Tuulivoimahanke voidaan myydä eri vaiheissa hankekehitystä, joskus useaankin kertaan. Hankkeen hintaan vaikuttavat paitsi hankkeeseen sitoutuneet kulut ja hankekehittäjän tuotto-odotukset, myös epävarmuus: mitä enemmän epävarmuutta hankkeessa tehtyihin selvityksiin liittyy tai mitä enemmän puutteita hankekehityksen ja selvitysten toteuttamisen raportoinnissa on, sitä alhaisempi on hankkeesta saatava hinta. Epävarmuudelle voidaan laskea hinta – ja hintalappu on pahimmillaan suuri, miljoonia euroja. Toisaalta epävarmuutta aiheuttavat tekijät voidaan tunnistaa, ja niihin voidaan puuttua sitä tehokkaammin, mitä aiemmassa vaiheessa hankekehitys on menossa. Energian tuotantoennusteen kannalta eniten epävarmuutta aiheuttavat tuulimittauksiin liittyvät asiat.
Kjeller Vindteknikkin työtehtäviin kuuluu muun muassa pankitettavien eli rahoituslaitosten hyväksymien energia-analyysien tekeminen investoinnin kohteena oleviin tuulipuistoihin liittyen. Rahoittajan näkökulmasta itsestään selvää on, että hankkeeseen ja selvityksiin liittyvä epävarmuus alentaa hankkeen arvoa, mutta kuinka paljon ja miten asia pitäisi laskea? Paljonko siis esimerkiksi tuulimittausten laatu, kesto ja toteutustapa vaikuttavat siihen, mihin hintaan hanke saa rahoitusta tai minkä arvoisena rahoittajat sen näkevät? Vuosien saatossa aiheesta on tehty erilaisia oletuksia, mutta niiden todenmukaisuus on ollut helppoa kyseenalaistaa.
Kjeller Vindteknikk tarttui kiinni haasteeseen toisella tapaa: Yritys lähestyi kolmea suurta keskieurooppalaista rahoittajatahoa ja pyysi näitä yhteistyöhön epävarmuuden hinnan selvittämiseksi todellisten investointien perusteella viimevuosien ajalta. Kaikki kiinnostuivat aiheesta, mutta sen työläyden vuoksi ainakin toistaiseksi vain yksi taho tarttui haasteeseen ja laskimeen. Pohjoismaissakin aktiivisesti toimiva rahoittaja lähestyi kysymystä tilastollisen tarkastelun avulla. He ottivat pöydälle kaikki edellisten vuosien tuulipuistotransaktiot päämittareineen. Isosta massasta dataa eriteltiin, mitä energiaennusteen epävarmuuden kasvaminen yhdellä prosentilla tarkoittaa euroissa hankkeen myyntihinnalle. ”Luulimme, että epävarmuus vaikuttaa rahoitukseen siten, että lainaehdot ovat huonommat ja korkokuluja joutuu maksamaan enemmän, mutta asia ei olekaan ainoastaan niin. Epävarmuus vaikuttaa suoraan hankkeen myyntihintaan. Lisäksi oli yllättävää, miten raju vaikutus on. Ja nyt puhumme isoista euromääristä”, sanoo Kjeller Vindteknikk Oy:stä hankkeessa mukana ollut toimitusjohtaja Ville Lehtomäki.
Termit ja tulokset, olkaa hyvät!
Otetaanpa askel taaksepäin ja asiaan liittyvä termistö haltuun. AEP tulee sanoista Annual Energy Production ja tarkoittaa siis tuulivoimalan vuotuista sähköntuotantoa, suunnitteluvaiheessa vielä laskennallisena oletuksena. AEP:n osalta voidaan puhua brutto- tai nettoarvoista, joista jälkimmäinen huomio erilaiset häviöt. Häviöitä syntyy muun muassa voimaloiden heikentäessä toistensa tuulisuutta, sähkönsiirrossa ja jäätämisen vuoksi.
AEP:n lisäksi energiatuottoa arvioitaessa vilahtavat P50- ja P90 -kaltaiset termit. P50 kuvaa tuulipuiston todennäköisintä keskimääräistä vuosituotantoa esimerkiksi 20 vuoden ajanjaksolla. Jos siis pitäisi lyödä vetoa puiston vuosituotannosta jonakin tiettynä vuonna tuon 20 vuoden ajanjaksolla, tämä olisi todennäköisimmin voittava vastaus. P90 sen sijaan kuvaa vuosituotantoa, joka saavutetaan 90 prosentin todennäköisyydellä. Katsotaanpa:
Tyypillinen energiantuotannon epävarmuus on 11 – 14 prosenttia. Oletetaan esimerkkiin 12 prosentin epävarmuus ja P50-tuotannoksi, eli tuulipuiston todennäköisimmäksivuosituotannoksi, 500 GWh. Jos epävarmuus olisi 0 prosenttia, niin P50 ja P90 olisivat samat luvut.
Entäpä sitten P90, kun epävarmuus on 12 prosenttia? 90 prosentin todennäköisyydellä tietty vuosituotanto saavutetaan eli jos P50 on 500 GWh, on P90 423 GWh 20 vuoden ajanjaksolla. Investoinnit ja kassavirrat lasketaan tyypillisesti P90 luvun mukaan.
”Tyypillisin arvo eli mediaaniluku investointihinnan alenemiselle oli 0,4 prosenttia. Tämä tarkoittaa sitä, että kun epävarmuus nousee yhden prosenttiyksikön, investointihinta laskee 0,4 prosenttia. Tyypillinen epävarmuus on noin 12 prosenttia. Sen muuttuminen 13 prosenttiin laskee investointiarvoa 0,4 prosenttia eli esimerkiksi 100 MW:n puistossa 480 000 euroa. Olemme käyttäneet oletushintana 1,2 miljoonaa euroa asennettua megawattia kohden”, Lehtomäki selittää.
”Tämä on aika ainutlaatuinen analyysi suoraan rahoittajalta, ja tilastollisesti katsoen melko luotettava. Toki saman analyysin toistaminen toisen rahoittajan datalla toisi lisävakuutta. Koko homman tarkoitus oli aktiivisesti etsiä epävarmuuksia ja vähentää niitä. Tämä mahdollistaa sellaisen pohdinnan, että jos jostakin ratkaisusta koituva epävarmuus on 0,5 prosenttia ja se maksaa hankkeen koko huomioiden X euroa, niin olisiko epävarmuuden poistaminen hintaan Y euroa kannattavaa. Tämä 0,4 prosenttia on ihan avoimesti käytettävissä oleva luku, jota kaikki voivat käyttää ja tehdä laskuharjoituksia!”
500 GWh tuotannon todennäköisyys 12 % epävarmuudella ja vastaava P90 tuotantoluku.
Mistä on epävarmuus tehty?
Tuotantoennusteen epävarmuuksia syntyy monista erilaisista tekijöistä hankekehityksen eri vaiheissa mutta kaksi aihealuetta korostuu: 1) tuulimittaukset ja 2) niistä saadun datan vertaaminen pitkän aikavälin säädataan. Muita epävarmuuksia aiheuttaa esimerkiksi tuulimittauksen pistemäisyys suhteessa hankealueen laajuuteen. Tästä aiheutuu horisontaalisessa perspektiivissä epävarmuutta koko puiston tuulisuudesta, kun taas mittamaston korkeus – tai mittamaston puuttuminen tykkänään – luovat vertikaalisessa ulottuvuudessa vuosituotantolaskelmiin omat epävarmuutensa.
Listaa voisi jatkaa, mutta merkittävin epävarmuuden lähde on selvä: ”Tuulimittaukset. Niistä syntyy neljännes kaikesta hankkeen vuosituotantoarvion epävarmuudesta. Toiseksi suurin epävarmuus tulee mitatun tuulisuusdatan pitkän aikavälin korjauksista, siitäkin lähes neljännes. Epävarmuutta kannattaa vähentää aina kun suinkin mahdollista, mutta tuulimittauksiin ja niiden analysointiin keskittymällä saa eniten tuloksia aikaan, koska ne dominoivat epävarmuuksia”, Lehtomäki kertoo.
Tuulimittauksiin liittyvien epävarmuuksien karsiminen on käytännössä oikeanlaisten mittausvälineiden valintaa, sopiviin täydentäviin ratkaisuihin panostamista ja mittalaitteiden oikeanlaisesta käytöstä ja huollosta varmistumista. Kaikki edellä mainittu tulee myös raportoida laadukkaasti. Tuulisuusdatan pitkänaikavälin korrelaatioissa kyse on paljolti käytettävästä säämallista, muista työkaluista ja ammattitaidosta. Säämallien tarkkuuksissa voi olla huomattavia eroja.
”Tuulennopeus on kolmannessa potenssissa tuotantoa laskettaessa. Kaava on eksponentiaalinen ja muutamankin prosentin heitto tuulennopeudessa muuttaa lopputulosta merkittävästi. Mittamaston korkeus, mittalaitteistojen jäätyminen, puiston sisäiset tuulisuuden vaihtelut ja monet muut asiat vaikuttavat merkittävästi siihen, miltä tulokset lopulta näyttävät. Mittausten laatuun kannattaa panostaa koska niillä on suora vaikutus projektin myyntihintaan”, Lehtomäki painottaa.
Mastomittaukset antavat oikein toteutettuna aina lähtökohtaisesti luotettavammat tulokset kuin maan pinnalta käsin ääni- tai valoaaltojen (Sodar- ja Lidar-laitteet) käyttämiseen perustuvat mittausmenetelmät, joskin menetelmät täydentävät toisiaan erinomaisesti. Tuulivoimalat tulevat korkeammiksi ja sen myötä kasvavat myös voimaloiden välimatkat toisiinsa nähden. ”Voimaloiden korkeuden kasvu vaikuttaa tuulimittauksiin. Pitää huomioida, että mittauskohdan etäisyys alueelle kaavailtuihin kauimpiin voimaloihin ei kasva liian suureksi ja toisaalta varmistua, että korkeussuunnassa ei tule liikaa heittoa. Tuulisuus muuttuu sekä vertikaalisesti että horisontaalisesti yllättävän nopeasti.”
Tuulimittausmastot ovat kasvaneet 150 metrin luokkaan, mutta nyt odotettavissa on hyppäys: ”150 metrin jälkeen tarvitaan samanlaiset lentoestevalot kuin itse tuulivoimaloihin. Ne ovat paljon kalliimpia kuin 150 metriin asti riittävät valot. Siksi 160-metrin mittamasto on kohtuuttoman kallis, joten luultavasti siirrytään suoraan noin 180-metrisiin tuulenmittausmastoihin. Sitä korkeusluokkaa alkavat olla yhä useammat suunnittelupöydällä olevat tuulivoimalatkin. 30 metriä on jo niin suuri muutos, että se lisää epävarmuutta, ja voikin olla kannattavaa vähentää epävarmuutta panostamalla korkeampaan mittamastoon. Edellä mainitulla kaavalla tämän business case lasku onnistuu.”, Lehtomäki sanoo.
Pohjoismaissa on eroja tavassa suhtautua tuulimittauksien tekoon. ”Ruotsissa ja Norjassa kynnys mastomittauksiin on ollut pienempi kuin Suomessa ja siellä pohditaan useammin, montako mastoa alueelle laitetaan. Olen kuitenkin ilolla huomannut, että meillä Suomessa panostetaan tuulimittauksiin jatkuvasti enemmän.”
Epävarmuustietoisuutta levittämässä
Sitä mistä ei tiedä, ei voi huomioida toimissaan. Epävarmuuksiin liittyvät asiat pitäisi huomioida mieluiten hankekehityksen alkumetreiltä asti. Onko aihe jo riittävän tuttu hankekehittäjien keskuudessa?
”Kyllä epävarmuuden negatiivisista vaikutuksista ollaan oltu tietoisia, mutta tarkka hintalappu on puuttunut. Hankekehittäjien olisi hyödyllistä osata kysyä, miten missäkin vaiheessa projektia voi vähentää epävarmuuksia. Kaikkea ei tarvitse tietää itse, mutta jos ei tule ajatelleeksi epävarmuuden merkitystä ollenkaan, ei sitä voi vähentääkään.”
Tuulivoimamarkkinat ja toimintatavat ovat erilaisia eri maissa. Esimerkiksi Norjassa monilla toimijoilla on taustaa fossiilisen energian kentällä, ja siksi taloudellinen mahdollisuus kehittää hanke alusta alkaen valmiiksi puistoksi asti, jolloin hankkeen myyntiarvo ei tule tarkastelun kohteeksi hankekehityksen aikana.
”Suomessa on enemmän diversiteettiä hankekehittäjien toimintamalleissa, ja hankkeita myydään useammissa eri vaiheissa esimerkiksi Norjan markkinaan verrattuna. Suomessa on enemmän toimijoita, joille hankkeiden kehittäminen ja myyminen ennen rakennusvaihetta on liiketoiminnan ytimessä. Mitä lähempänä investointipäätösvaihetta ollaan, sitä enemmän taloudelliset panokset kasvavat ja siitä suurempi ja näkyvämpi on epävarmuuden vaikutus business caseen”, Lehtomäki sanoo.
”Hankekehittäjä tekee paljon jalkatyötä ja pitää kädet savessa, kun tehdään maankäyttösopimuksia, tuulimittauksia ja selvityksiä. Ne ovatkin asioita, joihin rahoittajan, ulkomaisen vielä vähemmän kuin suomalaisen, on hyvin vaikea vaikuttaa tai toteuttaa itse. On selvää, että hankekehittäjä haluaa palkan työstään ja ottamastaan riskistä, sillä hankekehitykseen laitetut varat ovat aina riskirahaa. Jos työtavoissa on oikaistu, epävarmuus voi kutistaa palkan ikävän pieneksi.”
Rahoittajien inhokki
Miksi kokenut rahoittaja lähti mukaan työlääseen laskuharjoitukseen, jos he ovat menestyksekkäästi pärjänneet markkinalla tähänkin asti? ”Rahoittajatahot inhoavat epävarmuutta, se on heille suorastaan tuskallista”, Lehtomäki sanoo rahoittajien toimintaa sivusta seuranneena. ”Vaikka rahoittaja voi huomioida asian ja varmistaa oman selustansa kalliimman rahoituksen tai alemman kauppahinnan muodossa, epävarmuus ei ole kenenkään näkökulmasta optimaalista. Rahoittajat vilpittömästi toivovat, että epävarmuus otettaisiin huomioon ja minimoitaisiin hankekehityksen alusta alkaen. Kukaan ei halua isoja ja yllättäviä epävarmuuksia vasten kasvoja maratonin loppumetreillä eli tuulipuiston investointipäätöksen ollessa käsillä.”
Perusperiaate on, että hankekehittäjä teettää hankkeestaan pankitettavan energia-arvion. Rahoittaja tyypillisesti palkkaa oman konsultin käymään hankekehittäjän energia-arvion läpi mikroskooppisella tarkkuudella kansainvälisiä standardeja ja parhaita käytäntöjä peilaten. Jos rahoittajan konsultti on arviosta eri mieltä, käydään energia-arvioita molempien osapuolten konsulttien toimesta yhdessä läpi päätelmien perustelut avaten. ”Rahoittajat ovat näissä asioissa kokeneita ja tarkkoja. Pitkään alalla olleella toimijalla on takanaan kymmeniä tai satoja vastaavia prosesseja. Heillä on valmiina pitkät vaatimuskriteeristöt”, Lehtomäki kertoo prosessista.
Analyytikon näkökulmasta epävarmuuksien tarkastelu on julmaakin peliä: ”Pankitettavassa energia-analyysissa käydään läpi valtava määrä kohtia, joihin kuhunkin pitää arvioida epävarmuus saatavissa olevan datan ja raporttien avulla. Jos näemme datassa jotakin outoa tai aukkoja raportoinnissa, joudumme kohottamaan epävarmuutta. Etenkin tuulimittauksissa syntyy helposti dominoefektejä, ja vaikutus kokonaisuuteen voi olla suurikin. Jos esimerkiksi mittamaston rakenteesta ei ole tarkkaa dokumentaatio, ei sieltä saadusta tuulisuusdatasta voi sanoa paljoakaan. Onneksi täysin riman alta menevät tapaukset ovat hyvin harvinaisia.”
Kerrataan siis vielä: tuulipuistohankkeen kehityksen aikana tehdyt raportit on tehtävä ja talletettava huolellisesti ja loogisesti oikopolkuja karttaen. Kaikkien raporttien tulee olla siirrettävissä yhtenä kokonaisuutena hankkeen vaihtaessa omistajaa. ”Jos puhutaan puuttuvien dokumenttien vaikutuksesta hankkeen myyntihintaan, niin sanalla sanoen se on merkittävä. Isossa tuulipuistossa puuttuvan tuulimittausraportin hinta on alkaen miljoona euroa, jopa kolme miljoonaa”
Osa hankkeista saattaa vaihtaa omistajaa jo melko varhaisessa vaiheessa, hankeaihioina. Mitä varhaisempi vaihe, sitä vähemmän epävarmuuden hinta perinteisesti näkyy kauppahinnassa. Mutta mitä enemmän hankkeeseen sitoutuu rahaa hankekehityksen myötä ja mitä tarkemmaksi analyysit ja rakentamisen kustannukset tulevat, sitä tarkemmaksi kasvaa epävarmuuden hinta – vaikka iso osa epävarmuuden hinnasta juontuisi hankekehityksen varhaisessa vaiheessa tehdyistä ratkaisuista.
Mitä sanoisit niille hanketoimijoille, joille on tätä lukiessa noussut tuskan hikeä tai ahdistusta sen myötä, että hän ei ole välttämättä aiemmin täysin ymmärtänyt, mikä merkitys epävarmuutta kasvattavilla seikoilla on projektin arvolle?
”Riippuu paljon projektin vaiheesta, kuinka mahdollista asioita on korjata. Jos tuulimittauksia ei ole aloitettu, kannattaa hankkia lisää tietoa aiheesta ja panostaa alusta alkaen laadukkaisiin mittauksiin. Mittausten puoliväliin, usein noin puoleen vuoteen, asti on korjausliikkeitä vielä tehtävissä. Jos tuulimittaukset on jo kokonaisuudessaan tehty, ainoa vaihtoehto on jatkaa mittauksia tai käynnistää ne uudelleen, sillä mittausten loppumisen jälkeen on enää hyvin vähän tehtävissä. Esimerkiksi eräässä hankkeessa Norjassa huomattiin puolivälissä tuulimittauksia, että puiston muuttuneen layoutin myötä tuulimittausdata ei tule antamaan edustavaa kuvaa koko alueesta. Viiden kilometrin päähän asennettiin täydentävä Lidar-mittalaite, mikä paransi tuulimittausten laatua merkittävästi. Tämä toki vaatii sen, että tuulimittausten toteuttaja tietää mitä tekee – summassa asennettu lisäkalustokaan ei automaattisesti pelasta mittauskampanjan lopputulosta. Hienoa on se, että suomalaisille uusiutuvan energian hankkeille on todella hyvin rahoitusta tarjolla. Jos hommat on hyvin tehty, rahoituksesta ei ole pullonkaula toiminnalle nyt eikä luultavasti jatkossakaan.”