden sekä resurssien saatavuuden perusteella. Ydinvoimalaitosyksiköiden vuosihuoltoajankohdat suunnitellaan siten, että vuosihuollot ovat kokonaisuudessaan ja laitosyksikkökohtaisesti optimaaliset. Työn lopputuloksena on esitys Olkiluodon ydinvoimalaitosyksiköiden optimaalisista vuosihuoltoajankohdista. Työn tuloksien myötä Teollisuuden Voima Oyj:llä on mahdollisuus pienentää vuosihuoltokustannuksiaan ja osaltaan vaikuttaa ydinvoimalla tuotetun sähkön kannattavuuteen. Vuosihuoltoajankohdan optimointi palvelee myös Teollisuuden Voima Oyj:n osakkaiden vaatimuksia.

Energiantuotantovaihtoehtojen vertailu, Jousenpuiston uusi asuinalue

Tämän diplomityön tavoitteena oli vertailla paikallisia energiantuotantovaihtoehtoja eri-tyisesti lämmöntuotantoon painottuen. Tarkastelu sovitettiin uuden matalaenergiarakentamista vastaavan kerrostaloasuinalueen tarpeisiin. Näkökulmana olivat sekä taloudellisuus että hiilidioksidipäästöt. Yksityiskohtaisemman tarkastelun kohteena olivat maalämpö, alueellinen biolämpölaitos sekö alueellinen pien-CHP-laitos. Perusvaihtoehtona tutkittiin kaukolämpöä. Kaikkiin vaihtoehtoihin kuului myös kapasiteetiltaan rajoitettu jäähdytys. Tulosten mukaan kokonaistaloudellisin vaihtoehto oli maalämpö yhdistettynä kaukolämpöön. Tässä vaihtoehdossa peruslämpö tuotetaan maalämmöllä, mutta huippu-lämpöön sekä käyttöveden lämmitykseen käytetään kaukolämpöä. Ratkaisulla saadaan aikaan myös päästövähennyksiä kaukolämpöön verrattuna. Tulosten mukaan pienimmät päästöt olivat pien-CHP-biovoimalaitoksella. Toisaalta nykyisillä sähkön myyntihinnoilla pienimuotoinen yhdistetty sähkön ja lämmön tuotanto ei pysty kilpailemaan kustannusrakenteensa puolesta muiden tutkittujen vaihtoehtojen kanssa.

Sähkön hinta pohjoismaisilla sähkömarkkinoilla

Kandidaatintyössä käsitellään sähkön tukkuhintaa pohjoismaisilla sähkömarkkinoilla. Työn tavoitteena on selvittää kuinka sähkön hinta määräytyy markkinoilla, mitkä tekijät siihen vaikuttavat sekä kuinka hinta on kehittynyt. Lisäksi tavoitteena on arvioida markkinoiden kehitysnäkymiä. Sähkön hinnalle on ominaista suuri vaihtelu, mikä tekee markkinoista hyvin haasteelliset. Suuren hinnanvaihtelun ja sen ennalta arvaamattomuuden vuoksi markkinoilla toimivilla osapuolilla on toiminnassaan merkittäviä riskejä. Riskien ymmärtäminen ja niiltä suojautuminen on markkinoilla toimimisen edellytys. Sähkön hinta on selvästi noussut vuodesta 1999 vuoteen 2011. Tulevaisuudessa sähkön hinnan arvioimisessa oleellista on sähkön hintaan vaikuttavien tekijöiden kehitys. Markkinoiden kehityssuuntauksilla ja yleisellä maailmantalouden kehityksellä voi olla ratkaiseva vaikutus sähkön hinnan kehitykseen.

Sähkön tuotantokustannusvertailu

Työssä vertaillaan eri sähköntuotantovaihtoehtojen taloudellista kannattavuutta. Kannattavuusvertailu suoritetaan pelkkää sähköä tuottaville voimalaitoksille. Raportti on jatkoa aikaisemmille tutkimuksille, joista viimeisin julkaistiin 2008. Tutkittavat voimalaitostyypit ovat: ydinvoimalaitos, maakaasukombilauhdevoimalaitos, kivihiililauhdevoimalaitos, turvelauhdevoimalaitos, puulauhdevoimalaitos, tuulivoimala ja uutena aurinkovoimala. Kannattavuustarkastelu suoritetaan annuiteettimenetelmällä käyttäen 5 % reaalikorkoa ja maaliskuun 2012 hintatasoa. Laskelmien perusteella 8000 tunnin huipunkäyttöajalla ydinsähkön tuotantokustannus, kun laitos rakennetaan olemassaolevalle tontille olisi 43,7 €/MWh, täysin uuden ydinvoimalaitoksen 57,9 €/MWh, kaasusähkön 75,4 €/MWh, turvelauhteen 75,4 €/MWh ja hiilisähkön hiilidioksidin talteenotolla 64,4 €/MWh, kun hiilidioksidipäästöoikeuden hintana käytetään 23 €/t. Vastaavasti uusiutuvista puupolttoainelauhdesähkön tuotantokustannus olisi 70,2 €/MWh kun taas 2200 tunnin huipunkäyttöajalla maalla sijaitsevan tuulivoimalaitoksen sähkön tuotantokustannus 52,7 €/MWh ja merellä sijaitsevan tuulivoimalaitoksen 76,8 €/MWh. Erillistarkastelussa arvioitiin suurien keskittävää teknologiaa käyttävän aurinko-voimalaitoksen tuotantokustannuksen ylittävän 100 €/MWh ollen todennäköisesti lähempänä 150 €/MWh. Arvio piensähkön tuotantokustannuksista aurinkosähköisillä paneeleilla vaihtelee 90 – 130 €/MWh. Merkittävin kustannussäästö syntyy, jos aurinkosähköpaketteja voidaan tarjota kuluttajalle kokonaistoimituksena avaimet käteen. Aurinkosähkön tuottaminen kotikeräimillä näyttääkin olevan vaiheessa, jossa se on selkeästi pienkäyttäjälle edullista mikäli sijoitettava pääoma 6000 – 18000 € ei vaadi ulkopuolista rahoitusta.

Sähkönmyyntiyhtiöiden riskienhallinnan haasteet ja kehittäminen

Diplomityön tavoitteena on esitellä sähkökaupan ja erityisesti sähköyhtiöiden kokemia sähkönmyynnin riskejä sekä kuvata sähkönmyyntiin liittyvää riskienhallinnan problematiikkaa. Tarkastelun näkökulmana on tietojärjestelmien ja saatavissa olevan tiedon hyödyntäminen energiayhtiöiden riskienhallinnassa. Toinen päätavoitteista on tutkia, kuinka saatavilla olevaa tiedon hyödyntämistä voidaan kehittää sähkönmyynnin hinnoittelussa sekä suojausten suunnittelussa. Työ toteutettiin työskentelemällä asiantuntijana energia-alaan keskittyneessä ohjelmistoyrityksessä sekä haastattelemalla yhdeksän suomalaisen sähkönmyyntiyhtiön henkilöitä riskienhallinnan haasteiden sekä tietojärjestelmien näkökulmasta. Saatavilla olevien tietojen nykyistä parempi hyödyntäminen ja automatisointi voivat auttaa pienentämään yhtiöiden riskitasoa ja parantaa menestymisen edellytyksiä sähkönmyynnin vähittäismarkkinoilla. Lisäksi kulloiseenkin markkinatilanteeseen sopivat sähkön hankintahinnan suojausstrategiat sekä monipuoliset dynaamiset hinnoittelumallit auttavat pienentämään yhtiön kokemia riskejä tai niiden vaikutuksia. Näiden hyödyntäminen vaatii laajaa ymmärrystä sähkö- ja johdannaismarkkinoiden toiminnasta sekä usein myös nykyisten tietojärjestelmien kehittämistä. Tulevaisuudessa yhä yleistyvä hajautettu tuotanto sekä kysynnän jousto asettavat tietojärjestelmille uusia vaatimuksia, jotka toteutuessaan mahdollistavat uudenlaisten palveluiden käyttöönoton sekä voivat tuoda tilaa myös alan uusille toimijoille. Työssä käsitellään energiayhtiöiden kokemia riskejä sähkönmyynnin näkökulmasta, esitellään alan yleisimmät riskit sekä keinot ja työkalut niiltä suojautumiseen. Työn lopuksi tarkastellaan sähkönmyynnin ja –hankinnan oleellisimpia prosesseja riskienhallinnan kehittämisen näkökulmasta.

Tuulivoimaliiketoimintaan liittyviä epävarmuustekijöitä

Diplomityön tavoitteena oli selvittää tuulivoimatuotannon epäsymmetrisyyden vaikutuksia liiketoiminnalle. Tarkastelun kohteena oli tuotetun energian sekä tuulivoimatuotannosta maksettavan korvauksen keskinäinen epäsymmetria. Työssä asiaa tarkasteltiin esimerkki tuulivoimalaitoksen avulla. Tarkastelujaksoksi työssä rajattiin ajanjakso 2014 tammikuusta vuoden 2015 kesäkuuhun. Tämän lisäksi työssä perehdyttiin tuotetun sähkön hinnan suojausstrategioihin, tuotannon häviötekijöihin sekä tasesähkön aiheuttamien kustannusten kehitykseen. Työn tulosten perusteella tuulivoimaliiketoiminta tulee kokemaan epävakauden lisääntymistä. Tuulivoimatuotannon epävarmuus johtuu heikosta pitkän aikavälin ennustettavuudesta, joka koostuu aikaisemmin mainituista tuotannon ja sähkön markkinahinnan välisestä epäsymmetrisyydestä. Työssä käsitellään tuulivoimatuotannon ajallista vaihtelua, joka ilmentää hyvin tuulivoimatuotannon perimmäistä olemusta. Työn lopputuloksena saatiin kuvaus tuotantojen ajallisesta jakautuneisuudesta, joiden pohjalta yritys voi suunnitella suojausstrategioita työssä esiteltyjen johdannaistuotteiden avulla. Edellisten loppupäätelmien lisäksi työssä perehdyttiin häviöiden sekä tasesähkökustannusten taloudellisiin vaikutuksiin sekä kehityssuuntiin tulevaisuudessa.

Keskikokoisen maatilan biokaasu- ja aurinkosähköratkaisujen kannattavuus Etelä-Savossa

Tässä kandidaatintyössä perehdytään biokaasun syntyprosessiin ja sen hyödyntämismahdollisuuksiin, sekä vertaillaan biokaasun tuotannon määrää Suomessa ja Saksassa. Työssä tarkastellaan biokaasuvoimalan kannattavuutta keskikokoisen maatilan yhteydessä Etelä-Savossa ja käydään läpi biokaasuvoimalalle Suomessa myönnettäviä tukimuotoja. Tukimuotojen lisäksi käydään läpi erilaisia lupia ja hyväksyntöjä, joita maatilan yhteyteen rakennettava biokaasu-voimalaitos tarvitsee. Työn toisessa osassa käydään läpi aurinkoenergian hyödyntämismahdollisuuksia, aurinkosähköjärjestelmän komponentteja, sekä perehdytään aurinkopaneelin toimintaperiaatteeseen. Tarkastellaan biokaasuvoimalan lisäksi myös aurinkovoimalan kannattavuutta maatilan yhteydessä ja vertaillaan biokaasu- ja aurinkovoimalan ominaisuuksia keskenään. Lisäksi vertaillaan aurinkosähkön tuotantoa Suomessa ja Saksassa. Työn tavoitteena on selvittää biokaasu- ja aurinkosähkövoimalan kannattavuus esimerkkimaatilalla. Biokaasulaitoksen hinta-arvio saatiin vastauksena tarjouspyyntöön ja aurinkosähköjärjestelmän hinta arvioitiin kotimaisten toimittajien aurinkosähköpakettien hintojen avulla. Biokaasuvoimalan sähköntuottoennuste sekä huolto- ja käyttökustannukset perustuvat kirjallisuudesta saatuihin arvoihin. Aurinkovoimalan sähköntuottoennuste ja paneelien suuntauksen vaikutusta tuotantoon laskettiin PVGIS:n laskurilla sekä HOMER-ohjelmistolla. Kannattavuuslaskelmien perusteella kumpikaan voimalaitostyyppi ei tutkituilla voimalaitosten suuruuksilla ole kannattava 20 tai edes 30 vuoden pitoajalla esimerkkimaatilalla nykyisellä sähkönhinnalla ja tukitasolla. Aurinkosähköjärjestelmälle saadaan kuitenkin 20 vuoden takaisinmaksuaika, jos se hankitaan ilman lainarahaa. Tällöin voidaan ajatella, että laitos on kannattava. Biokaasulaitoksen kannattavuutta parantaisivat tukien ja sähkön hinnan nousun ohella kaasun ja lämmön myyntimahdollisuudet, joita esimerkkimaatilalla ei ole. Aurinkovoimalan kannattavuutta parantaisivat puolestaan tukien ja korkeamman sähkön hinnan lisäksi paremmin paneelien tuotantoa seuraava kulutus, jolloin pienempi osuus sähköstä päätyisi myyntiin.

Solar Energy assessment based on weather station data for direct site monitoring in Indonesia

This thesis evaluates different sites for a weather measurement system and a suitable PV- simulation for University of Surabaya (UBAYA) in Indonesia/Java. The weather station is able to monitor all common weather phenomena including solar insolation. It is planned to use the data for scientific and educational purposes in the renewable energy studies. During evaluation and installation it falls into place that official specifications from global meteorological organizations could not be meet for some sensors caused by the conditions of UBAYA campus. After arranging the hardware the weather at the site was monitored for period of time. A comparison with different official sources from ground based and satellite bases measurements showed differences in wind and solar radiation. In some cases the monthly average solar insolation was deviating 42 % for satellite-based measurements. For the ground based it was less than 10 %. The average wind speed has a difference of 33 % compared to a source, which evaluated the wind power in Surabaya. The wind direction shows instabilities towards east compared with data from local weather station at the airport. PSET has the chance to get some investments to investigate photovoltaic on there own roof. With several simulations a suitable roof direction and the yearly and monthly outputs are shown. With a 7.7 kWpeak PV installation with the latest crystalline technology on the market 8.82 MWh/year could be achieved with weather data from 2012. Thin film technology could increase the value up to 9.13 MWh/year. However, the roofs have enough area to install PV. Finally the low price of electricity in Indonesia makes it not worth to feed in the energy into the public grid.

A congestion management and transmission price simulator for competitive electricity markets

In a liberalized electricity market, the Transmission System Operator (TSO) plays a crucial role in power system operation. Among many other tasks, TSO detects congestion situations and allocates the payments of electricity transmission. This paper presents a software tool for congestion management and transmission price determination in electricity markets. The congestion management is based on a reformulated Optimal Power Flow (OPF), whose main goal is to obtain a feasible solution for the re-dispatch minimizing the changes in the dispatch proposed by the market operator. The transmission price computation considers the physical impact caused by the market agents in the transmission network. The final tariff includes existing system costs and also costs due to the initial congestion situation and losses costs. The paper includes a case study for the IEEE 30 bus power system.