Livscykelkostnader för vindkraft En jämförelse av fallstudier

Transkript

1 Livscykelkostnader för vindkraft En jämförelse av fallstudier Life cycle costs for wind power A comparison of case studies Författare: Anders Svensson & Martin Sjölander Handledare företag: Lennart Tyrberg, Energikontor sydost Handledare LNU: Björn Zethraeus & Anna Glarner Examinator: Ulrika Welander Termin: VT12 15hp Kurskod: 2BT01E

2

3 Organisation/ Organization Linnéuniversitetet Institutionen för teknik Författare/Authors Anders Svensson Martin Sjölander Linnaeus University School of Engineering Dokumenttyp/Type of Document Handledare/tutor Examinator/examiner Examensarbete/Diploma Work Björn Zethraeus Ulrika Welander Anna Glarner Titel och undertitel/title and subtitle Livscykelkostnader för vindkraft En jämförelse av fallstudier Life cycle costs for wind power A comparison of case studies Abstrakt I denna rapport har det utförts två fallstudier från två olika vindkraftsanläggningar och med hjälp av en utarbetad modell har livscykelkostnaderna jämförts för de två fallstudierna. Resultatet visade att livscykelkostnaden per producerad kwh sjunker allteftersom den installerade effekten blir högre. Kostnadsmodellen som utarbetats och tillämpats för resultaten har visat sig ha hög verifierbarhet då resultaten har varit jämförbara med litterära studier. Nyckelord: Livscykelkostnad, Livscykelkostnadsmodell, Vindkraftverk, Vindkraftsanläggning, Investeringskostnad, Drift och underhåll Abstract (in English) In this report, conducted two case studies from two wind farms and using an elaborate model, life cycle costs compared to the two case studies. The results showed that the lifecycle cost per kwh decreases as the installed power increases. Cost model as developed and applied to generate the reported results have been generated in the results that are comparable to literary studies. Key Words: LCC, Life Cycle Cost, Life Cycle Cost Model, Wind Turbines, Wind Farm, investment cost, operation and maintenance Utgivningsår/Year of issue Språk/Language Antal sidor/number of pages 2012 Svenska/Swedish 60 Internet III

4 Sammanfattning Syftet med examensarbetet var att utföra livscykelkostnadsanalyser för två befintliga vindkraftsanläggningar och jämföra kostnaderna. För att beräkna livscykelkostnaderna utarbetades en generell modell som är tillämpad för att räkna ut en vindkraftanläggnings livscykelkostnader. För kartläggning av kostnader och insamling av data gjordes bland annat fallstudier av två vindkraftanläggningar. Fallstudie ett gjordes för en anläggning innehållande ett Enercon E53 och fallstudie två ett Vestas V90. Jämförelsen av de två anläggningarnas livscykelkostnader visar att kostnaden per installerad effekt sjunker med ökad installerad effekt. Resultatet visar även att kostnaden för att producera en kwh är 44 % lägre för den anläggningen som studerades i fallstudie två. De två i särklass största kostnadsbidragarna under livscykeln fastställdes till verkets investeringskostnad och kostnaden för drift och underhåll. Känslighetsanalyser har genomförts för dessa två kostnadsposter och de pekar bland annat mot att kostnaden för drift och underhåll måste höjas markant för att en investering i ett vindkraftverk inte ska bli lönsamt. Kostnadsmodellen som har använts för att frambringa resultaten har visat sig vara ett nyttigt verktyg för att skaffa sig en uppfattning om hur förändringar av olika kostnader påverkar slutresultatet ur ett livscykelkostnadsperspektiv. IV

5 Summary The purpose of this study was to perform a life cycle cost analyzes (LCCA) for two existing wind farms and compare the upcoming life cycle costs. To calculate the life cycle cost a general model was developed that is applied to calculate a LCC for a wind power plant. For identification of costs and data collection was done including case studies of two wind power plants. Case study one was for a plant containing an Enercon E53 and case study two one Vestas V90. The comparison of the LCC for two plants shows that the cost per installed power decreases with increased installed power. The results also show that the cost of producing one kwh is 44% lower for the plant that was studied in case study two. By far the two largest cost contributors in the life cycle were determined to plant investment cost and cost of operation and maintenance. Sensitivity analyzes have been conducted for these two cost items and they re showing that the cost of operation and maintenance must be increased significantly to an investment in a wind turbine will not be profitable. The cost model used to generate the results have proved to be a useful tool to get an idea of how changes in various costs affect the final results from a lifecycle cost perspective. V

6 Abstract I denna rapport har det utförts två fallstudier från två olika vindkraftsanläggningar och med hjälp av en utarbetad modell har livscykelkostnaderna jämförts för de två fallstudierna. Resultatet visade att livscykelkostnaden per producerad kwh sjunker allteftersom den installerade effekten blir högre. Kostnadsmodellen som utarbetats och tillämpats för resultaten har visat sig ha hög verifierbarhet då resultaten har varit jämförbara med litterära studier. Nyckelord: Livscykelkostnad, Livscykelkostnadsmodell, Vindkraftverk, Vindkraftsanläggning, Investeringskostnad, Drift och underhåll. Abstract (English) In this report, conducted two case studies from two wind farms and using an elaborate model, life cycle costs compared to the two case studies. The results showed that the lifecycle cost per kwh decreases as the installed power increases. Cost model as developed and applied to generate the reported results have been generated in the results that are comparable to literary studies. Keywords: LCC, Life Cycle Cost, Life Cycle Cost Model, Wind Turbines, Wind Farm, investment cost, operation and maintenance. VI

7 Förord Att se till hela livscykelkostnaden på en produkt har blivit en populär metod att jämföra kostnader mellan olika produkter. Vi har båda två ett personligt intresse för vindkraftverk och samtidigt hade Energikontor sydost ett önskemål om att utföra en studie som jämför livscykelkostnader på olika vindkraftsanläggningar. Vi hade fria tyglar och har under arbetets gång fått vinkla arbetet utefter egna tankar och idéer. Vi vill rikta ett speciellt tack till våra handledare på universitetet Anna Glarner och Björn Zethraeus. Vidare vill vi tacka Lennart Tyrberg och Energikontor sydost för att vi fick chansen att studera ett intressant och aktuellt område. Slutligen ett tack till de personer som ställde upp i de intervjuer som fallstudierna grundar sig på. Anders Svensson Martin Sjölander Växjö 31 maj 2012 VII

8 Innehållsförteckning 1. Introduktion Bakgrund Syfte Huvudmål Delmål Avgränsningar 2 2. Ekonomisk teori Vad är en livscykelkostnadsanalys? Livscykelkostnader Investeringskostnad Drift- och underhållskostnad Projekteringskostnad Avvecklingskostnader Avskrivningar Nuvärdesberäkningar Externa faktorer Hur görs en livscykelkostnadsanalys? Kostnadsfördelningsstruktur Känslighetsanalys Vad blir resultatet av en livscykelkostnadsanalys? 8 3. Metod Ekonomisk teoribyggnad Datainsamling Tillämpad ekonomisk och teknisk vindkraftsteori Livscykelkostnadsmodell Referensobjekt till delmål nummer ett och två 13 VIII

9 4. Vindkraftsteori Vindkraftens historia och utveckling Olika typer av vindkraftverk Vindkraftverkets komponenter Fundament Torn Maskinhus Generator Rotor Växellåda Luftens rörelse Råhetsklasser Betz verkningsgrad och turbulens orsakat av turbinen Momentkrafter från vinden Vindsituation i Sverige Drift och underhåll Förebyggande underhåll Avhjälpande underhåll Serviceavtal Vindkraft i Sverige Genomförande Projektering Investering och installation Drift och underhåll Driftstopp Avveckling Övriga kostnader 40 IX

10 5.2 Utbyten av äldre vindkraftverk Då verken blir större och effektivare Datainsamling Resultat och analys Fallstudier Fallstudie Känslighetsanalys Fallstudie Känslighetsanalys Resultat av fallstudier Besvara delmål Känslighetsanalys Besvara delmål Diskussion och slutsatser Fallstudier Delmål Delmål Slutdiskussion Förslag på fortsatta studier och modellutveckling Referenser Appendix 60 X

11 Tabellförteckning Tabell Råhetsklasser 21 Tabell 4.6 Vindkraft i Sverige 31 Tabell 5 Färgkoder för modellen 32 Tabell Intäkter oc kostnader vid avveckling 39 Tabell Sammanfattning av tekniska specifikationer 42 Tabell Sammanfattning av ekonomiska information 42 Tabell Resultat för fallastudie ett 43 Tabell 6.1.2a Resultat av fallstudie två 45 Tabell 6.1.2b Kostnadsfördelning för fallstudie två 46 Tabell 6.2a Jämförelse mellan äldre och nyare vindkraftverk 49 Tabell 6.2b Livscykelkostnad referensobjekt ett och fallstudie två 49 Tabell 6.3a Jämförelse prestanda fallstudie ett och referensobjekt två 50 Tabell 6.3b Sammanställda kostnader för fallstudie ett och referensobjekt två 51 XI

12 Figurförteckning Figur 4.2a Vertikalaxlade vindkraftverk 15 Figur 4.2b Horisontalaxlat vindkraftverk 16 Figur 4.3 Vindkraftverkets komponenter 17 Figur Vindens förändring vid ökad markråhet 20 Figur Vindvak bakom vindkraftverk 22 Figur Turbulens i en vindfarm 23 Figur Krafter på rotorbladet 24 Figur Medelvindhastigheter i Sverige 25 Figur 4.5 Undergrupper till underhåll 26 Figur Undergrupper för förebyggande underhåll 27 Figur 5 Allmän information för modellen 32 Figur Kostnadsstrukturfördelning 33 Figur Projekteringskostnader 34 Figur Installations- och investeringskostnader 36 Figur Kostnader för serviceavtal 37 Figur Tillgänglighet 38 Figur Avvecklingskostnader 39 Figur Övriga kostnader 40 Figur Känslighetsanalys fallstudie ett 44 Figur Känslighetsanalys fallstudie två 47 Figur Resultat av fallstudier 48 Figur 6.3 Kostnadsskillnader större och mindre vindkraftverk 51 XII

13 1. Introduktion 1.1 Bakgrund Sveriges nationella planeringsmål för vindkraft år 2020, antaget av Sveriges riksdag är att uppnå en elproduktion på 30 TWh per år. Detta kan jämföras med elproduktionen år 2011 från vindkraft på 6,1 TWh. För att nå detta mål behöver antalet vindkraftverk öka från cirka 900 upp till stycken beroende på position och effekt för de kommande vindkraftverken. (Energimyndigheten, 2012) Den i särklass största faktorn som påverkar vindkraften är vinden i sig, om det blåser eller inte. Solen värmer upp jorden och luften vilket får luftmassor att röra på sig och skapa vinden som då är en indirekt form av solenergi. Vindhastigheten påverkar den effekt per kvadratmeter luften kommer innehålla med en exponent på tre, det vill säga om vindhastigheten fördubblas blir effekten åtta gånger större. (Hau, 2006) Att investera i ett vindkraftverk innebär en stor investering för de kommande ägarna. Det kan därför vara av stort intresse att kartlägga och skaffa sig en uppfattning av alla de kostnader som kommer att uppstå under vindkraftverkets livstid. Livscykelkostnad eller life cycle cost (LCC) är en metod för att sammanställa samtliga kostnader som uppstår under en produkts livstid. Den ger en bild av hur mycket produkten kommer kosta totalt för ägaren. Verktyget gör det möjligt att undersöka två eller flera olika investeringar och därmed ge en grund för vilken investering som är lämpligast för det specifika fallet. Den sammanlagda kostnaden innefattar alltså anskaffning, installation, underhåll, energi, miljö, operativa kostnader samt kostnader för avveckling och demontering. (Dhillon, 1989) I takt med att vindkraftstillverkare konstruerar vindkraftverk som är effektivare och som har högre effekt än tidigare, står de vindkraftverk som installerades för ett antal år sedan och producerar elektricitet med en lägre effektivitet och effekt och därför kanske, till en högre kostnad än de nykonstruerade. Detta medför att det kan finnas ett intresse i att byta ut äldre vindkraftverk mot nya effektivare verk. För att på ett säkert sätt kunna avgöra och jämföra kostnaderna mellan två vindkraftverk krävs att samma metod används för båda fallen. Livscykelkostnadsanalys är en grundlig och erkänd metod som kan anpassas för många olika fall och även dess omfattning kan anpassas. Kostnaderna för en livscykel kan variera trots att produkterna liknar varandra. Därför är det viktigt att kartlägga alla kostnader då investeringskostnaden inte alltid är den kostnad som avgör vilken produkt som är billigast i längden. 1

14 1.2 Syfte Syftet med examensarbetet var att utföra livscykelkostnadsanalyser för två befintliga vindkraftsanläggningar och jämföra kostnaderna. Syftet var även att undersöka och diskutera viktiga faktorer som påverkar livscykelkostnadsanalysen. 1.3 Huvudmål Huvudmålet med examensarbetet var att utforma en generell modell som kan beräkna en vindkraftsanläggnings livscykelkostnad. 1.4 Delmål 1. Ur ett livscykelkostnadsperspektiv undersöka och diskutera om det är motiverat att ersätta ett äldre men fungerande vindkraftverk mot ett nytt och mer effektivt vindkraftverk. 2. Redovisa och diskutera hur ekonomin påverkas ur ett generellt livscykelkostnadsperspektiv då vindkraftsanläggningar blir större, högre och mer effektiva. 1.5 Avgränsningar Livscykelkostnadsanalysen utformas ur verksamhetsutövarens perspektiv. Med verksamhetsutövaren menas även ägaren. Rapporten behandlar landbaserad vindkraft. Påverkande faktorer som politiska ekonomiska styrmedel bidrar till kommer inte att utredas i stor omfattning. Rapporten behandlar inte kostnader som uppkommer i samband med elhandelsbolag. Avgränsningarna har gjorts i samråd med energikontor sydost och tillgängliga handledare på Linnéuniversitetet i Växjö. 2

15 2. Ekonomisk teori Detta kapitel berör den ekonomiska teori som krävs för en livscykelkostnadsanalys. 2.1 Vad är en livscykelkostnadsanalys? Enligt Dhillon (1989) är en livscykelkostnad de samlade kostnaderna för ett objekts livstid. Den allmänna definitionen av en livscykelkostnad enligt Blanchard (1998) är alla de kostnader som uppstår i samband med en produkts eller ett systems livscykel. En livscykelkostnadsanalys syftar till att analysera, fastställa och sammanställa en produkts eller systems livscykelkostnader. (Blanchard, 1998) Enligt Sveriges Mekanförbund (1984) definieras livscykelkostnad som en kostnadsmodell för att återspegla den totala kostnaden för en produkt eller ett system sett ur användarens eller kundens synpunkt. 2.2 Livscykelkostnader Livscykelkostnader kan delas upp i fyra delar som är forskning och utveckling, produktion och konstruktion, drift och underhåll samt avveckling och utfasning (Blanchard, 1998). Ur kundens eller användarens synpunkt kan kostnaderna för forskning, utveckling, produktion och konstruktion ses som en sammanställd kostnad och kommer då att ingå i investeringskostnaden (Sveriges Mekanförbund, 1984) Investeringskostnad För att köpa och äga någon form av produktionsanläggning krävs det att man som juridisk eller fysisk person gör en kapitalinsats. En investering förväntas leda till en framtida avkastning. Investeringar som görs i fysiska tillgångar är reala investeringar som exempelvis omfattar maskiner, byggnader, infrastruktur och därmed vindkraftverk Drift- och underhållskostnad Drift och underhåll är den tillsyn och de åtgärder som utförs på en teknisk anläggning för att upprätthålla bästa driftsäkerhet och energieffektivitet under hela dess livslängd. 3

16 Drift- och underhållskostnaderna för en anläggning omfattar de debiterade åtgärder som utförs för att upprätthålla anläggningens funktion på bästa sätt Direkta och indirekta kostnader för drift och underhåll En direkt kostnad kan direkt hänföras till en bestämd produkt eller tjänst(kostnadsbärare). De direkta kostnaderna för drift och underhåll för en anläggning kan vara kostnad för att upprätthålla garanterad tillgänglighet, reservdelar (material), mantimmar och övervakning. En direkt kostnad kan vara både rörlig och fast. En indirekt kostnad är en kostnad som inte direkt kan kopplas till en bestämd kostnadsbärare. De indirekta kostnaderna för en process kan vara produktionstopp som inte omfattas i ett eventuellt serviceavtal och att processens totala effektivitet minskar då tillstånd och funktion försämras hos komponenterna. Sammanfattningsvis är de, tillämpade indirekta kostnaderna för en process, de kostnader uppkommer då produktiviteten sjunker. (Hagberg & Henriksson, 2010) Projekteringskostnad Projekteringskostnaden omfattar kostnader för planering vilket innebär projektörens arbetstid, avgifter för bygglov, ränta under byggnadstid och andra kostnader i samband med planeringen. Projekteringen inkluderar även vindmätningar, markupplåtelse och upphandling. Projekteringskostnaden kan variera kraftigt beroende på tidsåtgång för aktuellt projekt. (Wizelius 2003). Viktigt att vara medveten om är att projekteringsprocessen är en långsamtgående process med ett signifikant antal arbetstimmar, vilket kan komma att ge ekonomiska påföljder i form av ökad projekteringskostnad Avvecklingskostnader Då en produktionsanläggning tjänat ut sin ekonomiska och/eller tekniska livslängd tillkommer kostnader för avveckling. Avvecklingskostnaden innefattar kostnader för nedmontering, borforsling, återställande av plats och återvinning. (Energimyndigheten, Consortis, Svensk vindkraft och Svensk vindkraftförening, 2009) Avskrivningar Enligt Skärvad & Olsson (2011) är avskrivningar kostnader för förbrukning av anläggningstillgångar. Anskaffningsvärdet för anläggningstillgångarna fördelas över en tidsperiod och avskrivningens storlek beror på tillgångens årliga värdeminskning. Vikten av avskrivningar visar sig då de är avgörande 4

17 för hur mycket ett företag kan hämta ut i vinst. (Nationalencyklopedin, 2012) Den enklaste metoden för att beräkna avskrivningar på är att använda en linjär avskrivning. Det innebär att storleken på avskrivningen är lika stor under hela den ekonomiska livslängden. Det eventuella restvärdet subtraheras från investeringskostnaden och därefter divideras kostnaden med den ekonomiska livslängden för att få hur mycket som ska avskrivas per år Nuvärdesberäkningar Vid nuvärdesberäkningar kan flera olika metoder tillämpas. Nuvärdesmetoden är en metod för att beräkna värdet av en kostnad i framtiden, kostnaden räknas ut med hjälp av en kalkylränta. Metoden kan tillämpas till enstaka kostnader som uppstår men också för årligt återkommande kostnader. Detta ger upphov till två ekvationer för vartdera fallet. Ekvation 1 visar hur nuvärdet för en enstaka kostnad i framtiden räknas ut till ett nuvärde. (Skärvad & Olsson, 2008) Ekvation 1 Nuvärdesberäkning för enstaka kostnad NV = Nuvärdet U = Kostnad k = Kalkylränta n = Ekonomisk livslängd För att kunna räkna ut nuvärdet för årligt återkommande kostnad kan inte föregående ekvation tillämpas, det krävs då ytterligare en ekvation för att beräkna detta, se ekvation 2. Ekvation 2 Nuvärdet för årligt återkommande kostnader Externa faktorer Det finns flera faktorer som påverkar ekonomiska intressen utöver investerings- och underhållskostnader ur ett livscykelkostnadsperspektiv. Dessa yttre faktorer är sådana som många gånger påverkar investeringar och tillgångar indirekt. 5

18 Inflation Inflation eller sjunkande penningvärde kan orsaka två olika problem vid traditionell redovisning. För det första kan såkallade skenvinster skapas på grund av att intäkter från en period jämförs med utgifter från en tidigare period. För det andra kan ett företag göra reala vinster på grund av att skuldernas reala värde minskar, detta för att det nominella beloppet förblir oförändrat. (Skärvad & Olsson, 2011) Skatter, avgifter och bidrag Produktionsanläggningar beskattas med diverse skatter såsom fastighetsskatt, försäljning av elektricitet, försäljning och uttagsskatt för vindkraftskooperativ. Avgifter utfärdade på kommunal nivå förekommer i form av bland annat miljöavgifter, avgiften är för miljökontroller av utsläpp för produktionsanläggningar Räntor Ränta kan ses som priset för ett lån eller kredit alternativt kan ränta ses ur den som lånar ut pengarnas perspektiv som avkastning på den summa som lånats ut. Räntan blir då en avgift för låntagaren för att denne lånar pengar och beloppet som betalas tillbaka är större än den summa som lånats ut. Räntans storlek bestäms utav flertalet variabler så som antagen kommande inflation, andra länders räntesituation, den konjunktur som råder och den penningpolitik som förs i det aktuella landet. (Nationalencyklopedin, 2012) Växelkurs Många produkter som säljs nya på marknaden idag handlas med euro vilket påverkar handeln i Sverige. Beroende på kronans värde gentemot euron kommer investeringskostnaden variera och investeringens lönsamhet kan då komma att påverkas till följd av kronans värdeförändring. Valutaterminer används många gånger när företag i Sverige handlar med företag utomlands med annan valuta. En valutatermin är ett avtal mellan den som ska göra en investering och en bank där de båda parterna kommer överens om vilken kurs den utländska valutan kommer att ha för värde om till exempel sex månader. Detta gör att en budget kan göras mer exakt och är inte beroende av valutans kurs i framtiden. Med valutaterminen tillkommer en avgift som banken tar för att kunna garantera kursens värde. (Swedbank, 2012) 2.3 Hur görs en livscykelkostnadsanalys? Tillvägagångssättet för en livscykelkostnadsanalys kan listas upp till ett antal punkter som presenteras nedan. 6

19 1. Definiera systemkrav 2. Beskriv systemets livscykellängd och identifiera verksamheten i varje fas 3. Utveckla en kostnadsfördelningsstruktur 4. Identifiera krav för indata 5. Fastställa kostnaderna för varje kategori i kostnadsfördelningsstrukturen 6. Välj en kostnadsmodell för analys och utvärdering 7. Utveckla en kostnadsprofil och sammanfattning 8. Identifiera högkostnadsbidragare och identifiera förhållanden mellan orsaker och verkan 9. Genomföra en känslighetsanalys 10. Konstruera ett Paretodiagram och identifiera prioriteringar för problemlösning 11. Identifiera genomförbara alternativ för designutvärdering 12. Utvärdera möjliga alternativ och välj önskat tillvägagångssätt (Blanchard, 1998) Kostnadsfördelningsstruktur Kostnadsfördelningsstruktur eller CBS (costbreakdown structure) som det heter på engelska är en metod som ska ge en bild av alla kostnadskategorier som tillsammans bildar den totala kostnaden för produkten, det kan till exempel vara ett kostnadsträd. I en livscykelkostnadsanalys används kostnadsfördelningsstrukturer då syftet med dessa är att täcka kommande aktiviteter och associerade kostnader. Det finns inget fasställt tillvägagångssätt för hur en kostnadsfördelningsstruktur ska se ut så länge metoden kan implementeras för den specifika situationen. (Blanchard, 1998) När en kostnadsfördelningsstruktur konstrueras ska alla kostnadselement för produktens livstid behandlas. Kostnadskategorier kan vara en funktion, aktivitet eller större komponenter. Strukturen kan ställas upp på sådant vis att den som gör kostnadsfördelningen kan inrikta sig mot ett särskilt område. (Blanchard, 1998) Känslighetsanalys Inom ramen för en livscykelkostnadsanalys kan med fördel även de kostnader som påverkar lönsamheten kartläggas. Alla andra faktorer kan ignoreras och hållas konstanta inför känslighetsanalysen. Genom att beräkna den variation som krävs för att lönsamheten ska bli negativ ges ett mått på hur känslig investeringen blir för den enskilda faktorn. När variationen är uträknad kan denna jämföras med ett eventuellt verkligt scenario om det är möjligt att variationen kan bli så hög som beräknat. Ett sådant scenario kan även kallas worst case scenario eller värsta möjliga scenario. En bedömning kan då göras för hur stor påverkan den aktuella faktorn har för investeringen. (Hagberg & Henriksson, 1996) 7

20 2.4 Vad blir resultatet av en livscykelkostnadsanalys? Livscykelkostnadsanalyser skiljer sig ofta från varandra och är sällan identiska, dock ger alltid analysen en uppfattning om vilket av de alternativ som granskats som passar bäst. Med livscykelkostnadsanalysen kan olika alternativ inför en investering jämföras genom att kostnader identifieras och kategoriseras. Detta medför att samma kostnader identifieras för flera alternativ och på så sätt blir enkelt att jämföra. Resultatet blir då en totalkostnad för produkten under hela dess livslängd. 8

21 3. Metod Här presenteras den metod som använts för på ett logiskt sätt angripa problemet och arbeta sig fram till ett resultat på uppsatta mål. 3.1 Ekonomisk teoribyggnad Det primära önskemålet från uppdragsgivaren Energikontor sydost var att göra en livscykelkostnadsanalys på valfri vindkraftsanläggning. Efter påbyggnad omformulerades målen enligt kapitel För att uppfylla rapportens syfte och uppsatta mål skulle det finnas en solid teoretisk grund som studien kan byggas på. Eftersom målen behövde en tillämpad ekonomisk teori för att uppnås studerades och avgränsades den allmänna ekonomiska teoriramen. Hela det ekonomiska teoribygget gav rapporten en stark grund att stå på och kunde sedan resultera i relevant datainsamling som sedan kom att användas till att bygga en generell livscykelkostnadsmodell för en vindkraftsanläggning. Prioriteringen kom att ligga kring den ekonomiska teorin som på något sätt var kopplad till en livscykelkostnadsanalys. En livscykelkostnadsanalys är ett erkänt verktyg som ger en god överblick och kartläggning över en produkts livscykelkostnader. Med hjälp av en livscykelkostnadsanalys kan två eller flera produkters kostnader jämföras vilket var ett krav för att uppfylla de uppsatta målen. Litteraturstudier kring frågorna vad, hur och varför en livscykelkostnadsanalys gjordes genom vetenskaplig litteratur från utvalda källor. Urvalet av litteratur gjordes på egen hand och i samråd med handledare Anna Glarner 1. Eftersom uppdraget var begränsat till livscykelkostnadsanalyser utreddes inte ytterligare ekonomiska modeller. Det som var av betydelse är hur kostnadsmodellen gjordes och vilka specifika delar som bedömdes vara relevanta att ta med i den ekonomiska livscykelkostnadsanalysen. Eftersom vindkraftverksanläggningar innebär en stor och långsiktig ekonomisk investering skulle därför faktorer som ränta och inflation vara signifikanta och togs hänsyn till som en kalkylränta i livscykelkostnadsmodellen. Inköpen av vindkraftverk tenderade att göras i valutan Euro och kommer därför att vara en viktig faktor att ta hänsyn till vid köp. För att bestämma en vindkraftsanläggnings livscykelkostnad behövdes kartläggning av alla specifika kostnader som uppkommer under dess livslängd. Kartläggningen av de specifika kostnaderna krävde solida 1 Anna Glarner universitetsadjunkt systemekonomi Linnéuniversitetet Växjö. Personlig intervju den 23 mars

22 referenser med god inblick i hur verkligheten kan kopplas till teorin. Första litteraturstudien blev Tore Wizelius allomfattande bok Vindkraft i teori och praktik (2003) som kartlägger alla de kostnader som uppkommer under en anläggnings livstid, dvs. från anskaffning till avveckling. Ett väl motiverat val eftersom det gav en bra förberedelse inför kommande datainsamling. De kartlagda kostnaderna studerades senare i detalj ur en ekonomisk synvinkel och avgränsades för att överensstämma med en vindkraftsanläggning. Utformningen av kostnadsträdet gav en god överblick i över vilka kostnadsposter som behövde studeras ytterligare. För att validera kostnadsträdet ställdes följande frågor: Existerar de givna kostnaderna? Ingår de angivna aktiviteterna i generella vindkraftprojekt? Utöver kostnadsposterna kartlades de externa faktorer som kan påverka de specifika kostnaderna och därmed resultatet på en vindkraftsanläggnings livscykelkostnad. Den första kartläggningen av möjliga externa faktorer gjordes under ett handledarmöte med Anna Glarner. Slutlig kartläggning, avgränsning och teoretisk beskrivning av externa faktorer gjordes med hjälp av utvald vetenskaplig litteratur. Avgränsningen gjordes med hänsyn till vilka faktorer som sannolikt skulle påverka resultatet och i vilken omfattning. De mindre viktiga faktorerna kunde därför lämnas åt sidan utan att utredas närmre. 3.2 Datainsamling För en uppfattning om hur två verkliga anläggningars livscykelkostnader såg ut behövdes två noggrant utförda fallstudier. Förfrågningsunderlaget i de två olika fallstudierna var identiskt uppbyggda och genomförandet av intervjuerna genomfördes med samma datainsamlingsmetod, nämligen personliga intervjuer. Fallstudien har tagits fram av Energikontor sydost. Den bedöms ha en bra utformning och innehålla relevanta frågeställningar enligt Lennart Tyrberg 2. Vidare sågs också att respondenterna Harald Säll 3 och Börje Göransson 4 som deltog i fallstudierna vara sakkunniga inom det aktuella kunskapsområdet. De har bland annat hög akademisk utbildning, stort intresse i det aktuella ämnet och är dessutom delägare i varsitt 2 Lennart Tyrberg projektledare Energikontor sydost. Telefonintervju den 28 mars Harald Säll lektor i skog och träteknik vid Linnéuniversitetet Växjö. Personlig intervju den 4 april Börje Göransson VD Finnvedsbostäder. Personlig intervju den 13 april

23 vindkraftverk. Fallstudiens resultatunderlag dokumenterades i samtidighet med mötet, vilket gav den höga noggrannhet som hela tiden eftersträvas. Fallstudierna fylldes sedan på med saknade och/eller kompletterande data genom följande metoder och respondenter: 1. Telefonintervju med servicetekniker Anders Gahne 5 som reflekterade kring personliga erfarenheter kring drift och underhållskostnader, 2. Personlig intervju med Jonny Hylander 6, professor i energiteknik, gav en generell och övergripande kostnadsbild för en vindkraftanläggning. 3. Telefonintervjuer med Lennart Tyrberg som bidrog med yrkesprofessionell erfarenhet kring vindkraft. 4. Litteraturstudier som hanterade kostnadsfördelningar för en vindkraftanläggning. 5. Elektronisk datainsamling av statistik via hemsidorna Vindstat.nu 7 och Vindlov.se 8. Samtlig datainsamling från fallstudier och intervjuer granskades kritiskt och underbyggdes med kompletterad data från vetenskaplig litteratur. 3.3 Tillämpad ekonomisk och teknisk vindkraftsteori De externa faktorerna kunde efter datainsamlingen avgränsas till tre viktigare faktorer som påverkar kostnaderna under anläggningens livscykel. Det ansågs att inflation, skatter och räntor är det signifikanta inom vindkraftsbranschen. Motivering till att räntekostnaden kommer att vara viktig beror på den stora summa pengar som belånas vid investering i en anläggning. Inflationen liksom räntan blir också viktig av det faktum att anläggningens avskrivningstid och tekniska livslängd är mellan år. Skatter som uppkommer för den sålda elektriciteten kommer däremot inte behandlas. Följaktligen kommer intäkterna presenteras som bruttointäkt. Kostnadsposterna för en vindkraftanläggning som tagits fram med hjälp av litteratur, fallstudier och intervjuer gav underlag till att avgränsa vindkraftteorin. Det innebär att de mest relevanta komponenter och 5 Anders Gahne servicetekniker Vindservice Gotland AB. Telefonintervju den 14 april Jonny Hylander professor i energiteknik vid Halmstad högskola. Personlig intervju den 30 mars Driftuppföljning av Svensk vindkraft. 8 Information om hur det går till att bygga vindkraftverk. 11

24 aktiviteter som uppstår i samband med inköp, drift och avveckling av en anläggning kommer att behandlas. Datainsamlingen tyder på att kostnaden för investering och installation och DoU (drift och underhåll) kommer vara de största kostnaderna sett till antal kronor under hela livslängden. För att förstå hur ett vindkraftverks storlek, effekt och konstruktion påverkar dess kostnader och intäkter gjordes det med hjälp av vetenskaplig litteratur en teknisk vindkraftsteori med ekonomisk återkoppling för varje utvald komponent. Det finns även beskrivet teorin kring luftens rörelse, vindens hastighet och hur Sveriges vind- och vindkraftssituation ser ut i dagsläget. Från den tekniska teorin kommer det att framgå att ett vindkraftverk består av många mekaniska, rörliga och roterande delar. Vidare kunde det utifrån fallstudierna och övrig datainsamling konstateras att underhållkostnaden för ett vindkraftverk i många fall består av en kostnad per producerad som det enskilda verket producerar. Det kunde då återigen styrkas att underhållets omfattning och kostnad kommer vara signifikant sett över hela livslängden. För att beskriva teorin kring vad underhåll är utfördes vetenskapliga litteraturstudier från källor som behandlar det aktuella ämnet. Teorin om underhåll är tänkt att ge en känsla för vilka aktiviteter som förekommer i samband underhåll av ett vindkraftverk och som därmed kan ingå i ett serviceavtal. 3.4 Livscykelkostnadsmodell Rapporten kommer bland annat resultera i en livscykelkostnadsmodell, denna kommer vara ett verktyg för att uppnå de mål som satts upp. Modellen utformades i Microsoft Office Excel 2007 och har syftet att beräkna livscykelkostnaden för en vindkraftsanläggning. Syftet är också att skapa en modell som är lättförståelig och är lätt att följa och arbeta med. Tanken är att i princip vem som helst som har planer att investera i ett vindkraftverk ska kunna använda modellen för att få en uppfattning om dess livscykelkostnad. Livscykelkostnadsmodellen kommer bygga på kostnadsstrukturfördelningen som finns beskriven i den ekonomiska teorin. De identifierade kostnaderna i modellen kommer vara ett resultat utifrån vindkraftsteorin med den ekonomiska teorin som grund. Metoderna som använts för nuvärdesberäkningar är nuvärdefaktorn och nusummefaktorn, beroende på om det är en enstaka eller årligen återkommande kostnader. För vardera kostnadsposten i modellen finns flera alternativ att välja på för att fylla i kostnaderna. Det kan till exempel vara ett mer omfattande alternativ och ett mer detaljerat alternativ samt ett alternativ där endast en totalkostnad fylls i. 12

25 3.5 Referensobjekt till delmål nummer ett och två Den ekonomiska teorin tillsammans med vindkraftsteorin och resultatet från fallstudierna gav den vägledning som skulle ge möjlighet att uppfylla delmål nummer ett. 1. Ur ett ekonomiskt perspektiv undersöka och diskutera om det är motiverat att ersätta ett äldre men fungerande vindkraftverk mot ett nytt och mer effektivt vindkraftverk. För att en förutsägelse skulle vara möjlig behövdes referensobjekt som har likheter med de anläggningar som behandlas i fallstudierna. Urvalet av referensobjekt gjordes med hänsyn till det faktum att: 1. Medelvindhastigheten på site 9 och bör i navhöjd vara i samma storleksordning som i fallstudien. 2. Objektets ålder inte bör ha passerat femton år vilket ofta är den projekterade ekonomiska livslängden. Hänsyn togs inte till: 1. Markens råhet som kan vara olika på siterna. 2. Befintlig elkabel som möjligtvis inte kan komma leverera full effekt från det nya verket. 3. Upprustning av transportvägar kan komma att behövas. 4. Bygglov, miljökonsekvensbeskrivning (MKB), detaljplan och övriga projekteringsärenden kan komma att behöva förnyas eller göras om. 5. Det trots noggrant utvalda objekt fortfarande finns en skillnad på medelvindhastigheterna på de olika siterna. 6. Serviceavtalets förändringar från dåtid till nutid. 7. Närliggande vindkraftverk som påverkar referensobjektets effektivitet. 8. Installationskostnaden som kan komma att bli billigare på grund av att avveckling av det äldre verket kan samordnas med montering av det nya verket. 9. Den verkliga årsproduktionen, som varierar för de nya verken. Den ekonomiska teorin tillsammans med vindkraftsteorin och resultatet från fallstudierna gav även den vägledning som skulle ge möjlighet att uppfylla delmål nummer två. 2. Redovisa och diskutera hur ekonomin påverkas ur ett generellt livscykelkostnadsperspektiv då vindkraftsanläggningar blir större, högre och mer effektiva. 9 Det geografiska område där vindkraftverket är placerat. 13

26 Delmålet kunde uppfyllas genom att utföra en extra datainsamling som kartlägger de kostnader som uppkommer i samband med investering och drift av ett större och effektivare verk än det för fallstudie ett. Eftersom vindkraftverket i fallstudie ett kan kategoriseras som litet i förhållande till valt referensobjekt uppfylldes villkoren för delmål nummer två. Urvalet av referensobjekt gjordes med hänsyn till det faktum att: 1. Relevant data finns att tillgå. 2. Källan ska uppfattas som trovärdig och innehålla valida data. Hänsyn tas inte till att: 1. Prisändringar kan komma att vara gjorda från den dagen anbudet togs emot. 2. Prisbilden endast gäller för specifikt objekt och inte för generella objekt i samma storleksordning. 3. Serviceavtalet för referensobjektet kan ha annorlunda utformning än för det i fallstudierna. 4. Den verkliga årsproduktionen varierar för referensobjektet. Vidare kunde det antas att kostnadsstrukturen för vindkraftsanläggningar som är installerade mellan år har samma fördelning som nyinstallerade anläggningar enligt figur 5. Antagandet baseras på det faktum att kostnadsbilden styrks av litteratur som publicerades år 2003 (Wizelius 2003). 14

27 4. Vindkraftsteori Här presenteras allmän information om vindkraft, dess utveckling samt olika typer av vindkraftverk och dess komponenter. Vidare behandlas luftens rörelse och hur den påverkas av markens råhet. Till sist presenteras den gällande teorin för hur hög totalverkningsgraden för en vindturbin kan vara och hur energiutbytet skapar en tryckkraft som vill välta tornet. 4.1 Vindkraftens historia och utveckling Dagens vindkraftverk har sitt ursprung från väderkvarnar som omvandlade vindens rörelseenergi till mekanisk energi. Den äldsta väderkvarnen som finns dokumenterad fanns i Persien år 947 e.kr. Den enkla konstruktionen omfattade en vertikal axel med bastmattor monterade på axeln för att fånga upp vinden. Det dröjde cirka 200 år innan de första väderkvarnarna dök upp i Europa, dessa kvarnar var betydligt mer utvecklade och var horisontalaxlade. Den horisontalaxlade konstruktionen medför flera tekniska problem som introduktion av kugghjul och möjligheten att kunna ställa in rotorn i vindens riktning, vilket gjorde konstruktionen mer komplicerad. (Wizelius, 2003) 4.2 Olika typer av vindkraftverk Det finns i huvudsak två olika konstruktioner för vindkraftverk; vertikalaxlade (vertical axis wind turbines, VAWT) och horisontalaxlade (horizontal axis wind turbines, HAWT). Konstruktionen med vertikal axel finns i huvudsak i tre olika utföranden vilka är Savoniusrotor, Darrieusrotor och H-rotor. Dessa tre finns illustrerade i figur 4.2a. Figur 4.2a Tre olika sorters vertikalaxlade vindkraftverk, från vänster: Savoniusrotor, Darrieusrotor och H-rotor. Källa: 15

28 Vindkraftverk med horisontala axlar är idag den vanligast förkommande typen av vindkraftverk. De har ett torn med en propellerliknande rotor i toppen av tornet Hau (2006). Figur 4.2b visar två stycken horisontalaxlade vindkraftverk, tillverkade av Enercon och av typen E-126. Figur 4.2b Horisontalaxlat vindkraftverk, Enercon E-126. Källa: 16

29 4.3 Vindkraftverkets komponenter Ett horisontalaxlat vindkraftverk kan delas upp i huvudkomponenter såsom fundament, torn, maskinhus, generator och rotor. Beroende på tillverkare kan det även finnas en växellåda mellan rotor och generator. Se figur 4.3 för alla delar förutom fundamentet. Figur 4.3 Maskinhus på ett horisontalaxlat vindkraftverk med växellåda. Källa: Enligt Nelson (2009) står turbin med tornet för ca 80 % av den totala investeringskostnaden. Det är viktigt att belysa att den givna procentsatsen kommer att variera beroende på de övriga posternas specifika kostnader i det aktuella projektet Fundament För att vindkraftverket ska stå stadigt krävs en tillräckligt stark grund som klarar av de påfrestningar som verkar på fundamentet. Fundamenten består oftast av armerad betong och de byggs direkt på den plats där verket ska stå. Den största faktorn som påverkar fundamentets storlek är vindkraftverkets storlek samt de krafter som orsakas av vinden. Det finns fler faktorer som påverkar såsom markens sammansättning och vilken typ av torn vindkraftverket har. Kostnaden för fundamentet ökar med dess vikt, vilken är direkt kopplad till vindkraftverkets storlek. (Hau, 2006) 17

30 Fundamentens konstruktion är väl utvecklad och Matalama (2009) beskriver bland annat de viktigaste områdena i konstruktionen som behöver vara korrekt dimensionerade för att erhålla tillräcklig hållfasthet Torn De vanligast förekommande tornen är koniska rörtorn av stål eller en kombination av betong som övergår till stålrör. Tornet är då bredare vid basen och smalnar av upp mot maskinhuset. Tornet byggs upp av flera sektioner för att underlätta transport av tornen (Wizelius, 2003). Det som påverkar tornets konstruktion är materialets styrka och tornets styvhet. Tornet ska dels tåla de extrema vindförhållandena som kan inträffa men ska även klara den utmattning som sker under dess åriga livslängd. Det finns en optimal navhöjd vid en given vindhastighet som ger den högsta lönsamheten till den lägsta konstruktionskostnaden. Denna optimala höjd infinner sig då de båda funktionerna konstruktionskostnad och energiutbyte skär varandra. Dock är denna punkt inte alltid densamma, för större torn ökar konstruktionskostnaden snabbare än för ett mindre torn. (Hau, 2006) Maskinhus Maskinhuset, eller nacellen som det också heter, är den komponent som omsluter och skyddar generator och mekanisk drivlina från yttre påfrestningar. Vanligast förekommande idag är kompositmaterial av glasfiber. Utseendet bestäms av de komponenter som ska monteras och installeras i nacellen, men varierar dessutom mellan olika fabrikat. Många gånger består maskinhuset av två delar, det skal som ska skydda utrustningen från väder och vind men även en bottenplatta där de komponenter som finnas med ska monteras på. Bottenplattan är oftast konstruerad i någon form av stål. Kostnaden för maskinhuset påverkas självklart av dess storlek men också till stor del av materialets sort och vikt. (Hau, 2006) Generator Generatorn är den komponent som omvandlar det mekaniska arbetet som rotorn utför till elektrisk energi. Det finns två olika sorters generatorer, synkrona och asynkrona, för att alstra elektricitet. De asynkrona generatorerna användes av de första kommersiella, nätanslutna, vindkraftverken. Dessa generatorer går med nästan konstant varvtal och om rotorbladen roterar med en högre hastighet ökar också den effekt som generatorn producerar. (Wizelius, 2003) Synkrona generatorer drivs ofta med variabelt varvtal för att utvinna vindens effekt på ett effektivare sätt. Det varierande varvtalet medför en varierande frekvens och för att kunna leverera en konstant frekvens till nätet krävs en 18

31 frekvensomriktare för att först likrikta strömmen och sedan forma tillbaka strömmen till växelström med rätt frekvens. (Wizelius, 2003) Rotor Vindkraftverkets nav, tillsammans med rotorbladen, kallas rotor eller turbin. Många verk har pitchreglering i navet vilket gör det möjligt att rotera bladen för att anpassa bladens anfallsvinkel mot vinden. Navet är den del som kopplar samman rotorbladen med drivaxeln och det övriga verket. Dess design kan variera beroende på tillverkare och hur många blad vindkraftverket har. (Wizelius, 2003) Valet av material till rotorbladen varierar beroende på tillverkare och bladets design. Erfarenheter för bladen hämtades från början från flygplansindustrins design av vingar. Med den bakgrunden kan lämpliga material väljas och i princip är det fem stycken: aluminium, titan, stål, fiberkompositer och trä. Tillverkningskostnaden för rotorbladet beror på materialval, tillverkningskostnad och kostnader för utveckling. (Hau, 2006) Växellåda Det finns vindkraftverk där rotorn är direkt kopplad till generatorn (synkrongenerator) och det finns vindkraftverk där rotorn och generatorn (asynkrongeneratorn) kopplas samman av en växellåda. De verk som fortfarande använder sig utav växellåda överför rotorns rotation via en låghastighetsaxel till växellådan. Växellådans uppgift är då att växla upp varvtalet från låghastighetsaxeln till en höghastighetsaxel som kopplas till generatorn. De växellådor som tillverkas idag är betydligt mer driftsäkra än förr. Dock är växellådan ofta en stor orsak till driftstopp. Hau (2006) beskriver att det oftast inte beror på växellådans konstruktion i sig som gör att den går sönder utan att det är dimensioneringen av växellådan som ligger till grund för problemet. I dessa fall är alltså växellådan för liten i förhållande till den kraft som rotorn överför till växellådan. 4.4 Luftens rörelse Vind skapas av tryckskillnader som i sin tur kan skapas av temperaturskillnader i atmosfären av energifrigörelse i samband med regn och på flera andra sätt, bland annat av jordens sfäriska form då solinstrålningens infallsvinkel är olika för olika platser. Tyngdkraften påverkar också vinden genom luftens tyngd, vilket bildar friktion. Detta gäller enbart det lager av vind som ligger närmst marken. Den vind som blåser på högre höjder påverkas väldigt lite av friktionen och blir då en ostörd vind, denna ostörda vind kallas även geostrofisk vind. (Wizelius, 2003) 19

32 Att det ska blåsa på det ställe där vindkraft planeras är en självklarhet. Dock påverkar klimatet på andra sätt, idag byggs vindkraftverk på många platser med varierande klimat så som till havs och i kallt klimat. Vindförhållandena är olika för de olika klimaten och det yttre fysisk påverkan på vindkraftverket varierar också. (CVI, 2012) Råhetsklasser Den geostrofiska vinden ligger på mellan meters höjd över markytan. Denna vind är praktiskt taget opåverkad av den friktion som uppkommer vid markytan. Dagens vindkraft når inte upp till dessa höjder vilket gör att vindhastigheten och därmed den tillgängliga vindenergin påverkas av markytans skovlighet och hinder. (Ivanell & Wizelius, 2002) Vindhastigheten påverkas av friktionen från markytans vegetation, byggnader och övriga hinder. Ju större friktionen från terrängen är framför vindkraftverkets rotorblad, desto mer bromsas vinden upp innan en del av den kvarvarande energin utvinns av turbinen. Figur illustrerar ett generellt scenario där vinden utsätts för ökad markråhet, i detta fall en byggnad. Vinden bromsas upp och bildar turbulens kring byggnaden och även en viss sträcka uppströms. Efter byggnaden sjunker råheten igen och vinden behöver då en viss sträcka för att återfå sin ursprungliga höjdprofil. (Gash & Twele. 2012) Figur Vindens förändring i riktning, hastighet och återhämtning vid ökad markråhet. Källa: Chiras, För att specificera markytans friktion, i vindkraftssammanhang kallad råhet, är markytan indelad i olika råhetsklasser. Tabell visar råhetsklasser och råhetslängd enligt definitionen av WAsP (Wind Atlas Analysis and Application Program). Med stigande råhetsklass är markytan belagd med fler och högre hinder och minskar därmed den tillgängliga vindenergin kring detta område genom 20

33 Råhets klass uppbromsning av vindhastigheten. Även kullar och dalar kan tillämpas och delas in i råhetsklasser. I vissa fall kan det vara gynnsamt att placera ett vindkraftverk bakom en kulle eftersom vindhastigheten tenderar att accelerera över kullens krön. (Wizelius, 2003) Råhetslängden beskriver hur markytans beskaffenhet påverkar vindhastigheten. Råhetslängden är direkt kopplad till markytans skovlighet. (Boverket, Energimyndigheten & Naturvårdsverket, 2001) Tabell Råhetsklasser, råhetslängd och typbeskrivning av förekommande hinder i landskapet. Källa: Wizelius, 2003 Råhets längd Karaktär Terräng Lägivare Gårdar Tätorter Skog 0 0,0002 Hav, sjöar och fjordar Öppet vatten 1 0,003 Öppet landskap med sparsam vegetation och bebyggelse 2 0,1 Landskapsbygd med en blandning av öppna ytor, vegetation och bebyggelse 3 0,4 Mindre tätorter eller landsbygd med många gårdar, dungar och lägivande hinder 4 1,6 Större städer eller hög tät skog Platt till jämnt kuperat Platt till starkt kuperat Platt till starkt kuperat Platt till starkt kuperat Endast låg vegetation Skogsdun gar och alléer Många dungar och vegetation 0-3 gårdar/k m2 Upp till 10 gårdar/k m2 >10 gårdar/k m2 Få antal byar och små tätorter Många byar, små tätorter Större städer Låg skog Hög, tät skog Betz verkningsgrad och turbulens orsakat av turbinen År 1919 härledde den tyska fysikern Albert Betz ett samband som beskriver den teoretiskt maximala utvinnbara effekten ur vinden av en vindturbin. Betz verkningsgrad uppgår till 16/27, vilket motsvarar 59,3 %. Det finns då en teoretisk gräns hur mycket luften skall bromsas upp för att erhålla högsta möjliga totalverkningsgrad för en vindturbin. Totalverkningsgraden på ett modernt vindkraftverk ligger på ca %. (Kaltschmitt et al. 2007) När vinden blåser genom vindkraftverkets rotorblad leder energiutvinningen till turbulens och uppbromsad vindhastighet på läsidan (bakom rotorbladen). Detta tillstånd bakom rotorbladen kallas vindvak.(wizelius, 2003) Figur visar hastigheten U i som träffar rotorbladen och turbulens bildas bakom rotorbladen samtidigt som den resulterande hastigheten U w är kraftigt reducerad i jämförelse med U 0. 21

34 Figur Illustration av vindvak bakom rotorbladen. Källa: Vid planering av flera vindkraftverk (en vindfarm) har vinkeln och avståndet mellan verken stor betydelse för hur hög vindhastighet det finns att tillgå efter första och mellan verken. Som tidigare nämnt behöver vinden en given sträcka för att återhämta sin ursprungliga vindhastighet. Vid placering av två vindkraftverk bakom varandra blir avståndet och den uppbromsade vindens storlek av framförvarande verk den mest kritiska parametern som bör tas hänsyn till för att erhålla maximalt energiutbyte från båda verken. Wizelius (2003) anser att det bör finnas ett avstånd på ungefär tio rotordiametrar för att vindhastigheten skall kunna återhämta sig helt. Enligt Maneveau och Meyers (2011) ska rotordiametern vara femton gånger större för att på ett bättre sätt avspegla verkligheten då vinden ska kunna återhämta sig fullt. Figur visar en ögonblicksbild på en simulering som genomförts för att visa hur turbulens och vindhastighet ser ut efter att vinden passerat en turbin. Begynnelsen av de blåa områdena är turbinernas placering. 22

35 Figur Simulering av turbulens i en vindfarm med flera verk. Källa: n/energi/vindkraft/vindval/konferenser/vindval_vindforsk_2010/ivanell_ pdf Momentkrafter från vinden Ett vindkraftverks byggkonstruktion ska vara dimensionerat för att med marginal kunna ta upp alla de krafter som vinden utsätter den för. Då tornen och rotorbladens dimensioner växer ökar momentkraften som påverkar tornet och fundamentet. Trenden för att verken byggs med större navhöjd påverkar bl.a. tillverknings-, transports- och monteringskostnaden. (Gash & Twele, 2012). I ett vindkraftverk kommer den strömmande vinden att skapa en tryckkraft mot rotorbladen och tornet. Denna kraft belastar betongfundamentet och dess infästning i tornet. Betongfundamentets påkänning från vinden kännetecknas som verkets vältmoment. Denna kraft påverkas av lufthastighet, rotorbladens sveparea, nacellvikt och mängden inbromsat massflöde luft per kvadratmeter sveparea. 23

36 Två dominerande krafter När den lyftkraft (F lyft ) som bildas från U 1 10 träffar rotorbladet sönderfaller den i två olika krafter, vridkraft (F vrid ) och motståndskraft (F motst ), dessa krafter illustreras i figur Vridkraften verkar vinkelrätt mot den inkommande luftströmmen och är den kraft som får rotorbladet att vilja rotera. (Boyle, 2004) Motståndskraften är riktad längs med luftströmmen och bidrar inte till rotationen. På samma sätt som F motst trycker mot rotorbladet måste rotorbladet enligt Newtons tredje lag 11 ge en motriktad kraft av samma storlek. Det är alltså F motst kommer att försöka välta vindkraftverket. Figur Lyft-, vrid- och motståndskrafter som verkar på rotorbladet Vindsituation i Sverige Enligt Sveriges meteorologiska och hydrologiska institut(smhi) blåser det som mest i Sverige mellan november och januari månad, minst blåser det normalt sett mellan maj och augusti. Enligt en rapport av Bärring & Wern (2011) har medelvindhastigheten i Sverige under perioden 1951 till 2010 minskat med 3 % och antal tillfällen per år då det blåst mer än 25 m/s har minskat med 12 %. För att kartlägga Sveriges vindsituation finns det så kallade vindkarteringar, dessa är kartor för vindhastigheten på olika, för vindkraft, intressanta höjder. 10 U 1 är den resulterande vindhastigheten av begynnelsehastigheten U 0 som träffar vinkelrätt mot rotorbladet. 11 Newtons tredje lag: Två kroppar påverkar alltid varandra med lika stora men motriktade krafter. 24

37 Vindkarteringen visar den modellerade medelvindhastigheten för sju olika höjder(80, 90, 100, 110, 120, 130 och 140m), vindhastigheterna är alltså inte uppmätta utan simulerade med hjälp av datorer. Vindkarteringen är till för att höja tillförlitligheten för Sveriges vindenergipotential, upplösningen för vindkarteringen är 0,25 kvadratkilometer. Figur visar den modellerade medelvindhastigheten på höjden 100 meter över markytan. (Energimyndigheten, 2012) Figur Medelvindhastigheter i Sverige 100m ovan mark. Källa: oom=0&layers=em:riksgrans_gwc,em:100m_v2_gwc&ovmap=false&wkt 4.5 Drift och underhåll Drift och underhåll är den tillsyn och de åtgärder som utförs på en teknisk anläggning för att upprätthålla önskad driftsäkerhet och energieffektivitet under hela dess livslängd. Det behövs ett väl planerat drift och underhåll för att upprätthålla funktionen på anläggningen på bästa sätt (Kovacs et al, 2011). 25

38 Då de mekaniska komponenterna i maskinhuset slits, kommer de med tiden tappa sin ursprungliga effektivitet och funktion. Därför krävs ett underhåll och utbytesprogram för dessa komponenter (Vlok et al 2003). Drift och underhållskostnaderna för en vindkraftsanläggning omfattar alltså de debiterade åtgärder som utförs för att bibehålla anläggningens funktion på önskad nivå. Den huvudsakliga anledningen till att drift- och underhåll används är att minska totalkostnaden per producerad kwh sett till hela vindkraftverkets livslängd (World Wind Association, 2012). Ett väl fungerande drift och underhåll kommer bidra till färre driftstopp och ökad tillgänglighet på vindkraftverket. Den ökade tillgängligheten resulterar i växande energiproduktion och lägre kostnad per producerad kwh. Underhållet kan först och främst delas upp i förebyggande underhåll och avhjälpande underhåll, se figur 4.5. Figur 4.5 Underhållets undergrupper, förebyggande underhåll och avhjälpande underhåll. Källa: Hagberg & Henriksson, (2010). 26

39 4.5.1 Förebyggande underhåll Förebyggande underhåll kan i sin tur delas upp i förutbestämt underhåll och tillståndsbaserat underhåll, se figur Figur Förebyggande underhållets undergrupper, förutbestämt och tillståndsbaserat underhåll. Källa: Hagberg & Henriksson, (2010) Förutbestämt underhåll Förutbestämt underhåll är ett periodiserat underhåll som utförs för att förlänga komponenters livslängd och ersätta förbrukade komponenter med nya. Underhållsintervallerna är baserade på komponentens förväntade livslängd och funktionsduglighet. Den tekniska livslängden för en given komponent är ofta angiven från tillverkaren. Då slutet på komponentens tekniska livslängd närmar sig utförs ett planerat driftstopp för att utföra de planerade åtgärderna. Med ett förebyggande underhåll kan servicepersonalen och därmed ägaren förebygga oförutsedda störningar och driftstopp. Definitionen av förutbestämt underhåll från Hagberg & Henriksson (2010) är att Med förutbestämt underhåll menas det förebyggande underhåll som genomförts i enlighet med bestämda intervaller eller efter en bestämd användning, men utan att föregås av tillståndskontroll Tillståndsbaserat underhåll Med tillståndsbaserat underhåll menas det förebyggande underhåll som består av kontroll och övervakning av en enhets tillstånd avseende dess funktion och egenskaper, samt därav föranledda åtgärder (Hagberg & Henriksson, 2010). Tillståndsövervakningens funktion är att ge information om enhetens tillstånd och kondition för att i ett tidigt skede kunna upptäcka en avvikelse eller ett fel. Ju tidigare ett fel identifieras desto större är chansen att man lyckas undvika följdskador och haveri (Johansson, 1997). 27

40 I vindkraftverk kan följdskador och haverier resultera i långa och dyrbara driftstopp. Anledningen är bl.a. alla dess rörliga och roterande delar som slutar att fungera vid haverier. En specifik kritisk komponent är växellådan. I förra generationens vindkraftverk tenderade kuggväxlarna att brytas av vilket gav stora följdskador på hela växellådan. Olika metoder av tillståndsövervakning är vibrationsmätning, termografi och SPM (stötpulsmetod) där den sistnämnda används för att övervaka rullningsoch glidlager. (Henriksson, 1997) De flesta mekaniska och elektriska förändringar kan identifieras med hjälp av tillståndsövervakning. Henriksson (1997) nämner följande delar i sin bok Driftsäkerhet och underhåll: Rotorer obalans lösa delar böjd axel sprickor iskärningar mot fasta delar uppriktningsfel förlust av rotordelar Glidlager lagerinstabilitet, oil whirl(oljefilm av varierande tjocklek som bildas mellan axel och lager vilket gör att axeln tvingas att vandra i lagret) och oil whip(oljefilmen bryts och kontakt metall mot metall uppstår) beroende på för låg lagerlast i förhållande till lagerspel och smörjning. Rullager uppriktningsfel dålig smörjning slitage skador på rullar, rullytor sliten rullhållare Växlar kuggskador, slitage excentricitet obalans uppriktningsfel (montagefel) Elektriska maskiner excentrisk rotor 28

41 feluppriktat luftgap rotorstavbrott osymmetriska lindningar (lindningsfel, anslutningsfel) Utöver dessa finns det också möjlighet att tillståndsövervaka oljekvalitén på driv- och smörjmedel och även smörjfetter som används i hydraulik, transmission och motorer. Detta görs genom oljeanalyser som bl.a. kontrollerar föroreningar och det naturliga oxidationsförloppet i smörjmedlet. Genomförs förebyggande åtgärder som resultat av tillståndsövervakningen kommer livslängden på komponenterna att öka Avhjälpande underhåll Avhjälpande underhåll sker när det uppstår oförutsedda störningar som på något sätt behöver åtgärdas. Uppkomsten av sådana störningar ska enligt teorin inte bero på bristande förebyggande underhåll. Felet avhjälps efter det har identifierats. Tidsintervallet från ett oplanerat driftstopp till dess att felet är åtgärdat är av stor betydelse eftersom elproduktionen upphör till dess att driften återupptagits Serviceavtal Idag erbjuds kompletta serviceavtal som innefattar hela underhållsansvaret under avtalstiden, inklusive förbrukningsartiklar och reservdelar. Enligt Anders Gahne är avgiften för serviceavtalet kopplat till anläggningens produktivitet. Vestas erbjuder i nuläget fem olika serviceavtal (AOM 1000, AOM 2000, AOM 5000) där AOM 5000 är ett heltäckande fullserviceavtal som är utformat för att minimera produktionsbortfall och garanterar en tillgänglighet på upp till 97 %. (Vestas, 2012). Det förekommer även serviceavtal där kostnaden för reservdelar och övriga förbrukningsartiklar tillkommer. Dessa avtal tillämpas främst på vindkraftverk som är tillverkade före år 2000 och med effekt i storleksordningen <500kW. Enercon kallar sitt avtal EPK (Enercon partner koncept) och har likheter med Vestas avtal. Ett EPK kan tecknas under tio eller maximalt femton år. Ägaren betalar en minimikostnad beroende på valt vindkraftverk. I minimikostnaden ingår följande (Enercon, 2012): Underhåll under givna intervaller (4 gånger per år) Garanterad teknisk tillgänglighet på 97 % Reparationer och reservdelar Kostnader för transporter och kranar Fjärrövervakning dygnet runt 29

42 Enercon definierar teknisk tillgänglighet som när vindkraftverket är i det tillstånd att det kan leverera elektricitet under normala klimatförhållanden. Om tillgängligheten på årsbasis sjunker under denna nivå ersätter Enercon den förlorade intäkten som den lägre tillgängligheten orsakat. (Enercon, 2012) Vid sidan om miniavgiften tillkommer den större avgiften som baseras på den årliga energiproduktionen. Utöver basunderhållet inkluderar EPK följande aktiviteter fyra gånger per år (Enercon, 2012): Översiktlig tillsyn: Alla ingående komponenter ses över. Elektriskt underhåll: Elektriska installationer t.ex. sensorer, strömbrytare och säkerhetsutrustning kontrolleras. Oljeprov och oljebyten: När tillsynen görs så kontrolleras oljans skick i turbinen och byts vid behov. Mekaniskt underhåll: Kontroll av skruvar och bultar. Ägaren erbjuds att betala halva den produktionsbaserade avgiften de första fem åren. Anledningen sägs vara att ägaren ska få en chans att hinna få ett ekonomiskt tillskott under de första producerande åren. Enercon erbjuder även en tilläggstjänst Enercon add-on insurance som är en slags försäkring som täcker skador som orsakats av yttre påfrestningar som inte kan kopplas till normal förslitning. (Enercon, 2012) Ingående komponenter i vindkraftverket har en bestämd livslängd vilket kommer leda till att underhållsgraden ökar efter en viss ålder. Detta betyder att det finns en risk att serviceavtalens kostnad kommer att öka ju äldre den befintliga anläggningen är (Gash & Twele, 2012). Ytterligare en parameter som inte påverkar kostnaden för serviceavtalet men kostnaden för utebliven intäkt är effektiviteten på turbinen. Ett misskött underhåll kommer att sänka energiutbytet på grund av komponenternas försämrade prestanda. Ett väl utvecklat tillståndsbaserat underhåll kommer däremot förbättra det förebyggande underhållet och bibehålla verkets effektivitet samt minimera antalet oförutsedda driftstopp. 4.6 Vindkraft i Sverige I Sverige startade vindkraftindustrin i början av 1980-talet med demonstrationsanläggningar, under 1990-talet ökade antalet vinkraftverk fram till dagens läge med ett antal på cirka 2060 vindkraftverk (Vindstat, 2012). De verk som tillverkades under 1980-talets början hade effekter runt 25 kw, det kan jämföras 2000-talets verk med effekter över 2500 kw. Man kan dock inte bara göra större och större vindkraftverk, kostnaden för ett verk är beroende av dess vikt och vikten är beroende av storleken. Det innebär att komponenterna måste utvecklas och effektiviseras för att kostnadsökningen ska bli mindre än produktionsökningen. (Wizelius, 2003) 30

43 Vindkraftverkens fördelning och utbredning i Sverige ser ut som i tabell 4.6, Skåne och Västra Götaland är klart de två största producenterna av elektricitet. Tabell 4.6 Installerad effekt, antal verk och producerad el för vartdera länet under 2010 och Källa: Vindkraftsstatistik 2011 Län Installerad effekt Antal Producerad el vindkraftverk MW MWh Skåne 391,2 553, Västra Götaland 414,8 453, Västerbotten 170,1 303, Jämtland 181,0 215, Halland 133,4 188, Kalmar 79,1 183, Dalarna 150,3 183, Gotland 114,2 181, Östergötland 97,4 130, Norrbotten 83,0 119, Jönköping 37,5 72, Blekinge 34,2 50, Värmland 34,0 34, Örebro 14,4 29, Gävleborg 21,2 25, Västernorrland 22,8 22, Uppsala 11,0 11, Kronoberg 3,0 3, Södermanland 1,4 3,5 2 4 Sekretess Sekretess Stockholm 1,2 2,1 4 6 Sekretess Sekretess Västmanland 0,1 0,1 2 2 Sekretess Sekretess Summa Elcertifikat Elcertifikatsystemet är marknadsbaserat och är ett stödsystem som avser att öka produktionen av elektricitet från förnybara källor. Systemet ska i Sverige bidra till 25 TWh ökad produktion från år 2002 fram till år Endast vissa energikällor kan erhålla elcertifikat och det är vindkraft, viss vattenkraft, vissa biobränslen, solenergi, geotermisk energi, vågkraft och torv i kraftvärmeverk. Det fungerar så att den som producerar förnybar el från någon av ovanstående energikällor erhåller ett elcertifikat för varje producerad megawattimme. Producenten kan sedan sälja dessa certifikat på en öppen marknad där köpare oftast är elleverantörer. (Energimyndigheten, 2012) 31

44 5. Genomförande Under denna rubrik redovisas kostnadsstrukturfördelning och datainsamling. I strukturen granskas varje kostnadsbärare och bryts ner till en mer detaljerad nivå. Under varje kostnadsbärare presenteras en figur för de alternativ som finns att välja på i den livscykelkostnadsmodell som tillhör genomförandet. Kostnadsmodellen görs i Microsoft Office Excel Tabellerna som finns under underrubrikerna till kostnadsstrukturfördelningen har två olika färger för de celler som hanterar kostnader. Blå celler ska fyllas i manuellt och gröna celler räknas ut automatiskt, se tabell 5. Tabell 5 Färgkoder för manuell och automatisk inmatning Manuell inmatning Automatisk inmatning Den första sidan för livscykelkostnadsmodellen är till för att fylla i allmän information om det specifika fallet såsom fabrikat, effekt, projekterad produktion, livslängd och kalkylränta. Livscykelkostnaden kommer sedan att utgå ifrån dessa värden när modellen beräknar den totala livscykelkostnaden, första sidan som den ser ut i modellen visas i figur 5. Figur 5 Allmän information till livscykelkostnadsmodellen 32

45 5.1 Kostnadsstrukturfördelning Utifrån denna kostnadsstrukturfördelning, figur 5.1, presenteras varje kostnadspost med underliggande kostnader. Vindkraftanläggning Projektering Investering och installation Drift och underhåll Driftstopp Avveckling Övriga kostnader Figur 5.1 Kostnadsstruktursfördelning Projektering Som tidigare nämnts omfattas projekteringskostnaden av kostnader för planering vilket innebär projektörens arbetstid, avgifter för bygglov och övriga kostnader i samband med planeringen. Projekteringskostnaden kan variera kraftigt beroende på tidsåtgång för aktuellt projekt (Wizelius 2003). Processen är långsamtgående och innefattar även ett antal tillstånd som måste prövas innan tillåtelse för etablering kan beviljas. Appendix 5 beskriver i viss detalj aktivitetsflödet från bygglov till beviljande Livscykelkostnadsmodellen för projektering Livscykelkostnadsmodellens kostnadspost för projektering ser ut som figur Det finns då två olika alternativ att fylla i beroende på vilka kostnader som finns tillgängliga. 33

46 Figur Projekteringskostnader Investering och installation Investerings- och installationskostnaden för en vindkraftsanläggning kan ur ägarens perspektiv delas upp i fyra huvudkostnader. Dessa fyra är kostnad för vägbyggen, fundament, verk och elektrisk anslutning (Blomqvist et al. 2008). Fundament och verk är nästan aldrig uppdelade utan dessa köps för en klumpsumma och är därför ofta svåra att skilja på dessa kostnader Vägbyggen För att transport och montering av vindkraftverket ska underlättas och överhuvud taget vara möjlig skall sträckan fram till siten (vindkraftverkets placering) ha hög tillgänglighet för lyftkranar, transportfordon etc. Det är därför ett måste att bygga en transportväg. Kostnaden för att bygga vägar varierar för varje specifikt projekt. Dominerande faktorer som påverkar kostnaden för vägbyggen är avståndet från befintlig väg till siten, markens bärighet och befintliga fysiska hinder längs vägen Fundament Kostnaden för fundamentet varierar beroende på antal kilogram material som används. Antalet kilogram material bestäms av fundamentets volym som i sin tur påverkas av verkets storlek Verk Verkets delar består av torn, maskinhus och rotor. Detaljer finns beskrivna i kap 4.3. Det angivna kapitlet kan användas som komplement till denna underrubrik. Investeringskostnaden för verket består av de adderade 34

47 kostnaderna för tornet, rotorn och maskinhuset med dess innehåll. Eftersom verket tillsammans med fundament är det svårt att sära på de specifika kostnaderna för verkets komponenter. I livscykelkostnadsmodellen finns dock ett alternativ för att fylla i dessa specifika kostnader. Denna rapport behandlar koniska ståltorn och tornets kostnad kommer i stort sätt variera med dess höjd, vikt och transportsträcka fram till siten. Tornets höjd bestäms av markens råhet, önskad medelvindhastighet och storleken på rotorbladen Elektrisk anslutning För att kunna leverera elektricitet till det fasta elnätet behövs en anslutning mellan verket och det fasta nätet. Anslutningens kostnad varierar likt den för vägbyggen. Faktorer som påverkar den slutliga kostnaden är tillgängligheten och avståndet till närmsta rätt dimensionerade anslutningspunkt i det fasta nätet. Omfattas hela vindkraftetableringen endast av ett verk men med framtida planering av utbyggnad krävs med all säkerhet en kraftigare elkabel. Kabelns tjocklek tillsammans med erforderlig installationssträcka är de signifikanta kostnadsbärarna under denna rubrik. Det tillkommer även en anslutningsavgift för vindkraftsägaren. I antalet meter kabel inkluderas kostnader för hela entreprenaden, vilket innefattar arbetskostnad, anslutningsavgift och materialkostnad Livscykelkostnadsmodellen för investering och installation Livscykelkostnadsmodellens kostnadspost för investering och installation ser ut som figur Beroende på hur detaljerad information som finns för kostnaderna kan två olika alternativ fyllas i. 35

48 Figur Installations- och investeringskostnader Drift och underhåll Kostnader för drift och underhåll för ett vindkraftverk tillkommer under hela den tid verket är i drift Serviceavtal Många tillverkare erbjuder idag kompletta serviceavtal och åtar sig hela underhållsansvaret under avtalstiden, inklusive förbrukningsartiklar och reservdelar. Enligt Anders Gahne är avgiften för serviceavtalet kopplat till anläggningens produktivitet. Med andra ord tar serviceföretaget ut en avgift per producerad kwh. Denna avtalsform blir en win-win -situation eftersom båda parter (ägaren och entreprenören) får högre intäkter ju fler kwh turbinen levererar till elnätet. Serviceavtal som omfattar en fast årsavgift förekommer och finns därför också som ett alternativ i modellen. Sammanfattningsvis kommer kostnaden för drift och underhåll vara en förhandlad kostnad per producerad kwh eller fast årsavgift och därtill 36

49 tillkommer i vissa fall även kostnader för minimiavgift, reservdelar, förbrukningsartiklar och arbetskostnad Livscykelkostnadsmodellen för drift och underhåll Livscykelkostnadsmodellens kostnadspost för drift och underhåll ser ut som figur Serviceavtalen kan utformas på flera olika sätt finns det därför fem olika alternativ att fylla i för drift och underhåll i livscykelkostnadsmodellen. Figur Alternativ på kostnader för serviceavtal Driftstopp Ett driftstopp kommer i vissa fall resultera i en utebliven intäkt. Serviceavtalen garanterar ofta att de planerade driftstoppen med avseende att underhålla verket ska utföras på ett sådant sätt att produktionsbortfallet minimeras. Det betyder ändå att det kommer att förekomma driftstopp som sänker tillgängligheten. Ett exempel: Om ett serviceavtal garanterar en tillgänglighet på 98 % kommer de två återstående procenten innebära en indirekt kostnad för ägaren. Vid en årsproduktion på 5,5 miljoner kwh baserat på 100 % tillgänglighet kommer försäljningsintäkten på kwh automatiskt falla bort utan ersättning. Detta förutsätter att verket kommer utsättas för planerade och oplanerade driftstopp som uppgår till två procent av en hundraprocentig tillgänglighet. Med ett serviceavtal som garanterar 96 % tillgänglighet kommer denna indirekta kostnad att fördubblas. 37

50 Livscykelkostnadsmodellen för driftstopp Livscykelkostnadsmodellens kostnadspost för driftstopp ser ut som figur Vindkraftverket som används i modellen kan vara nytt eller ett befintligt verk, därför finns det olika alternativ att fylla i beroende på om en uppmätt tillgänglighet finns eller endast den ur ett eventuellt serviceavtal. Figur Tre alternativ för att fylla i vindkraftverkets tillgänglighet Avveckling Totalkostnaden för avvecklingen är de adderade kostnaderna för nedmontering, bortforsling, återställande av plats och återvinning (Energimyndigheten, Consortis, Svensk vindkraft och Svensk vindkraftförening 2009). Enligt samma studie kan den ekonomiska kalkylen för avvecklingen delas upp intäkts- och kostnadsposter som ser ut enligt tabell Intäkterna består av skrotvärdet, dvs. värdet av koppar, stål, aluminium och järn. 38

51 Tabell Intäkts- och kostnadsposter för ekonomisk kalkyl för avveckling av en vindkraftsanläggning. Källa: Energimyndigheten, Consortis, Svensk vindkraft och Svensk vindkraftförening, Vindkraftverk kartläggning av aktiviteter och kostnader vid nedmontering, återställande av plats och återvinning. Intäkter Koppar Stål Aluminium Järn Kostnader Krankostnader Transportkostnader Arbete Maskinkostnader för återställande av plats Kostnader för upparbetning, återvinning och deponi Försäkringar Övriga kostnader Skrotvärdet kommer på så vis vara beroende på det aktuella marknadsvärdet för metallerna det året anläggningen avvecklas Livscykelkostnadsmodellen för avveckling Livscykelkostnadsmodellens kostnadspost för avveckling ser ut som figur I modellen finns två alternativ för hur kostnaden för avveckling ska fyllas i, antingen kostnader för de olika momenten eller en total kostnad för avvecklingen. Figur Avvecklingskostnader 39

52 5.1.6 Övriga kostnader Övriga kostnadsposter som tillkommer för att driva en vindkraftanläggning är kostnad för markarrenden, administration, försäkringar, fastighetsskatt, miljötillsynsavgift, energi (Gash & Twele, 2012). De här kostnaderna återkommer periodvis under hela anläggningens tekniska eller ekonomiska livslängd. De övriga kostnaderna för en vindkraftsanläggning innefattar alltså de omkringliggande omkostnader som krävs för att både juridiskt och praktiskt ha tillåtelse att driva anläggningen. Kostnad för administration kan exempelvis vara den debiterade tiden för att tillhandahålla budgetplan, årsredovisningar, produktionsstatistik och övriga administrativa ärenden. Vanliga försäkringar som tecknas i vindkraftssammanhang är egendomsförsäkring, avbrottsförsäkring och ansvarsförsäkring. Kostnaderna för dessa försäkringar varierar beroende på valt kraftverksfabrikat. (Nätverket för vindbruk, 2012) Livscykelkostnadsmodellen för övriga kostnader Livscykelkostnadsmodellens kostnadspost för avveckling ser ut som figur Kostnaderna för de övriga kostnaderna kan fyllas i detaljerat eller som en total kostnad. Figur Övriga kostnader 5.2 Utbyten av äldre vindkraftverk Referensobjekt ett simuleras bytas ut mot ett nytt verk motsvarande det i fallstudie två. Kostnadsstrukturen för vindkraftverk som är installerade mellan år har samma kostnadsstrukturfördelning enligt figur 5.1. Bytet görs alltså på referensobjektets site med samma tänkta kostnadsstruktur med undantag av kostnaden för: 40

53 1. Projektering. 2. Elektrisk anslutning. 3. Vägbyggen. För simuleringen kommer beräkningar utföras med hjälp av den framarbetade livscykelkostnadsmodellen och manuella beräkningar. 5.3 Då verken blir större och effektivare Kostnadsstrukturfördelningen kommer att se identisk ut mellan de två objekten som ska jämföras. Jämförelsen avser fallstudie ett med referensobjekt två. För att jämföra de två olika anläggningarnas livscykelkostnader användes den framarbetade livscykelkostnadsmodellen. 5.4 Datainsamling Här presenteras de insamlade data som erhållits via tidigare angivna metoder. Utöver de fallstudier som gjorts har det tillkommit kompletterad data som behövs för att uppnå huvudmål och delmål. Kompletta datainsamlingstabeller återfinns i appendix 1,2,3,4 och 6. Fallstudie ett gjordes med respondenten Harald Säll som är delägare i ett vindkraftverk som är placerat i Karryd nordöst om Växjö. Fallstudie ett finns i appendix ett. Fallstudie två gjordes med respondenten Börje Göransson som är verkställande direktör på det allmännyttiga fastighetsbolaget Finnvedsbostäder AB i Värnamo. Finnvedsbostäder AB är medlemmar i VVEF (Vallerstad Vind Ekonomisk Förening) som är delägare i två vindkraftverk på Jonasboberget sydväst om Värnamo. Fallstudien omfattade båda vindkraftverken men avgränsas till att presentera vindkraftverket Gudrun. Fallstudie två finns i appendix två. Referensobjekt ett och två är utvalda vindkraftverk beroende på deras ålder, storlek och vindläge. Dessa objekt finns beskrivna mer komplett i appendix tre. För referensobjekt två finns ett mer detaljerat anbud i appendix sex. Den övriga datainsamlingen är hämtad från personliga intervjuer, telefonintervjuer, litteratur, vetenskapliga rapporter och statistiska databaser. Övriga insamlad data finns sammanfattad i appendix tre och fyra. De tekniska specifikationerna för de fyra ovan nämnda vindkraftverken finns sammanfattade i tabell Sammanställda kostnader för samma verk finns i tabell

54 Tabell Sammanfattning av tekniska specifikationer för fyra anläggningar Fallstudie 1 Fallstudie 2 Referensobjekt 1 Referensobjekt 2 Namn Karryd Gudrun Gunnön 3 Åsaka 1 Fabrikat Enercon Vestas Vestas Enercon Modell E-53 V-90 V-47 E-82 Effekt [kw] Medelvindhastighet 7,0 7,0 6,4 7,6 vid navhöjd [m/s] Navhöjd [m] Rotordiameter[m] Driftstart [år/månad] 2011/ / / /03 Projekterad produktion [MWh] Tabell Sammanfattning av ekonomisk information för de fyra anläggningarna Kostnadspost Fallstudie 1 [år 2011] Fallstudie 2 [år 2009] Referensobjekt 1 [år 2000] Projektering [tkr] Investering och installation [tkr] Drift och underhåll 260 tkr/år 8,5 öre/kwh 8,5 öre/kwh 250 tkr/år Tillgänglighet [%] 97 97,6 96,3 97 Avveckling [tkr] Övriga kostnader [tkr/år] Referensobjekt 2 [år 2007] 42

55 6. Resultat och analys Detta kapitel avser att redovisa resultaten för de uträknade livscykelkostnader och nyckeltal som gjordes i samband med att uppnå målen. 6.1 Fallstudier Resultatet från de fallstudier som gjorts presenteras under kommande underrubriker. Fullständig beräkningskalkyl som är underlag för resultatet finns i appendix 7 och Fallstudie 1 Vissa faktorer utöver kostnaderna, livslängden och kalkylräntan spelar roll för det slutgiltiga resultatet. Dessa faktorer är energiproduktion per år, tillgänglighet och försäljningspris för el. För fallstudie ett är dessa faktorer 1,7 GWh/år i produktion, 97 % i tillgänglighet och ett försäljningspris på 79 öre/kwh. Resultatet av fallstudie ett visar att livscykelkostnaden blir 15,86 Mkr, se tabell Kostnaderna för projektering och avveckling fanns ej tillgängliga för det aktuella fallet och därför uppskattas dessa utefter de litteraturstudier som genomförts. De två största kostnadsposterna är investering och installation samt drift och underhåll där de står för 79 % respektive 12 % av den totala livscykelkostnaden. Tabell Resultat för fallstudie ett i miljoner kronor Projektering 0,50 Investering och installation 12,50 Drift och underhåll 1,98 Driftstopp 0,31 Avveckling 0,17 Övriga kostnader 0,41 Livscykelkostnad 15,86 Den projekterade elproduktionen för fallstudie 1 var 1,7 GWh/år, tar man detta under den ekonomiska livslängden ges en total elproduktion på 25 GWh. Den totala elproduktionen utslagen på livscykelkostnaden ger en kostnad per producerad kwh under den ekonomiska livslängden, för fallstudie 1 blir denna kostnad 0,622 kr/kwh. Effekten för verket i fallstudie 1 är 0,8 MW, en kostnad per installerad kilowatt kan då beräknas. I fallstudie 1 blir den totala kostnaden per 43

56 installerad effekt 20 tkr/kw. Om endast investering och installation skulle räknas per installerad effekt hade priset blivit 16 tkr/kw Känslighetsanalys För att göra en känslighetsanalys antas att verket producerar lika mycket energi varje år samt att elpriset är detsamma. Intäkten under livslängden kan då beräknas och det är denna faktor som påverkar om investeringen blir lönsam eller inte. Den beräknade intäkten för fallstudie ett blir då 20 Mkr, blir livscykelkostnaden högre än denna summa är investeringen olönsam. Inköpspriset för vindkraftverket är en stor kostnadsbidragare och är därför intressant att undersöka till vilket pris verket inte längre är lönsamt. Känslighetsanalysen för inköpspriset visar då att priset måste öka med 26 % för att investeringen inte ska bli lönsam. Drift och underhållskostnaden för fallstudie ett var en årlig kostnad och denna kostnad måste öka med 68 % för att investeringen ska bli olönsam, se figur Inköpspris [Mkr] Drif och underhållskostnad [Mkr/år] Figur Känslighetsanalys av inköpspriset och drift och underhållskostnad för vindkraftverket i fallstudie ett. Den blå stapeln är nuvarande kostnad och röd stapel står för den uträknade känslighetsanalysen Fallstudie 2 Resultatet för fallstudie två visar att livscykelkostnaden blir 37,62 Mkr, se tabell 6.1.2a. Kostnaden är beräknad med årsproduktionen för 2011 som var 7 GWh/år, 97,6 % i tillgänglighet och ett försäljningspris av el på 55 öre/kwh. Kostnaderna för avveckling fanns ej tillgängliga för det aktuella fallet och därför uppskattas denna kostnad utefter de litteraturstudier som 44

57 genomförts. De två största kostnadsposterna är investering och installation samt drift och underhåll där de står för 79 % respektive 12 % av den totala livscykelkostnaden. Tabell 6.1.2a Resultat av fallstudie två i miljoner kronor Projektering 1,30 Investering och installation 29,60 Drift och underhåll 4,63 Driftstopp 0,72 Avveckling 0,17 Övriga kostnader 1,20 Livscykelkostnad 37,62 Den verkliga elproduktionen 2011 för fallstudie 2 var 7 GWh, antar man detta värde under den ekonomiska livslängden ges en total elproduktion på 0,1 TWh. Den totala elproduktionen utslagen på livscykelkostnaden ger en kostnad per producerad kwh under den ekonomiska livslängden, för fallstudie 1 blir denna kostnad 0,350 kr/kwh. Effekten för verket i fallstudie 2 är 2 MW, en kostnad per installerad kilowatt kan då beräknas. I fallstudie 2 blir den totala kostnaden per installerad effekt 18,8 tkr/kw. Om endast investering och installation skulle räknas per installerad effekt hade priset blivit 14,8 tkr/kw. Den projekterade elproduktionen för fallstudie 2 var 5,5 GWh. Den totala elproduktionen utslagen på livscykelkostnaden ger en kostnad per producerad kwh under den ekonomiska livslängden, för fallstudie 1 blir denna kostnad 0,438 kr/kwh. Kostnaden per installerad effekt för den projekterade produktionen blir då 18 tkr/kw. Om kostnadsbilden för investering och installation från alternativ två i figur skrivs om till Nelsons (2009) fördelning kommer kostnadsbilden se ut enligt tabell 6.1.2b. För fundament användes materialkostnaden för 40 ton armering och 550 kubikmeter betong. 45

58 Tabell 6.1.2b Kostnadsfördelning för investeringskostnaden av vindkraftverket för fallstudie två Kostnad [tkr] Andel [%] Verk Fundament ,3 Elkabel ,3 Elanslutning 400 1,4 Finans 0 0 Markarrende 158 0,5 Vägbyggen 450 1,5 Projektering Summa , Känslighetsanalys För att göra en känslighetsanalys antas att verket producerar lika mycket energi varje år samt att elpriset är detsamma. Intäkten under livslängden kan då beräknas och det är denna faktor som påverkar om investeringen blir lönsam eller inte. Den beräknade intäkten för fallstudie två blir då 59 Mkr, blir livscykelkostnaden högre än denna summa är investeringen olönsam. Känslighetsanalysen visar då att investeringen av vindkraftverket inte blir lönsamt om priset på verket ökar med 38 %. Drift och underhållskostnaden för fallstudie två baserades på hur mycket verket producerar, den nuvarande kostnaden måste öka med 82 % för att vindkraftverket inte bli lönsamt. Resultatet av känslighetsanalysen visas i figur

59 Inköpspris [Mkr] Drift och underkållskostnad [öre/kwh] Figur Känslighetsanalys av inköpspriset och drift och underhållskostnaden för vindkraftverket i fallstudie 2. Den blå stapeln är nuvarande kostnad och röd stapel står för den uträknade känslighetsanalysen Resultat av fallstudier Fallstudierna kan jämföras och ställas mot varandra på flera olika sätt, dock kommer endast två olika alternativ av jämförelser göras. Elpriset antas vara konstant under hela vindkraftverkets livslängd. Ser man till den totala produktionen av energi under vindkraftverkets livslängd kan detta värde jämföras mot samma uträkning för ett annat vindkraftverk. I fallstudierna resulterar dessa kostnader till 0,622 kr/kwh och 0,350 kr/kwh. Skillnaden för kostnaden per producerad energi och den ekonomiska livslängden blir då 44 %. Om resultatet av de båda fallstudierna jämförs med avseende på total livscykelkostnad per installerad effekt ser man att differensen är klart märkbar och skillnaden är 1 tkr/kw vilket är 5 %. Resultatet tyder på att kostnaden per installerad effekt sjunker med vindkraftverkets storlek i effekt. Effekten för verket i fallstudie ett är 60 % lägre än det i fallstudie två, liknande resultat gäller för den totala livscykelkostnaden där fallstudie ett är 58 % lägre än fallstudie två. Resultatet finns sammanställt i figur

60 Kostnad per producerad kwh [kr] Kostnad per installerad kw [tkr] kostnad per producerad kwh [kr] Kostnad per installerad kw [tkr] 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 Fallstudie 1 Fallstudie ,8 19,6 19,4 19, ,8 18,6 18,4 18,2 Figur Kostnad per producerad kilowattimme under den ekonomiska livslängden samt kostnad per installerad effekt för fallstudie ett och två 6.2 Besvara delmål 1 Det första delmålet är att ur ett livscykelkostnadsperspektiv undersöka och diskutera om det är motiverat att ersätta ett äldre men fungerande vindkraftverk med ett nytt och mer effektivt vindkraftverk. Resultatet visar hur livscykelkostnaden per producerad kwh ser ut om referensobjekt ett producerar elektricitet från 2009 till 2024 i jämförelse med om det hade bytts ut med verket från fallstudie två. Utöver data från fallstudie två krävs data för ett äldre verk som funnits under en längre tidsperiod. Valet av verken gjordes med avsikt att hitta två objekt av samma fabrikat men olika storlek och ålder. Referensobjekt ett tillsamman med fallstudie två uppfyller dessa kriterier. Startperioden för livscykeln är satt till år 2009 för att använda de data som finns i fallstudie två. Vidare skulle båda objekten ligga på liknande medelvindhastighet enligt vindkarteringen för att driftstatistik skulle jämföras. En jämförelse av de båda verken visas i tabell 6.2a. 48

61 Tabell 6.2a Jämförelse mellan det äldre och det nyare vindkraftverket Referensobjekt 1 Fallstudie 2 Tillverkare Vestas Vestas Modell V-47 V-90 Sitens position Gunnön Jonasboberget Medelvindhastighet [m/s] 6,8 7,0 Driftstart [mån, år] Sep 2000 Dec 2009 Effekt [kw] Uppmätt tillgänglighet [%] 96,3 97,6 Uppmätt produktion sedan driftstart [MWh]* *Fram t.o.m Referensobjekt ett var nio år gammalt år Om ingen åtgärd utförs antas referensobjekt ett att vara i drift ytterligare femton år. Teknisk livslängd på det äldre verket är satt till tjugofyra år. Det äldre och det nya verket har en avskrivningstid på femton år. Investerings- och installationskostnaden för referensobjekt ett är densamma som dess bokföringsvärde år Projekterad produktion tillämpas i fallstudie två. Det antas att kvalitén på drift och underhållet håller samma nivå och upprätthåller samma tillgänglighet för båda verken. Därför sätts tillgängligheten till samma värde för båda verken, 96,3 %. För referensobjekt ett togs hänsyn till att underhållskostnaden kommer att öka efter tio års drift av ett vindkraftverk (Gash & Twele, 2012). Investerings- och installationskostnad för det nya verket sattes till fallstudiens kostnad adderat med aktuellt bokföringsvärde på referensobjekt ett. Detta för att det gamla verket som ska ersättas inte är avskrivet utan den kostnaden kommer följa med till det nya verket. Övriga avgränsningar presenterades i metod. De kommande femton åren antas ett genomsnittligt projekterat försäljningspris på 73 öre/kwh. Sammanställda kostnader redovisas i tabell 6.2b. Tabell 6.2b- Enskilda kostnader och en total livscykelkostnad för referensobjekt ett och fallstudie två samt en beräknad livscykelkostnad per producerad kilowattimme. Referensobjekt 1 Fallstudie 2 Projektering [Mkr] Investering och installation [Mkr] 0 2, ,27 Drift och underhåll [Mkr] 1,73 3,56 Driftstopp [Mkr] 0,24 1,13 Avveckling [Mkr] Övriga kostnader [Mkr] 0,17 0,25 0,17 1,22 Livscykelkostnad [Mkr] 4,66 34,34 Kostnad per producerad kwh [öre]

62 6.2.1 Känslighetsanalys Livscykelkostnaden per producerad kilowattimme är starkt beroende på antalet producerade kwh. En identisk beräkning gjordes därför med ny projekterad årlig produktion för fallstudie två. Den nya produktionen sattes till 7 GWh/år som för övrigt var utfallet för fallstudie två under Med den nya produktionen blev kostnaden per producerad kwh 34 öre för fallstudie två vilket var en minskning i storleksordningen 19 %. 6.3 Besvara delmål 2 För att jämföra vindkraftverk där det ena har en betydligt högre effekt än det andra jämförs fallstudie 1, Enercon-53, med referensobjekt två, Enercon E- 82. Kostnader för referensobjektet hämtas ur en rapport skriven av Jensen(2007). Eftersom denna rapport är skriven 2007 räknas dessa kostnader om till dagens kostnader enligt Ekonomifakta(2012). Samma förväntade elpris antas för båda fallen i denna jämförelse då detta påverkar kostnaden för driftstopp. Utöver elpriser kommer även kostnad för projektering och avveckling sättas som lika stora kostnader. Anledningen till att kostnaderna för projektering och avveckling sätts till samma är att de inte finns specificerade till något av fallen, därför tas uppskattade värden från tidigare studier. Även kalkylränta och ekonomisk livstid antas till samma för båda fallen i denna jämförelse, detta för att verken ska kunna jämföras på ett enkelt sätt. Skillnader i utförande mellan de båda fallen visas i tabell 6.3a. Tabell 6.3a Jämförelse av viss prestanda för fallstudie ett och referensobjekt två Fallstudie 1 Referensobjekt 2 Tornhöjd [m] Rotordiameter [m] 52,9 82 Svepyta [m 2 ] Effekt [kw] Projekterad årsproduktion [MWh] För att kunna jämföra de båda vindkraftverken utöver den prestanda som nämns i ovanstående tabell beräknas en livscykelkostnad. Denna kostnad ska ge en bild för skillnaden mellan ett mindre vindkraftverk och ett större ur ett ekonomiskt perspektiv. De kostnader som använts i jämförelsen visas sammanställda i tabell 6.3b. 50

63 Kostnad per producerad kwh [kr] Kostnad per installerad kw [tkr] Tabell 6.3b Sammanställda kostnadsposter för fallstudie ett och referensobjekt två Fallstudie 1 Referensobjekt 2 Projektering [Mkr] 0,50 0,50 Investering och installation [Mkr] 12,50 30,18 Drift och underhåll [Mkr/år] 0,26 0,26 Driftstopp [Mkr/år] 0,04 0,13 Avveckling [Mkr] 0,70 0,70 Övriga kostnader [Mkr/år] 0,05 0,24 Livscykelkostnad [Mkr] 15,86 35,72 Livscykelkostnaden för de två vindkraftverken tabell 6.3b beräknas efter 15 års ekonomisk livslängd och med 10 % i kalkylränta. Kostnaderna för det större verket är högre, för att jämföra de båda vindkraftverken på ett mer rättvist sätt beräknas bland annat livscykelkostnaden per installerad kilowatt. Livscykelkostnaden för fallstudie ett och referensobjekt två per installerad kilowatt visas i figur 6.3. Ett annat sätt att jämföra de båda vindkraftverken är att slå ut livscykelkostnaden på produktionen under hela vindkraftverkets ekonomiska livslängd. Eftersom de båda fallen som jämförs här har beräknats med samma ekonomiska livslängd ger detta en bild av hur stor livscykelkostnaden blir per producerad kilowattimme. I verkligheten kan det vara så att den ekonomiska livslängden för det större verket är längre på grund av den större investeringen. Skillnaden påverkas på ett sådant sätt att kostnaden sjunker för det större verket och skillnaden blir större. Enligt de livscykelanalyser som beräknats för de båda fallen blev kostnaden per producerad kilowattimme 0,6220 kr respektive 0,4298 kr, se figur 6.3. Kostnad per producerad kwh [kr] Kostnad per installerad kw [tkr] 0,7 0, ,5 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 Fallstudie 1 Referensobjekt , , ,5 Figur 6.3 Skillnad i kostnad per installerad kilowatt och producerad kwh för fallstudie ett och referensobjekt två 51

64 I figur 6.3 syns en tydlig skillnad mellan de båda vindkraftverken i total kostnad per installerad effekt, den faktiska skillnaden i detta fall är 10 %. Resultatet blir alltså att det är billigare att köpa ett större verk sett till den installerade effekten jämfört med ett mindre verk. Det ska inte glömmas bort att större vindkraftverk kräver ett större kapital som måste komma ur egen kassa eller lånas, detta gör det motiverat att köpa mindre vindkraftverk trots skillnaden i kostnad per installerad effekt. 52

65 7. Diskussion och slutsatser Här presenteras de egna tankar och slutsatser som gjordes med hjälp av alla resultat. 7.1 Fallstudier Enligt resultatet av livscykelkostnaden för anläggningarna är fallstudie ett i storleksordningen 58 % lägre än kostnaden för fallstudie två. Den installerade effekten är i storleksordningen 60 % lägre i fallstudie ett jämfört med fallstudie två. Utifrån resultatet kan ett samband urskiljas. Enligt ekvation 3 förhåller sig livscykelkostnaden i fallstudie ett till livscykelkostnaden i fallstudie två såsom den installerade effekten för fallstudie ett förhåller sig till den installerade effekten i fallstudie två. Ekvation 3 Samband mellan livscykelkostnad och installerad effekt. Resultatet kring skillnaden på kostnaden per producerad kwh är intressant eftersom det skiljer i storleksordningen 44 % sett över den ekonomiska livslängden. Fallstudie två producerar alltså en signifikant mängd mer energi än den för fallstudie ett. Det framgår alltså att kostnaden för att producera en kwh sjunker med en negativ lutning med större märkeffekt och högre torn. Slutsatsen utav detta blir att kostnaden för att producera en kwh minskar när verkets märkeffekt och tornhöjd ökar. Detta trots sambandet i ekvation tre. Den största anledningen som framkallar detta fenomen kan vara att det finns en högre tillgänglig energimängd högre upp i luften. Det finns även misstanke om att skillnaden på vindhastighetsfördelningen platserna där fallstudiernas verk står är en av de bidragande orsakerna till att kostnaden per producerad kwh sjunker. Det antas då att anläggningen från fallstudie två helt enkelt har ett bättre vindläge än den för fallstudie ett. Den största kostnaden är investering och installation. Kostnaden för verk, fundament och montering uppgick till 79 % av den totala livscykelkostnaden i båda fallen. Bryts investeringskostnaden i fallstudie två ner enligt tabell 6.1.2b stod verket för 80 %, detta jämfört med litteraturstudien från Nelson (2009) där verket står för % visar att resultatet är rimligt. De övriga kostnaderna såsom elanslutning, finans och markarrende ligger i underkant av vad Nelson (2009) anger. Projekteringen ligger i storleksordningen 1,1 procentenheter i överkant i jämförelse med Nelson (2009). De övriga kostnaderna fundament, elkabel och väggbyggen ligger inom ramen för referensstudien. 53

66 Den beräknade drift och underhållskostnaden för fallstudie 2 uppgick år 2011 till 610 tkr (8,5 öre/prod. kwh). Enligt Gash & Twele (2012) ska underhållskostnaden för ett vindkraftverk uppgå till 2,5 % per år av den totala investeringskostnaden. Tillämpas 2,5 % skulle den beräknade underhållskostnaden för fallstudie två bli 773 tkr för år Resultatet från fallstudien skiljer sig i storleksordningen 21 % från referensen. Då kostnaden blev lägre i fallstudien kan två orsaker kopplas till att underhållskostnaden ligger i underkant; 1. En låg förhandlad servicekostnad per producerad kwh, dvs. billigt antal 2. Osäkerheten kring vilka studier referensens siffror grundas på, dvs. fallstudiens verklighet stämmer inte överens med referensens. 7.2 Delmål 1 För att svara på delmål ett krävdes att två olika vindkraftverk jämfördes. Kravet för delmålet var att undersöka och diskutera om det är motiverat att ersätta ett äldre men fungerande vindkraftverk med ett nytt och mer effektivt vindkraftverk ur ett livscykelkostnadsperspektiv. Ser man till resultatet kommer kostnaden per producerad kilowattimme under livscykeln vara lägre om man låter det äldre verket, referensobjekt ett, stå kvar och producera energi. En orsak till detta kan vara att investeringskostnaden för det äldre verket räknas som det kvartstående bokförda värdet för vindkraftverket vilket gör att totala livscykelkostnaden sjunker. Investeringskostnaden för det nya verket, fallstudie två, räknas som en nyinvestering samt att det bokförda värdet från det äldre verket läggs till på denna kostnad. Detta gör att det nya verket måste bära det äldre verkets kvarstående avskrivning utöver sin egen vilket ökar livscykelkostnaden och därmed kostnaden per producerad kilowattimme för det nya verket. Kostnaden per producerad kilowattimme kommer sjunka då vindkraftverket tillverkar mer energi per år. Jämförelsen i denna studie visar att med den projekterade produktionen för det nya verket är högre än för det äldre. Används den uppmätta produktionen under 2011 kommer livscykelkostnaden per producerad kilowattimme sjunka. Den kommer dock inte sjunka ner till samma kostnad som för det äldre verket. Det förväntade resultatet att det skulle vara billigare ur ett livscykelkostnadsperspektiv att byta ut ett äldre med ett nytt blev inte utfallet. Det var antagligen för tufft att kalkylera det nya verkets ekonomiska livslängd till femton år och dessutom anta att det äldre verket skulle nå en teknisk livslängd på tjugofyra år. Något som kan vara värt att undersöka vidare, som inte tas upp i denna studie, är de intäkter som vindkraftverket generar under dess livslängd. Installeras ett större och mer effektivt verk kommer det antagligen producera 54

67 mer el än det äldre vilket medför att det nya verket genererar mer intäkter än det äldre gentemot vad verket kostar per producerad kilowattimme. 7.3 Delmål 2 Det andra delmålet avser att redovisa och diskutera hur ekonomin påverkas ur ett generellt livscykelkostnadsperspektiv då vindkraftsanläggningar blir större, högre och mer effektiva. För att försöka svara på detta delmål har även här gjorts jämförelser mellan två olika vindkraftverk. Dessa verk är det från fallstudie ett som representerar det mindre verket och referensobjekt två som det större verket. Resultatet från delmålet visar på att det blir billigare per installerad effekt att investera i ett verk med högre effekt än för ett mindre. Trenden går mot lägre kostnad per producerad kilowattimme då den installerade effekten ökar. Jämförs drift och underhåll mellan fallstudie ett och referensobjekt två är denna kostnad lika för båda fallen. Jämförs denna kostnad för referensobjekt två med fallstudie två skiljer sig dessa kostnader markant. Det är därför en möjlig felkälla att drift och underhållskostnaden för referensobjekt två är för låg i förhållande till sin storlek. Det hade varit mer rimligt att denna kostnad hade ökat med den installerade effekten och varit minst den dubbla av den för fallstudie ett. 7.4 Slutdiskussion Referensobjekt två har vissa likheter med fallstudie två med avseende på deras prestanda såsom storlek, installerad effekt och projekterad produktion per år. Nyckeltalen kronor per installerad kilowatt och kronor per producerad kilowattimme bör då vara i samma storleksordning objekten emellan. Jämförs nyckeltalen för fallstudie ett och referensobjekt två med projekterad produktion skiljer de sig i storleksordningen en procent för kostnaden per installerad effekt och skillnaden för kostnaden per producerad kilowattimme blir då cirka två procent. Denna jämförelse tillsammans med övriga resultat tyder på en tillförlitlig beräkningsmodell som beräknar förutsägelser med bra resultat. Kravet på indata är väsentligt beroende på hur tillförlitligt resultat som eftersträvas. Ett tips är att alltid granska indata och resultat kritiskt för att minimera felmarginalen på förutsägelsen. 7.5 Förslag på fortsatta studier och modellutveckling Eftersom rapporten endast behandlar landbaserad vindkraft kan det vara intressant att kartlägga de extra kostnader som uppkommer i samband med investering och drift av en anläggning som ska placeras ute till havs. Det skulle också vara intressant att studera hur förutsägelsen påverkas om 55

68 modellen berikas med fler variabler såsom skiftande elpriser och varierande elcertifikat. För att kunna skaffa sig ett bättre intäktsbaserat underlag för etablering av vindkraft kan modellen utvecklas så att den behandlar de förväntade intäkterna på ett sätt som bättre speglar verkligheten. Den framarbetade modellen är förberedd för att kunna behandla fler sorters elproducerande anläggningar, exempelvis vattenkrafts- och solcellsanläggningar. För att genomföra beräkningar på andra sorters anläggningar krävs en kartläggning och ett resonemang likt den som gjorts i denna rapport för vindkraftsanläggningar. 56

69 8. Referenser Litteratur och publikationer Blanchard, B.S. (1998). Logistics engineering and management, fifth edition New Jersey: Simon and Schuster Blomqvist, P, Nyborg, M, Simonsson, D, Sköldberg H & Unger, T. (2008). Vindkraft i framtiden -möjlig utveckling i Sverige till [Elektronisk] Elforsk. Tillgänglig: [ ] Boverket, Energimyndigheten & Naturvårdsverket. (2001). Ljud från vindkraftverk. [Elektronisk] Naturvårdsverket. Tillgänglig: [ ] Boyle, G. (2004) Renewable energy power for a sustainable future, 2 nd edition. New York: Oxford University press Bärring, L & Wern, L. (2011) Vind och storm i Sverige [Elektronisk] SMHI. Tillgänglig: [ ] Chiras, D. (2010). Wind Power Basics A Green Energy Guide. Gabriola Island, Canada: New society publishers. Dhillon, B.S. (1989). Life cycle costing. New York: Gordon and Breach Energimyndigheten, Consortis, Svensk vindkraft och Svensk vindkraftförening. (2009). Vindkraftverk kartläggning av aktiviteter och kostnader vid nedmontering, återställande av plats och återvinning. [Elektronisk] Svensk vindenergi. Tillgänglig: [ ] Energimyndigheten. (2012). Vindkraftsstatistik 2011, EN 2012:02. [Elektronisk] Statens energimyndighet. Tillgänglig: pdf [ ] Gash, R & Twele, J. (2012). Wind Power Plant -Fundamentals, Design, Construction and Operation. Second edition. Tyskland: Springer Hagberg, L & Henriksson, T. (1996). Lönsamt underhåll 8 steg till säkrad produktion. Stockholm: Mentor Gruppen AB Hagberg, L & Henriksson, T. (2010). Underhåll i världsklass, upplaga 1. Lund, OEE Consultans AB. 57

70 Ivanell, S & Wizelius, T. (2002). Ekonomisk ytanalys för vindkraft. [Elektronisk] Centrum för vindbruk. Tillänglig: /utredningar/ytanalys%20rapport%202.pdf [ ] Jensen, L. (2007). Lönsamheten i vindkraft. Uppsala: SLU Johansson, KE. (1997). Driftsäkerhet och underhåll. Upplaga 2:8. Lund: Studentlitteratur AB. Kaltschmitt, M, Streicher W & Wiese, A. (2007). Renewable energy Technology, Economics and Environment Berlin: Springer Kovacs, A, Erdos, G, Janos, Z & Monostori, L. (2012). A system for the detailed scheduling of wind farm maintenance. [Elektronisk] Science direct. Tillgänglig: [ ] Matalama, S. (2009). Gravitationsfundament för vindkraft. ISSN Meneveau, C & Meyers. (2011). Optimal turbine spacing in fully developed wind farm boundary layers. [Elektronisk] Wiley. Tillgänglig: ated=false&deniedaccesscustomisedmessage= [ ] Skärvad, P.H & Olsson, J. (2008). Företagsekonomi 100. Faktabok. 14. uppl. Malmö: Liber Skärvad, P.H & Olsson, J. (2011). Företagsekonomi 100. Faktabok. 15. uppl. Malmö: Liber Vaughn, N. (2009). Renewable energy and the environment. Boca Raton: Taylor & Francis Group. Vlok, P-J, Wnek, M, Zygmunt, M. (2003). Utilising statistical residual life estimates of bearings to quantify the influence of preventive maintenance actions.[elektronisk] Science direct Tillgänglig: [ ] Wizelius, T. (2003). Vindkraft i teori och praktik. Lund: Studentlitteratur World wind association. (2012). Operation and Maintenance of Wind Farms [Elektronisk] WWEA. Tillgänglig: [ ] 58

71 Hemsidor Centrum för vindbruk (CVI), Tillgänglig: [ ] Ekonomifakta, Tillgänglig: [ ] Enercon, Tillgänglig: [ ] Energimyndigheten, Tillgänglig: [ ] Nationalencyklopedin. ( ). Avskrivning. [ ] Nationalencyklopedin. ( ). Ränta. Nätverket för vindbruk. ( ). Försäkringar i vindkraft. ntationer%20sp%c3%a5r%201/%c3%85ke%20fors%20-%20lf.pdf [ ] SMHI, Tillgänglig: [ ] Swedbank, Tillgänglig: [ ] Vindkraftsbranschen, Tillgänglig: [ ] Vindstat. ( ). Tillgänglig: [ ] Vestas, Tillgänglig: [ ] 59

72 9. Appendix Appendix 1: Fallstudie 1 Appendix 2: Fallstudie 2 Appendix 3: Referensobjekt Appendix 4: Övriga data Appendix 5: Tillstånd som krävs Appendix 6: Anbud Enercon Appendix 7: Kalkyl fallstudie 1 Appendix 8: Kalkyl fallstudie 2 60

73 Appendix 1 Fallstudie 1 Tabell A1 Datainsamling från fallstudie 1 Fallstudie 1 Respondent Harald Säll Metod för datainsamling Personlig intervju Tillverkare Enercon Modell E53 Togs i drift december 2011 Medelvindhastighet 7 m/s Effekt 0,8 MW Projekterad årsproduktion 1700 MWh Navhöjd 72 m Rotorarea 2124 m 2 Volym betong i fundament 240 m 3 Vikt betong i fundament 500 ton Vikt armeringsjärn i fundament 23 ton Längd nybyggd väg 100 m Längd förstärkt väg 1500 m Längd nedgrävd kabel 2000 m Elektrisk anslutning kr Kostnad för serviceavtal kr/år Garanterad tillgänglighet 97 % Investering och kr installationskostnad Teknisk livslängd 25 år Oförutsedda kr installationskostnader Elcertifikat år 1 32 öre/kwh Elpris 45 öre/kwh Nätnytta 2 öre/kwh Kompletterad datainsamling Projekteringskostnad Kostnad för markarrende Lika som konsult kr 4 % av årlig intäkt 1

74 Appendix 2 Fallstudie 2 Tabell A2 Datainsamling från fallstudie 2 Fallstudie 2 Respondent Börje Göransson Metod för datainsamling Personlig intervju Tillverkare Vestas Modell V90 Togs i drift december 2009 Medelvindhastighet 7 m/s Effekt 2,0 MW Projekterad årsproduktion 5500 MWh Navhöjd 105 m Rotorarea 6082 m 2 Volym betong i fundament 550 m 3 Vikt betong i fundament 1146 ton Vikt armeringsjärn i fundament 40 ton Längd nybyggd väg 700 m Längd förstärkt väg 2500 m Längd nedgrävd kabel 4000 m Elektrisk anslutning kr Kostnad för serviceavtal <10 öre/prod. kwh Garanterad tillgänglighet % Utfall på kostnad från projektering till idrifttagning 5,62 kr/antal projekterade kwh på ett år vid 10,28kr/ Teknisk livslängd 20 år Oförutsedda kr installationskostnader Elcertifikat år 1 30 öre/kwh Elpris till medlemmar (2012) 25 öre/kwh (inkl. certifikat) Kompletterad datainsamling Projekteringskostnad Kostnad för markarrende Tornets vikt Vikt rotorblad Vikt nacell Kostnad för serviceavtal Garanterad tillgänglighet kr 4 % av årlig intäkt 245 ton 6,7 ton/st 70 ton 8,5 öre/prod. kwh 93 % 1

75 Appendix 3 - Referensobjekt Tabell A3.1 Datainsamling från referensobjekt 1 Referensobjekt Gunnön 3 Modell Vestas V47 0,66MW Driftstart Uppmätt produktion sedan driftstart Uppmätt produktion Sep 2000-Jan MWh MWh Uppmätt tillgänglighet ,3 % Produktion per installerad effekt baserat från 1 673,4 kwh/kw och år driftstart till Kostnader från driftstart till Investering och installation kr (år 2001) Investering och installation kr (år 2011) Drift och underhåll 8,5 öre/prod kwh Avvecklingskostnad kr Övriga kostnader 6 % av invest.kostn./år Tabell A3.2 Datainsamling från referensobjekt 2 Referensobjekt Enercon E-82 Modell Enercon E-82 2,0MW Navhöjd 98 m Rotordiameter 82 m Garanterad tillgänglighet 97 % Förväntad produktion 5 539,9 MWh/år Fasta kostnader Elanslutning Kr Mark, väg, kranuppställning Kr Teleanslutning Kr Jordning Kr Projektering Kr Årliga kostnader Drift och underhåll Kr Övriga kostnader Kr Verk, fundament och transformatorstation Euro (år 2007) 1

76 Appendix 4 Övriga data Övrig datainsamling i tabeller A4.1 till och med A4.8. Tabell A4.1 Datainsamling för drift och underhåll Datainsamling service och underhåll Metod för datainsamling Respondent Kostnad för serviceavtal Vestas Underhållskostnad äldre Vestas (exklusive reservdelar) Telefonintervju Anders Gahne 8,5 öre/prod kwh ~ kr/år Tabell A4.2 Kostnaders storleksordning på en anläggning Datainsamling drift och underhåll Metod för datainsamling Respondent Investeringskostnad för 2MW vindkraftverk Kostnad för fundament Kostnad för elektrisk anslutning Kostnad för vägbyggen Underhållskostnad för 2MW Vestas Personlig intervju Jonny Hylander ~ kr ~ kr ~ kr ~ kr ~ kr/år Tabell A4.3 Avvecklingskostnad för ett vindkraftverk Datainsamling kostnader nr 1 Metod för datainsamling Elektronisk insamling Källa Energimyndigheten m.fl, 2009 Avvecklingskostnad för ett 2MW med ståltorn ~ kr 1

77 Tabell A4.4- Kostnadsposters andel av investeringskostnaden Datainsamling kostnader nr 2 Metod för datainsamling Litteraturstudie Källa Gash & Twele Kostnadsposters andel av den totala investeringskostnaden för en vindkraftanläggning Verk 77,1 % Fundament 5,0 % Transformatorstation 8,2 % Vägbyggen 1,6 % Projektering 2,1 % Övriga kostnader 6 % Summa 100 % Underhållets kostnad per år av den totala investeringskostnaden år 1-10 Underhållets kostnad per år av den totala investeringskostnaden år ,5 % 4 % Tabell A4.5 Kostnadsposters andel av investeringskostnaden Datainsamling kostnader nr 3 Metod för datainsamling Källa Litteraturstudie Nelson, 2009 Kostnadsposters andel av den totala investeringskostnaden för en vindkraftanläggning Verk % Fundament 1-6 % Elkabel 1-9 % Elanslutning 2-9 % Finans 1-5 % Markarrende 1-3 % Vägbyggen 1-5 % Projektering 1-3 % 2

78 Tabell A4.6 Schablonbelopp för ett 1MW vindkraftverk med 60m navhöjd Övrig datainsamling Metod för Litteraturstudie datainsamling Källa Wizelius, 2003 Wizelius källa Knudsen, 2002 Moment Kostnader (kr år 2002) Specifik kostnad (år 2002) Verk kr/kw Fundament kr/kw Väg och övrigt (väg)250 kr/m Elanslutning (kabel) 350 kr/m Mark kr/kw Projektering Ökad navhöjd kr/m Totalkostnad Genomsnittlig investeringskostnad år 2001: kr/installerad kw Tabell A4.7 Produktionsstatistik från fallstudiernas objekt Produktionsstatistik Metod för datainsamling Källa Elektronisk Vindstat.nu Fallstudie 1 Uppmätt produktion 21 dec till 15 maj 756 MWh Förväntad tillgänglighet % Produktion per installerad effekt 21 dec till 15 maj 944 kwh/kw Fallstudie 2 Uppmätt årsproduktion 2011 Uppmätt tillgänglighet 2011 Uppmätt produktion till Uppmätt produktion till Produktion per installerad effekt MWh 97,6 % MWh MWh 3569 kwh/kw 3

79 Tabell A4.8 Vindkartering på fallstudiernas och referensobjektens siter Vindkartering Metod för datainsamling Källa Medelvindhastighet 80 m ovan mark Karryd Jonasboberget Gunnön Medelvindhastighet 130 m ovan mark Karryd Jonasboberget Gunnön Elektronisk Vindlov.se 6,7 m/s 6,6 m/s 6,4 m/s 8 m/s 7,8 m/s 7,6 m/s 4

80 Appendix 5 - Tillstånd som krävs Bygglov För att få sätta upp ett vindkraftverk krävs bygglov: om vindkraftverkets turbindiameter är större än två meter, eller om vindkraftverket är fast monterat på en byggnad, eller om vindkraftverket är placerat närmare tomtgränsen än verkets höjd. Bygglov söks hos kommunens byggnadsnämnd som prövar ansökan och platsens lämplighet för vindkraft. Reglerna framgår av Plan- och bygglagen. Förhandsbesked innan ansökan om bygglov Är du osäker på om du kan få bygglov kan du ansöka om ett förhandsbesked. Förhandsbesked är avsett att ge den sökande trygghet för fortsatt projektering och planering inför en ansökan om bygglov. Förhandsbesked innebär att byggnadsnämnden är bundet av sitt beslut om bygglovsansökan lämnas in inom två år. Ansökan om förhandsbesked och påföljande ansökan om bygglov kan dock betyda dubbla avgifter (en för förhandsbesked och en för bygglov) och processen tar i regel längre tid än att direkt söka om bygglov. Byggnadsnämndens prövning av ett förhandsbesked kan i praktiken bli lika omfattande som om en verklig bygglovsansökan lämnats in, vilket inte innebär någon tidsvinst jämfört med att direkt söka om bygglov. Andra får yttra sig Bygglovsansökan sänds av kommunen vidare till myndigheter och andra organisationer så att dessa ska kunna yttra sig. Det gäller i första hand Försvarsmakten, Luftfartsstyrelsen och teleoperatörer vilkas mobilmaster eller länkstråk kan tänkas störas. Normalt innebär det inga problem för ett vindkraftverk med totalhöjd under 40 meter (torn plus en bladlängd). Bygganmälan Den som utför eller låter utföra byggnadsarbeten av ett vindkraftverk ska se till att arbetena utförs enligt gällande bestämmelser. Därför ska en bygganmälan göras av byggherren till kommunen senast tre veckor innan arbetena påbörjas. Regler för bygganmälan finns i plan- och bygglagen 9 kap. 1

81 Miljöanmälan En anmälan enligt Miljöbalken behöver göras först då vindkraftverkets effekt överstiger 125 kw. Effektgränsen gäller den sammanlagda effekten hos vindkraftanläggningen om det gäller fler verk. Information om tillståndsprocessen för vindkraftverk med en effekt över 125 kw finns i Energimyndighetens broschyr Vindkraft Bygga och ansluta större vindkraftverk som finns tillgänglig på Energimyndighetens webbplats ( Strandskydd Inom ett strandskyddsområde får anläggningar som kan hindra eller avhålla allmänheten från att beträda området inte uppföras. (Miljöbalken 7 kap. 14.) Begränsningen gäller i de flesta fall 100 meter från stranden (ett undantag är Stockholms skärgård där strandskyddet är 300 meter). Dispens söks hos länsstyrelsen. Det finns exempel både på vindkraftverk som tillåtits och förbjudits inom strandskyddsområde. Natura 2000-område Natura 2000 är EU:s nätverk av värdefulla naturområden. Syftet är att värna om naturtyper och arter som EU-länderna har kommit överens om är av gemensamt intresse. Information om vilka områden som är avsatta som Natura 2000-områden och vilka miljöer som avses skyddas finns på Naturvårdsverkets och länsstyrelsernas webbplatser. Tillståndsplikt gäller om vindkraftverk på ett betydande sätt kan påverka miljön i Natura 2000-område. Det är länsstyrelsen, eller i vissa fall miljödomstol, som prövar om tillståndsplikt enligt miljöbalken föreligger. I många fall kan sådan påverkan från mindre vindkraftverk vara mindre trolig, i synnerhet om verket står utanför området. Placering av vindkraftverk i Natura 2000-områden behandlas i 7 kap. 28 miljöbalken och mer information om denna process finns i Energimyndighetens broschyr Vindkraft Bygga och ansluta större vindkraftverk.. Är du osäker bör du kontakta länsstyrelsen för besked. Kulturminneslagen Om du vid arbetet med anläggningen påträffar en fornlämning är du enligt Kulturminneslagen tvungen att stoppa arbetet och kontakta länsstyrelsen för att få tillstånd att gå vidare. Som minimiåtgärd bör du innan arbetet påbörjas konsultera den så kallade ekonomiska kartan, där kända fornlämningar normalt finns markerade. Länsstyrelsen kan ha ytterligare uppgifter. Vad en bygglovsansökan bör innehålla En bygglovsansökan behöver innehålla en rad uppgifter för att byggnadsnämnden ska kunna behandla ansökan. Det är kommunens byggnadsnämnd som avgör vad som 2

82 behövs för prövningen. Du bör därför ta kontakt med din kommun för få reda på vad som krävs. Vanligtvis krävs följande: Kommunens ansökningsblankett med uppgifter om sökande (som inte behöver vara fastighetsägaren), och på vilken fastighet som vindkraftverket ska uppföras. Situationsplan i skala 1:1000 som visar aktuell fastighet och närliggande fastigheter samt vägar och planerad elanslutning. Schematisk ritning av vindkraftverket i skala 1:100. Beräkning av ljud och skuggor, se sidan 7. Fotomontage, som visar anläggningens utseende i landskapet från någon eller några frekventerade och känsliga punkter (kyrka, badplats, fornlämning). Uppgifter om grannar, gärna med intygande att de inte har något att invända mot vindkraftanläggningen. Höjd, diameter och annan väsentlig information för att bedöma anläggningens effekt på omgivningen. Det kan dock vara klokt att inte låsa sig genom att ange ett visst fabrikat. Informera närboende Det är viktigt att informera närboende om planerna vid ett tidigt tillfälle. På detta sätt ges de tillfälle att lämna synpunkter som kan påverka planerna redan från början. Överklagan Ett bygglovsbeslut kan överklagas av dem som berörs, vilket gäller både den sökande och angränsande fastighetsägaren samt andra boende i grannskapet. Även vissa organisationer kan överklaga. via energimyndigheten Tore Wizelius

83 Appendix 6 Anbud Enercon 1

84 2

85 3

86 Appendix 7 Kalkyl fallstudie 1 I detta appendix visas de kostnader som användes för att beräkna livscykelkostnaden för fallstudie ett. Samtliga figurer är skärmdumpar från livscykelkostnadsmodellen och finns sammanställda i figur A7.1 till och med A7.8. Figur A7.1 Allmän information om fallstudie ett Figur A7.2 Projekteringskostnad 1

87 Figur A7.3 Investerings och installationskostnad 2

88 Figur A7.4 Drift och underhållskostnad Figur A7.5 Kostnad för driftstopp 3

89 Figur A7.6 Avvecklingskostnad Figur A7.7 Övriga kostnader Figur A7.8 Sammanställning och total livscykelkostnad 4

90 Appendix 8 Kalkyl fallstudie 2 I detta appendix visas de kostnader som användes för att beräkna livscykelkostnaden för fallstudie två. Samtliga figurer är skärmdumpar från livscykelkostnadsmodellen och finns sammanställda i figur A8.1 till och med A8.8. Figur A8.1 Allmän information om fallstudie två Figur A8.2 Projekteringskostnad 1

91 Figur A8.3 Investerings och installationskostnader 2

92 Figur A8.4 Drift och underhållskostnad Figur A8.5 Kostnad för driftstopp 3

93 Figur A8.6 Avvecklingskostnader Figur A8.7 Övriga kostnader Figur A8.8 Sammanställning och total livscykelkostnad 4