Teknologioiden kypsyystarkastelu

Uusia teknologioita tarkastellaan kolmesta näkökulmasta:

  • Päästövähennyspotentiaalilla tarkoitetaan teknologian päästövaikutusta, mikäli teknologia otettaisiin laajasti käyttöön. Esimerkiksi kaupungin kokoinen energiavarasto ei itsessään vähennä päästöjä lainkaan, mutta mahdollistaa muiden teknologioiden tehokkaamman käytön. Niin ikään, jos teknologiasta saadaan lämpöä vain kesällä, sen päästövähennyspotentiaali on pieni. Kaupungin lämmittäminen päästöttömästi kesällä ei ole vaikeaa.

Päästövähennyspotentiaali: 4 = voisi yksinään ratkaista hiilineutraalin lämmityksen ongelman 3 = suuri 2 = kohtalainen 1 = pieni

  • Kustannuksilla tarkoitetaan investointi- ja käyttökustannuksia yhteensä. Arvion tekeminen on haastavaa, koska kustannukset nyt ja kymmenen vuoden päästä ovat erilaiset. Selvityksen tavoitteena on lisätä ymmärrystä hiilinegatiiviseen yhteiskuntaan siirtymisen esteistä tänään. Kustannustaso tänään on oleellisempi vertailutaso kuin spekulatiivinen kustannustaso tulevaisuudessa. Joitain spekulatiivisia teknologioita työssä on tarkasteltu, kun on tärkeää selventää, miksi ratkaisu ei voi perustua siihen nykyisen tiedon valossa.

Kustannus: 4 = mahdollistaa kaukolämmön hinnan laskemisen 3 = mahdollistaa kaukolämmön hinnan pitämisen ennallaan 2 = pakottaa nostamaan kaukolämmön hintaa 1 = merkittävästi kalliimpi kuin asiakkaiden vaihtoehtoiset lämmitysmuodot

  • Saatavuudella tarkoitetaan Tampereen Sähkölaitoksen kykyä vaikuttaa teknologian käyttöönottoon. Jos ratkaisua ei voi hankkia mistään, eikä Sähkölaitos voi omalla toiminnallaan merkittävästi teknologian käyttöönottoa edistää, se saa saatavuudesta arvosanan 1. Mikäli teknologia saa mistä tahansa kategoriasta arvosanan 1, sitä ei lähtökohtaisesti tarkastella tässä selvityksessä. Jatkamme erilaisten teknologioiden tarkkailua ja päivitämme arviotamme vaihtoehtojen kypsyydestä jatkuvasti.

Saatavuus: 4 = kypsä 3 = aikainen käyttöönotto 2 = demonstraatiolaitos rakennettu 1 = suuri prototyyppi rakennettu

teknologioiden kypsyystaulukko syyskuu 2021

teknologioiden kypsyystarkastelu

Kuvassa palloja on siirretty hieman, jotta ne eivät ole aivan päällekkäin silloin, kun osuvat samaan pisteeseen.

Tarkasteltavat teknologiat aakkosjärjestyksessä:

 

Aurinkolämpö

Teknisesti on mahdollista lisätä aurinkolämpöä järjestelmään jopa satoja megawatteja, mutta sen tuotto on tasattava riittävän isolla lämpövarastolla. Aurinkolämmön ongelma tulee tuotannon käänteisestä saatavuudesta tarpeeseen nähden. Kesällä lämmittäminen on muutenkin helppoa, kausivarastointi sen sijaan on kallista ja hukkaa merkittävän osan varastoidusta lämmöstä vuoden aikana.

Maa kaukolämpöverkon varrella on yleensä arvokasta, joten aurinkolämpökenttiä varten tarvittaisiin joko erikseen lisää verkkoa tai peltoasennuksia kalliimpia ratkaisuja. Kattoasennuksissa puolestaan aurinkolämpö kilpailee aurinkosähkön kanssa ja nykysuunta näyttää siltä, että kattopaikat vie ennemmin aurinkosähkö. Ison mittakaavan aurinkolämpö ei tuo järjestelmään mitään, mitä ei jollain toisella tuotantomuodolla hoidettaisi yhtä vähäpäästöisesti, mutta kustannustehokkaammin.

Aurinkolämpöä on lisätty Sähkölaitoksen eri tulevaisuusskenaarioihin noin 30 MW malliksi, koska pieninä määrinä tämä lienee edullista kesätuotantoa.

Biohiili

Biohiiltä tuotetaan kuumentamalla biomassaa, kuten haketta, matalissa happipitoisuuksissa. Tällöin biomassan haihtuvat aineet poistuvat ja jättävät jäljelle pääasiassa hiilipitoiset yhdisteet. Biohiilellä on pitkä käyttöhistoria maanparannusaineena ja sitä on tutkittu potentiaalisena keinona sitoa hiiltä maaperään jopa sadoiksi vuosiksi.

Joihinkin skenaarioihin on oletettu biohiilen valmistuksen merkittävää kasvua Tampereella. Tämä olisi hiilineutraalia lämpöä, jonka tuottamisen yhteydessä valmistetaan biohiilituote, joka on hyvin stabiili. Lähes pysyvä hiilen sitominen huomioidaan päästökaupan ulkopuolella toteutuvaksi hiilen sidonnaksi PURO Earth -markkinalla. Sidonta rinnastetaan hiilen poltossa vapautuvaan hiilidioksidimäärään. Biohiilellä puun hiilipitoisuudesta osa poistetaan luonnollisesta hiilikierrosta ja varastoidaan hiilenä.

Arvioidaan, että vaaditaan merkittävää poliittista ohjausta, jotta biohiilen kysyntä kasvaa ja hiilen sidonnasta saisi päästömarkkinahinnan. Toistaiseksi biohiilen kysyntää rajoittaa sen melko korkea hinta ja tarpeen kausiluonteisuus. Yksi vaihtoehto on pyrkiä tukemaan biohiilen tuotannon lisäämistä aluksi lämmöntuotannon ja hiilensidonnan näkökulmasta ja ottaa riskiä hiilen kysynnän nousun suhteen. Tämä olisi investointikustannuksiltaan luonnollisesti kallista. Tampereen Sähkölaitos tutkii aihetta aktiivisesti.

Biokaasu ja bioöljy

Periaatteessa biokaasu ja bioöljy edustavat verraten halpaa teknologiaa, mutta biopolttoaineiden kansallinen ja globaali saatavuus on huono verrattuna kysyntään. Siksi ne toimivat parhaimmillaankin vain osaratkaisuna.

Biokaasu ja bioöljy on tässä jätetty tarkastelujen ulkopuolelle, koska ne eivät ole polttoon perustumattomia tai hiilinegatiivisia teknologioita. Ne ovat kuitenkin uusiutuvaan energiaan perustuvia keinoja lämmitysjärjestelmän tehonhallinnassa.

Biopolttoaineiden saatavuuden parantuessa niitä voidaan ottaa tarvittaessa käyttöön suhteellisen pienillä investoinneilla ja nopealla aikataululla.

CCS (hiilidioksidin talteenotto)

Hiilidioksidin talteenoton eli CCS:n (Carbon Capture and Storage) hinnaksi on arvioitu 110 €/t. Bioenergian hiilidioksidin talteenottoa (BECCS, Bioenergy with Carbon Capture and Storage) tarvitaan joka tapauksessa IPCC:n mukaan, jotta katastrofaaliselta ilmastonmuutokselta voidaan välttyä.

Ruotsissa ja Norjassa on lähdetty edistämään vauhdilla CCS:ää ja pilotointikokeet ovat olleet kummassakin kohteessa onnistuneita. (LINKKI vertailukaupunkien CCS-suunnitelmiin).

Oletukset biovoimaan lisätyn hiilidioksidin talteenoton kilpailukyvystä suhteessa maalämpöön:

  • Talokohtaiset lämpöpumput eivät ole oleellisesti biomassalla tuotettua kaukolämpöä halvempia eli pientuottajan sähkön tehonhallinnan kulut ovat lähellä biomassapohjaisen lämmön muuttuvia kustannuksia.
  • Päästöoikeuden hinta on erittäin korkea, jolloin päästöjen kompensoinnista saadaan suuret tulot.
  • Valtiolta saadaan tukia investointeihin hiilinegatiiviseen tuotantoon, jolloin kalliin laitteiston asentaminen on mahdollista.

 

Geolämpö

Geolämmön toimintaperiaate on yksinkertainen: Porataan kallioon reikä, jonka läpi kierrätetään kylmää vettä. Vesi lämpenee ja kallio kylmenee. Pinnalla lämpö otetaan talteen ja vesi palautetaan uudelleen kiertoon.

Geolämmön kustannustehokkuus riippuu paljon siitä, kuinka tuliperäisellä alueella ollaan, tarkemmin sanottuna, kuinka nopeasti kallio lämpenee alaspäin poratessa. Suomi on yksi vähiten tuliperäisiä alueita maailmassa, joten kallio lämpenee hyvin hitaasti. Tämä tarkoittaa, että porattavan reiän täytyy olla hyvin syvä, ja että lämpö palaa jäähdytettyyn kallioon hyvin hitaasti. Islannissa riittää, kun porataan matala reikä ja reiästä saadaan tulikuumaa höyryä. Suomessa joudumme poraamaan syvälle kovaan peruskallioon, jotta saadaan edes haaleaa vettä.

Teoriassa maaperän lämmöllä voidaan lämmittää koko Suomi. Käytännössä tämä saattaa olla toteutettavissa huomattavasti kustannustehokkaammin ja yhtä vähäpäästöisesti jollain toisella tavalla.

Kaukolämmitykseen käytettävää geolämpöä on kahta peruslaatua, syvä ja keskisyvä geolämpö. Syvässä geolämmössä porataan reikä niin syvälle, että ylös saadaan noin 100-asteista vettä. Se kelpaa suoraan kaukolämmitykseen. Keskisyvässä geolämmössa säästetään porauskustannuksissa ja porataan vain niin syvälle kuin helposti päästään. Tällöin reiästä saadaan vain haaleaa vettä. Haalea vesi lämmitetään lämpöpumpulla kuumaksi ja kylmä vesi palautetaan kiertoon. Keskisyvässä siis säästetään porauskustannuksissa, mutta joudutaan maksamaan lämpöpumpusta ja pumpun käyttämästä sähköstä. Keskisyvä geolämpö on kuitenkin isommassa mittakaavassa talokohtaiseen maalämpöön nähden parempi vaihtoehto paremman sähkönkulutuksen tehonhallinnan vuoksi.

Merkittävimmät epävarmuudet liittyvät geolämmön porauskustannuksiin. Keskisyvän geolämmön tapauksessa kustannukset ja lämpötilatasot ovat varsin hyvin tiedossa, eivätkä ne näytä edullisilta suhteessa muihin vaihtoehtoihin.

Syvän geolämmön tapauksessa tuntemattomia muuttujia on enemmän. Jos yhdestä reiästä saadaan lämpötehona vain megawatin osia, lienee parempia vaihtoehtoja tarjolla. Jos yhdestä reiästä saadaan useampi megawatti tai syvälle poraaminen osoittautuu yllättävän halvaksi, voi geolämpö olla kilpailukykyinen vaihtoehto.

Mallinnuksiin on valittu geolämmön tehoksi 40 MW. Tämän verran pitäisi olla mahdollista rakentaa vuoteen 2040 mennessä. Tämäkin edellyttää kymmeniä reikiä, mikä olisi nykyisellä porauskapasiteetilla paljon. Jos geolämpö on kannattavaa Tampereella, on se sitä myös muualla ja porauskapasiteetista syntyy kilpailua. Toisaalta, vuosi 2040 on lähes 20 vuoden päässä ja siinä ajassa porauskapasiteettia voi kasvattaa rajustikin, jos tuotanto todetaan edulliseksi.

Nykytiedon valossa vaikuttaa kuitenkin jokseenkin epätodennäköiseltä, että syvä geolämpö Suomessa olisi halvempaa kuin muut lämmitysmuodot. Sähkölaitos näkee syvän geolämmön mahdollisuutena, jota tutkitaan aktiivisesti, mutta emme voi hyvällä omallatunnolla laittaa koko polttovapaan skenaarion tulevaisuutta sen varaan. Skenaarioissa on oletettu, että geolämpö osoittautuu edulliseksi lämmöntuotantomuodoksi. Jos tämä oletus ei pidä paikkaansa, kannattaa päästötön lämpö tuottaa jollain muulla tavalla.

LINKKI: Kaupunkilämpö.fi-sivusto

Hukkalämpö

Tampereella on pyritty aktiivisesti tunnistamaan erilaisia hukkalämmönlähteitä. Selvityksiä tehtäessä on kuitenkin usein osoittautunut, että asiakas voi hyödyntää löydetyt hukkalämmöt oman kulutuksensa pienentämiseen. Tämähän on hieno asia, mutta tarkoittaa, että Sähkölaitoksella on varsin rajalliset mahdollisuudet rakentaa polttovapaata skenaariotaan hukkalämmön varaan. Tunnistettuja lämmönlähteitä ovat esimerkiksi Takon tehdas (ei saatavilla, käyttävät oman lämmöntarpeensa pienentämiseen), datakeskus (osa ehkä saatavilla, mutta kesäpainotteisesti) ja biohiilen tuotanto (otetaan jo talteen).

Hukkalämmön talteenottoja suunniteltaessa on otettava huomioon se hukkalämmön hankkijan kannalta ikävä tosiasia, että jos varsinainen tuotantoprosessi loppuu tai muuttuu energiatehokkaammaksi, loppuu myös hukkalämmön saanti.

Pienen kokoluokan lämmönlähteitä olisivat esimerkiksi jäähallit ja kauppojen kylmäjärjestelmät. Kokoluokka näissä on kuitenkin sen verran pieni, että ne voidaan käyttää oman tarpeen pienentämiseen. Esimerkiksi UROS LIVE -areenalla otetaan talteen jäähdytyksen lämmöt, jotka parhaimmillaankin kattavat joitain kymmeniä prosentteja kyseisen areenan lämmöntarpeesta.

Sulkavuoren keskuspuhdistamon hukkalämpöjen hyödyntämistä on selvitetty perusteellisesti. Potentiaali olisi noin 18 MW. Tämä on mukana suunnitelmassa, vaikka on kallis nykyiseen Tampereen Sähkölaitoksen pitkän tähtäimen suunnitelmaan (PTS) verrattuna. Monissa muissa kaupungeissa jäteveden lämpö otetaan jo talteen. Muissa kaupungissa olosuhteet ovat kuitenkin suotuisammat. Tampereella jätevedenpuhdistamo sijaitsee kaukolämpöverkkoon nähden huonossa paikassa, pullonkaulojen väärällä puolella, kaukana priimaavista (priimaus = veden lämpötila nosto toisella laitoksella kaukolämpöverkon vaatimalle tasolle) laitoksista ja voimalaitosten sähköverkoista, mikä tuo sähkön siirtoon kustannusta. Jätevesilämpöpumppu on kuitenkin verraten kustannustehokas vaihtoehto, joka on 2040 mennessä toteutettavissa, mikäli toimintaympäristö muuttuu nykyisestä.

Tampereen Sähkölaitos on erittäin kiinnostunut kuulemaan kaikista uusista hukkalämmön hyödyntämisen mahdollisuuksista. Biohiilen valmistuksen hukkalämpöä ja mahdolliseen vedyn tuotantoon Tampereella liittyvät hukkalämmöt käsitellään omissa osioissaan.

Ilma-vesilämpöpumppu

Ilmaa voi käyttää lämmönlähteenä. Esimerkiksi Fortum suunnittelee 20 MW ilma-vesilämpöpumppua Keravalle. Tämä voisi olla ratkaisu lämmittämiseen keväällä, kesällä ja syksyllä, ei niinkään talvella. Lämpöpumpun hyötysuhde voisi olla kohtuullinen, kun lämpötila on nollan yläpuolella. Pakkasen kiristyessä hyötysuhde heikkenee kohti sähkökattilaa, ja lopulta pumppu ei enää kykene toimimaan.

Tällainen ratkaisu voi tulla Tampereella kyseeseen, jos muita lämpöpumppuratkaisuita, erityisesti talokohtaisia hybrideitä, joissa hyötysuhde olisi parempi, ei saada toimimaan.

Lisäksi vaatimuksena lienee, että CCS-ratkaisut eivät menesty. Koska jos ne menestyvät, lämpimään vuodenaikaan lämmittäminen on Tampereella jo ratkaistu. Ilma-vesilämpöpumpun käytettävyys on huono lämmityskaudella, eli juuri silloin kun päästötöntä lämpöä eniten tarvittaisiin. Siksi sen potentiaali on arvioitu pieneksi ja se on rajattu skenaarioiden ulkopuolelle.

Järvilämpö

Näsijärveä lämmönlähteenä hyödyntävää lämpöpumppua on Tampereella esitetty esimerkiksi Hiedanrannan lämmityksen vaihtoehdoksi.

Energiayhtiö Helen on tutkinut meriveden soveltuvuutta lämpöpumppujen lämmönlähteeksi. Merivesi on syvempää, yleensä talvella lämpimämpää ja sitä on suurempi tilavuus käytettävissä kuin esimerkiksi Näsijärvessä. Heleniltä löytyy todennäköisyysjakauma, jossa pohjan syvyys on yli 35 m. Lisäksi sanotaan, että käytännössä tarvitaan 3-asteista vettä. Todennäköisyys talvella niin lämpimän veden esiintymiselle on Helsingin edustalla alle 10–25 %.

Olettaen, että Näsijärven pohja on vähintään yhtä kylmä kuin merenpohja Helsingin edustalla, saadaan tulokseksi, että järvivesi ei sovellu talvella lämpöä tuottavan lämpöpumpun lämmönlähteeksi. 35 m on siis syvyys, joka ei riitä. Syvempiä kohtia kyllä löytyy, mutta niissä ei ole riittävän paljon riittävän lämmintä vettä.

Kuutiossa on 1000 kg vettä, ominaislämpökapasiteetti on 4,2 kJ/kg°C. Oletetaan, että vesi jäähtyy lämmönvaihtimessa 2 °C (optimistinen oletus), joten kuutiossa vettä on energiaa 8,4 MJ. Tämän lämmönvaihtimen pitää olla joko valtava tai pakkasen puolella, mutta jäätymistä ei saa kuitenkaan tapahtua. Jos oletetaan, että rakennetaan 100 MW pumppu, tarvitaan vettä noin 12 m3/s. Talven aikana (4 kk) kuluu 120 päivän aikana noin 120 miljoonaa kuutiota. Jos syvänteeseen ei virtaa jostain lisää lämmintä vettä, tarvittaisiin 10 metriä paksu (koska ylempänä on liian kylmää vettä) vesipatja, jonka pinta-ala olisi 12 neliökilometriä, eli 3,5 km * 3,5 km.

Ilman jatkuvaa lämpimän veden virtausta talvella tarvitaan siis 12 neliökilometrin alue, joka on 10 metriä paksu ja täynnä vähintään 3-asteista vettä, jotta voidaan tuottaa 4 kk lämpöä 100 MW teholla. Tällä perusteella voitaneen sanoa, että 100 MW lämpöpumppua ei voi Näsijärveen asentaa. Näsijärven syvänteiden pinta-ala on noin 0,3 km2, joten jatkuvaa tehoa talvella voisi saada noin 2,5 MW. Tähänkin sisältyy merkittäviä epävarmuuksia.

Hiedanrannan selvityksissä Granlund on esittänyt järvilämpöä edulliseksi vaihtoehdoksi. Alueella, jonne heidän piirtämänsä putki ulottuu, vesi on syvimmillään 32 metriä, matalimmillaan vain 3,5 metriä. Selvityksessä todetaan ”Pahimmassa tapauksessa vesi voi olla viikkoja liian matalassa lämpötilassa, jolloin muun lämmöntuotannon tarve kasvaa merkittävästi.” Vaikuttaa siltä, että tässä on yliarvoitu veden lämpötila talvella. Selvitystemme mukaan totuudenmukaisempi arvio olisi: ”Todennäköisessä tapauksessa vesi voi olla kuukausia liian matalassa lämpötilassa, jolloin muu lämmöntuotannon tarve kasvaa merkittävästi.”

Järvilämmön käytettävyys on siis huono lämmityskaudella, eli juuri silloin kun päästötöntä lämpöä eniten tarvittaisiin. Siksi sen potentiaali on arvioitu pieneksi ja se on rajattu skenaarioiden ulkopuolelle.

Kevythybridit

Kevythybridillä tarkoitamme tapausta, jossa Tampereen Sähkölaitos investoi rakennuskohtaisiin lämpöpumppuihin ja myy lämmön asiakkaille.

Kevythybridi, jossa yhdistetään kiinteistökohtaisen lämpöpumpun ostoenergian säästöä ja kaukolämpöjärjestelmän tehonhallintakyvykkyyttä on monella tapaa käytännöllinen vaihtoehto, mutta se on myös teknologia, jonka toteuttaminen ei onnistu pelkästään Sähkölaitoksen investointipäätöksellä. Toteutus vaatii erillistä sopimusta jokaisen taloyhtiöiden ja yrityksen kanssa. Sähkölaitos voi vaikuttaa sopimusten syntyyn houkuttelevan tuotteistuksen ja aktiivisen myyntityön kautta.

Kevythybridimallissa Sähkölaitos omistaa talokohtaiset lämpöpumput, myy niiden tuottaman lämmön ja ohjaa pumppujen tuotantoa sähkön hinnan mukaan, jolloin voidaan välttää sähköjärjestelmän kuormittamista huippukulutuksen aikana. Säästö syntyy Sähkölaitoksen toteuttaman tuotannonohjauksen ansiosta. Jos talokohtainen pumppuratkaisu toteutetaan ilman kaukolämpöä, pakkassään huipputehon tarve katetaan lämpövastuksilla, eli suoralla sähkölämmityksellä, jonka käytölle ei ole vaihtoehtoa. Huippupakkasilla rakennuksen sähkönkulutus nousee jyrkästi, mikä rasittaa sähköjärjestelmää ja tuo hintariskiä asiakkaalle. Kaukolämpö tuo asiakkaalle turvaa ja poistaa sähkön hintariskiä.

Suomessa lämmitystarpeen piikki määrää koko sähköjärjestelmän maksimikuormituksen ja huipputuotanto tehdään todennäköisemmin fossiilisilla polttoaineilla huonolla hyötysuhteella. Kaukolämpöhybridillä tehon hallinta olisi mahdollista kaukolämpöverkon kautta ympäristöystävällisemmin ja vähemmän sähköjärjestelmää rasittaen.

Pumppu voi olla maalämpö-, poistoilmalämpöpumppu (PILP), ilma-vesi- tai jokin muu lämpöpumppu, joka tuottaa vain osan rakennuksen lämmitystarpeesta. Muu lämmitystarve toimitetaan kaukolämpöverkosta.

Täysin polttovapaissa skenaarioissa kevythybridien määrä on arvioitu erittäin suureksi, mutta toisin kuin muissa laitosinvestoinneissa Sähkölaitoksella ei todellisuudessa ole valtaa yksipuolisesti päättää hybridi-infrastruktuurin rakentamisesta. Tuotteeseen liittyviä kysymyksiä:

  • Laitteet asennetaan asiakkaan tiloihin, miten kustannukset jaetaan?
  • Hybridin sähkön hintaan lisätään arvonlisävero, sähköverkon maksut ja sähkövero, mikä nostaa asiakkaan lämmön hintaa. Miten nämä kustannukset minimoidaan?
  • Miten erilaisten lämpöpumppujen säätö ja tehonhallinta rakennetaan teknisesti?
  • Rakennetaanko hybridit yksi- vai kaksisuuntaisiksi? Molemmissa on etunsa.
  • Millaisia hybrideitä rakennuksiin voidaan rakentaa? Voidaanko ratkaisu monistaa ja tuotteistaa vai tarvitaanko aina merkittävästi räätälöintiä?

Kaukolämpöverkon lämpötilan laskeminen helpottaisi kaksisuuntaisten hybridiratkaisujen rakentamista. Lämpöpumput toimivat paremmalla hyötysuhteella, jos lämpötila on alhainen. Nykyisiä kaukolämpöputkia pitkin ei kuitenkaan saada riittävästi energiaa siirtymään alemmalla lämpötilalla. Lämpötilan lasku voi olla mahdollista, jos hajautettuja hybridejä on tasaisesti ympäri verkkoa jo niin paljon, että siirrettävä energiamäärä pienenee. Tällöin haasteena vielä on, että kaikki asiakaslaitteet on mitoitettu toimimaan nykyisillä lämpötiloilla. Jotta menolämpötilan lasku on mahdollista, suurin osa kaukolämmön alajakokeskuksista tulee uusia vastaamaan mitoitusarvoja. Asiakkaita tulisi motivoida palauttamaan mahdollisimman kylmää vettä kaukolämpöverkkoon siirtokyvyn lisäämiseksi. Toisaalta, jos hybridit suunnitellaan osaksi kokonaisjärjestelmää, verkko voi toimia myös korkeammalla lämpötilalla ilman haittaa.

Lämpöpumppujen kilpailukykyä kaukolämpöverkossa parantavat

  • Sähköenergian hankinta ja tehon hallinta on edullisempaa keskitetysti. Talokohtaisiin lämpöpumppujärjestelmiin sähkön hintapiikit nostavat sähkön hankintakustannusta sähkön myyjien riskien hinnoittelun kautta, mutta Tampereen Sähkölaitos voi hyödyntää markkinasähköä ja monipuolista tuotantorakennettaan sähkön käytön kustannusten optimoimiseksi eri tilanteissa. Mikäli sähkötehon hallinnan todelliset kulut jakautuvat aiheuttamisperiaatteella kylmillä jaksoilla, tehonhallinnan hinta nousee toimijoilla, joilla säätökykyä ei ole.
  • Sähkön siirto on isossa mittakaavassa edullisempaa kuin talokohtaisesti.
  • Lämmönlähde on edullisempi ja paremmin saatavissa kaukolämmössä kuin talokohtaisessa ratkaisussa, esimerkiksi geolämpökaivo verrattuna maalämpökaivoon. Tampereen Sähkölaitos voi sijoittaa geolämpökaivon vapaammin kuin vain omalla tontilla toimiva taloyhtiö.
  • Kaukolämpöverkon lämpötilan lasku nostaa kaukolämpöverkossa olevan lämpöpumpun hyötysuhdetta lähemmäs talokohtaista järjestelmää.

 

Lämpövarastot

Lämpövarasto mahdollistaa muiden ratkaisujen liittämisen lämmitysjärjestelmään. Se ei itsessään tuota mitään, mutta sen avulla voidaan esimerkiksi sähkö varastoida lämmöksi.

Lämpövarastoja on kokoluokasta riippuen kolmeen eri käyttötarkoitukseen: päivänsisäiseen, viikkotason ja kausivarastointiin. Lisäksi kysyntäjousto toimii käytännössä kuten lämpövarasto.

Päivänsisäiseen varastointiin hyvä ratkaisu on perinteinen, eristetty terässäiliö. Lämpöhäviöt ovat mitättömät, se säätyy hyvin ja pienehköstäkin varastosta saadaan paljon hyötyä. Erityisesti hyötyä saadaan keväällä ja syksyllä, kun yön ja päivän välinen lämpötilaero on suuri. Näiden varastojen koko on Tampereen tapauksessa välillä noin 100–2 000 MWh. Näiden kustannustehokkuus on suuri, mutta maksimipotentiaali pieni. Todennäköisesti tällainen rakennetaan Tampereelle lähitulevaisuudessa. Rakennusta ei voi jättää moneksi päiväksi kylmäksi, vaan rakennuksen lämpötila pitää palauttaa normaaliksi suhteellisen nopeasti.

Jos järjestelmässä on jo kaukolämpöakku, saadaan kysyntäjoustosta vain pientä hyötyä päivän sisäisessä säädössä. Kysyntäjouston potentiaali päästövähenemiin on siis hyvin pieni. Tämä voi olla yllättävää, jos on perehtynyt aiheeseen julkisen keskustelun kautta. Valtaosan vuodesta voidaan jo nyt lämmittää tänään enemmän ja huomenna vähemmän, ilman että sillä on vaikutusta päästöihin, koska lämpö otetaan kuitenkin samasta lähteestä.

Älykkäiden lämmitysratkaisuiden suurin päästövähennyspotentiaali onkin siinä, että ne antavat työkalun laskea sisälämpötilaa hallitusti, mikä vaikuttaa suoraan rakennuksen energiatehokkuuteen.

Viikkotason varastointiin tarvitaan huomattavasti kookkaampi varasto; Tampereella 10 000 MWh eli 10 GWh tai enemmän. Tällaisia on rakennettu tai rakenteilla esimerkiksi Ouluun (10 GWh), Helsinkiin (Mustikkamaa 11,6 GWh) ja Vaasaan (7–9 GWh). Kymmenen gigawattitunnin lämpövarastosta voidaan ottaa lämpöä esimerkiksi viikon verran noin 60 MW teholla. 60 MW vastaa talvella lämpiminäkin hetkinä korkeintaan 20 % Tampereen kaukolämmön tarpeesta, joten mistään koko kauden varastosta ei voida puhua. Tämän mittakaavan ratkaisuissa lämpöhäviöt muodostavat merkittävän kustannuksen.

Varasto on houkutteleva vaihtoehto, kun tehdään sähköstä lämpöä. Sähkön hinta vaihtelee hyvinkin paljon, joten tuotannon siirtäminen viikon sisällä voi olla kannattavaa. Sähkömarkkinoilla hinta on myös hyvä indikaatio ympäristöystävällisyydestä. Yleistäen voidaan sanoa, että kun sähkön markkinahinta sähköpörssissä on alhainen, se on myös päästötöntä.

Viikkotason varastointia on kaikissa Tampereen Sähkölaitoksen tulevaisuusskenaarioissa, mutta vaihtelevia määriä. Sähkölaitoksen öljyvarastoon on teknisesti mahdollista rakentaa arviolta 11 GWh lämpövarasto. Jos halutaan Tampereelle kausivarastoa, sen kokoluokka olisi vähintään 100 GWh. Vantaalle suunnitellaan 90 GWh:n lämpövarastoa sen kustannusarvio on 75 MEUR. Tämä olisi noin puolet halvempi kuin Helenin Mustikkamaan lämpövarasto megawattituntia kohti, eli varsin tavoitteellinen. Tampereella 100 GWh riittäisi kattamaan vajaat 5 % koko vuoden lämmön tarpeesta.

Kausivarastot ovat teknisesti toteutettavissa. Kustannustehokkaampi ja häviöiden vuoksi ympäristöystävällisempi tapa on kuitenkin tuottaa päästötöntä lämpöä kysynnän mukaisesti. Kustannustason kehitystä ja projekteja seurataan tarkasti, mutta potentiaali ja kustannustehokkuus ison mittakaavan lämpövarastoille on vielä arvioitu alhaiseksi.

Pienydinreaktori

Ydinvoima on polttovapaata ja hiilineutraalia lämpöä. Sitä on myös rakennettavissa tiiviiseen tilaan ihan niin paljon kuin sitä tarvitaan. Sen päästövähennyspotentiaali on siis suuri. Ydinkaukolämmön kustannuksista on esitetty monia erilaisia arvioita, mutta suurimmatkin arviot ovat varsin kohtuullisia verrattuna muihin saman potentiaalin vaihtoehtoihin. Kustannustasokin siis lienee hyvä.

Pienydinreaktorin saatavuus on kuitenkin monella tapaa huono. Ensinnäkään sellaista ei tällä hetkellä voi hankkia mistään.

Maailmalla kehitellään monenlaisia prototyyppejä, mutta näitä saattaisi olla kaupallisesti saatavilla todennäköisesti aikaisintaan 2030-luvulla. Tällaisen reaktorin turvallisuus pitäisi pystyä osoittamaan Suomen viranomaisille riittävän vedenpitävästi ennen kuin sellaisen hankintaa voi edes suunnitella.

Tämän jälkeen tarvittaisiin reaktorille poliittinen hyväksyntä. Tämän kaiken toteutuminen 2040 mennessä edellyttäisi paljon Tampereen Sähkölaitoksesta riippumattomia muutoksia toimintaympäristössä, joten emme voi hyvällä omallatunnolla ottaa tätä skenaarioidemme perustaksi.

Sähkökattila

Lämpöpumppuja ei voi lisätä kaukolämpöjärjestelmään rajattomasti. Lämpöpumppu ottaa lämpöä ympäristöstään, ja Tampereen lämmittämisen mittakaavassa tällaisia lämmönlähteitä ei yksinkertaisesti ole talvella tarjolla. Jos lämpöä halutaan tehdä sähköstä, saadaan sähkökattilasta paljon tehoa suhteellisen edullisesti. Sähkökattila on käytännössä jättimäinen vedenkeitin.

Sähkökattilan kanssa ratkaistavaksi ongelmaksi muodostuu sähköverkon riittävyys. Polttovapaassa järjestelmässä sähkökattiloita tarvitaan suurin piirtein yhtä paljon kuin huippukulutusta ja häiriötilanteita varten rakennettu kaasu- ja öljykattilakapasiteetti on tällä hetkellä, jotta riittävä teho voidaan varmistaa.

Täysin polttovapaassa skenaariossa sähkökattilateho on 350 MW. Tällöin varateho rikkoutumisten varalle otetaan edelleen fossiilisista polttoaineista. 350 MW on yhtä paljon kuin koko Tampereen nykyinen sähkönkulutus talvipakkasilla. Tällä ratkaisulla Tampereen kaupungin sähkötehon tarve siis kaksinkertaistuisi.

Teknisesti vaaditaan uusia erillisiä kantaverkkoyhteyksiä sähkökattiloille. Kantaverkon investoinnit olisivat luokkaa 100–200 miljoonaa euroa. Tämä on merkittävä, mutta ei ylitsepääsemätön kustannus. Uudet kantaverkkoyhteydet voivat palvella Suomen sähköistymistä yleisemminkin. Kantaverkkoyhtiö Fingrid kerää kustannuksen käyttäjiltä kulutusmaksuina, jotka siirtyvät loppuasiakkaiden sähkönsiirtohintoihin.

Sähkökattilan hyötysuhde on lämpöpumppuun verrattuna huono ja ilman varastointia tarve osuu hetkittäin yhteen alhaisen tuuli- ja aurinkovoiman tuotannon kanssa. Tämä kasvattaa kustannuksia, päästöjä ja vaikeuttaa sähköverkon tehonhallintaa. Tarvitaan siis suuri lämpövarasto, jotta sähkökattilatehoa voidaan optimoida viikon sisällä. Kaupungin lämmitys ei ole aidosti ilmastoneutraali pelkän sähkölämmityksen varassa johtuen sähkön huipputuotannon päästöistä. Sähkökattilan potentiaali on tästä syytä vain kohtalainen.

Kustannustekijänä ovat vanhat pelletti-, kaasu- ja öljykattilat, sillä ne toimivat varalaitoksina epäkäytettävyyden ja sähköjärjestelmän häiriöiden ja kulutushuippujen varalta. Tällöin tarvittava lisäsähkö joudutaan tuottamaan fossiilisilla polttoaineilla.

Vetylämpö

Vety tulee olemaan voimakkaasti kasvavassa roolissa, kun keskustellaan ratkaisuista ilmastonmuutokseen, koska teollisuuden hiilineutraaliksi rakentaminen edellyttää suuria määriä vetyä. Mittakaavan täytyykin olla valtava, verrannollinen nykyiseen globaaliin fossiiliteollisuuteen. Vetylämpöä voi ajatella olevan kahta laatua: vedyn valmistuksessa syntyvää hukkalämpöä ja vedyn polttamista lämmöksi. Vety palaa hapen kanssa puhtaaksi vedeksi, joten se on täysin hiilineutraalia - olettaen, että vedyn tuotanto on ollut hiilineutraalia.

Esimerkki mittakaavasta vedyn valmistuksessa on kuvitteellinen ”gigatehdas”, joka valmistaa alkuvaiheessa 60 ydinreaktoria (600 MW lämpöteho, noin 25 % Olkiluoto 1 reaktorista), jotka valmistaisivat vetyä. Tällainen megakompleksi voisi valmistaa vuodessa noin 128 TWh vetyä. Tämä vastaisi noin 2,8 % Euroopan vuotuisesta maakaasun kulutuksesta (4510 TWh alemmassa lämpöarvossa vuonna 2018). Koko Euroopan maakaasun käytön korvaamiseksi tarvittaisiin siis 2143 ydinreaktoria. Jos haluttaisiin tämän lisäksi korvata myös kivihiilen ja öljyn käyttö, tarvittaisiin 7471 ydinreaktoria Eurooppaan.

Tietenkään fossiilisia ei korvata suoraan yksi yhteen vedyllä, paljon järkevämpää on korvata mahdollisimman suuri osa tarpeesta sähköllä ja energiatehokkuuden kasvattamisella. Olisi epärationaalista valmistaa ensin vetyä häviöineen ja sen jälkeen polttaa se takaisin sähköksi häviöineen.

Ajatusleikin tarkoitus on taustoittaa, miksi emme näe vetylämpöä ratkaisuna Tampereella vuonna 2040. Vetyä ei todennäköisesti tuoteta paikallisesti tuulivoiman mukana, vaan keskitetysti ja teollisesti.

Erittäin kallis vedyntuotantolaitteisto ei voi toimia vain 40 % vuodesta, silloin kun tuulee. Vedystä tullee globaali hyödyke, ja tuotanto sijoittuu sinne, missä se on halvinta. On mahdollista, että vedyn valmistuksesta Tampereella tulee kannattavaa. Näin voisi tapahtua esimerkiksi voimakkaan poliittisen ohjauksen seurauksena. Tällöin Tampereen Sähkölaitos hyödyntäisi saatavat hukkalämmöt täysin varmasti. Tätä ei kuitenkaan pidetty riittävän todennäköisenä, että sitä olisi skenaarioihin mallinnettu.

Vety on liian kallista tuottaa, että sitä olisi järkevää polttaa lämmöksi. Pelletti-, bioöljy-, biokaasu-, sähkökattilat ja poikkeustapauksissa todennäköisesti fossiilista maakaasua polttavat kattilat ovat ilmastonmuutoksen kannalta parempi vaihtoehto, koska vedyn avulla on mahdollista toteuttaa oleellisesti resurssitehokkaampia ja teknisesti haastavampia päästövähenemiä muissa teollisissa prosesseissa, kuten teräs- ja kemianteollisuudessa tai liikenteessä sähköautojen rinnalla. Energiateollisuudessa on muita resurssitehokkaampia, hiilineutraaleja vaihtoehtoja tarjolla.

Synteettinen metaani on myös yksi esitetyistä ratkaisuvaihtoehdoista. Sen valmistukseen tarvitaan kuitenkin puhdasta vetyä, joten sen hyödyntämiseen pätevät kaikki vedyn tuotantoon liittyvät kustannushaasteet.

 

TAKAISIN Kaukolämmön tulevaisuus -sivulle