El från havsförlagda vindkraftverk

Transkript

1 El från havsförlagda vindkraftverk En kostnadsstudie Elforsk rapport 00:22 Rune Hardell September 2000

2

3 El från havsförlagda vindkraftverk En kostnadsstudie Elforsk rapport 00:22 Rune Hardell September 2000

4

5 El från havsförlagda vindkraftverk En kostnadsstudie Elforsk rapport 00:22 Rune Hardell EnerGia Konsulterande Ingenjörer AB

6

7 Förord Under 1999 genomfördes projektet El från nya anläggningar, redovisat som Elforsk rapport 00:01. Syftet med detta projekt var att sammanställa beskrivningar, huvuddata och ekonomi för olika sätt att generera el samt att indikera hur dessa kan komma att utvecklas under en tioårsperiod. Härvid konstaterades att vindkraft och speciellt havsförlagd vindkraft hade goda utvecklingsmöjligheter vad avser effektivisering och lägre produktionskostnader. Mot denna bakgrund beslutades att inom ramen för Elforsks vindkraftprogram genomföra en närmare granskning av detta område, vilken redovisas i föreliggande rapport. Projektet har genomförts av Rune Hardell, EnerGia Konsulterande Ingenjörer AB på uppdrag av Elforsk. Elforsks vindkraftprogram finansieras med 50% av Energimyndigheten och resterande del av ett 20-tal energiföretag. Rapporten har granskats av programmets referensgrupp med följande deltagare: Göran Dalén, Vattenfall, Kjell Jonasson, Göteborg Energi, Susann Persson, Energimyndigheten, Ulf Arvidsson, Elforsk, Karl-Erik Svensson, Birka Kraft, Ulf Stjernfeldt, Sydkraft och Håkan Svensson, Varberg Energi Stockholm september 2000 Ulf Arvidsson Elforsk AB Programområde El- och värmeproduktion i

8

9 Sammanfattning Intresset för att lokalisera framtida vindkraftanläggningar i relativt grunda havsområden ökar i flera länder, framför allt i Danmark, Sverige, Tyskland, Nederländerna och Storbritannien. Erfarenheterna från de existerande få grupperna av vindkraftverk till havs har varit goda såväl när det gäller installationsarbeten som drift och underhåll av anläggningarna. Vindförhållandena till havs är i regel bättre än över land och värdet av den ökade energiproduktionen kan i stort sett förväntas uppväga de ökade kostnaderna för havsbasering av vindkraftverken. I rapporten redovisas kostnadsuppgifter från de installationer som gjorts till havs och en genomgång görs av de planer som aviserats om nya anläggningar, framför allt i Danmark och Sverige. Kostnaderna för sådana nya anläggningar beror av en rad faktorer såsom vattendjupet, havsbottnens beskaffenhet, avståndet till land, valet av turbinstorlek, gruppens storlek, vind-, våg- och isförhållanden etc. Om en ekonomisk kalkyl skall redovisas är det därför nödvändigt att först beskriva den tänkta anläggningen och dess karaktäristika. I de kalkyler som gjorts har antagits att en grupp bestående av 50 st 2 MW vindkraftverk installeras på ett avstånd om 5-15 km från land och på ett vattendjup om ca 15 m. Den bärande strukturen till vindkraftverken förutsätts vara monopiles. Vindkraftanläggningens tillgänglighet förutsätts vara 96-97%, skuggningsförlusterna 5% och transmissionsförlusterna vid kraftöverföringen till land 2 2,5%. Medelvindstyrkan vid navhöjd antas vara 8,6 m/s. Kostnaderna för drift och underhåll har antagits utgöra 0,09-0,10 kr/kwh. Kostnadsberäkningarna för producerad el har gjorts på liknande sätt som i Elforsk-studien El från nya anläggningar, vilket innebär att anläggningarnas livslängd har antagits vara 20 år och räntenivån 4 respektive 8 %. Beräkningarna visar för den skisserade anläggningstypen att energiproduktionskostnaden vid 5 km avstånd från land är ca 0,33 0,43 kr/kwh vid räntenivån 4 8%. Om avståndet ökar till 15 km blir kostnaderna 0,38 0,49 kr/kwh vid 4 8% ränta. Elproduktionskostnaden i en anläggning på land med 2 MW vindkraftverk beräknas med hänsyn till lägre kostnader för installation men också sämre vindförhållandena till 0,30 0,39 kr/kwh vid de angivna räntenivåerna. Detta kan jämföras med de kostnader för el producerad i 600 kw vindkraftverk som angavs i El från nya anläggningar, 0,36 och 0,47 kr/kwh vid 4 respektive 8% räntenivå. Detta hänger samman med att de specifika kostnaderna för vindkraftverk i MW-klassen tenderar att bli lägre än för mindre verk i takt med att produktionstekniken förbättras och serielängderna ökar. När det gäller de tekniska riskerna för havsförlagda vindkraftverk påpekas att långtidsmätningar erfordras för att konstatera om fundamenteringstekniken med monopiles klarar det antal kraftcykler som drift under 20 år innebär. En annan fråga är hur ett underhållssystem skall vara uppbyggt för att möjliggöra hög tillgänglighet för vindkraftanläggningen. Det gäller dels effektiviteten i kommunikationslänkar inklusive feldiagnossystem, dels val av teknik som möjliggör utbyten av såväl stora som små komponenter vid varierande klimatiska förhållanden. iii

10 iv

11 Innehållsförteckning 1 INLEDNING BASMATERIAL EXISTERANDE VINDKRAFTANLÄGGNINGAR TILL HAVS PLANERADE ANLÄGGNINGAR TILL HAVS DANMARK SVERIGE ÖVRIGA LÄNDER ÖVRIGA STUDIER AV HAVSBASERAD VINDKRAFT KOSTNADER FÖR HAVSFÖRLAGDA VINDKRAFTVERK VINDTURBIN, MASKINERI OCH TORN BÄRANDE STRUKTUR KABLAR OCH ELSYSTEM ÖVRIGA KOSTNADER PROJEKTBESKRIVNING, EXEMPEL 1. AVSTÅND TILL LAND = 5 KM PROJEKTBESKRIVNING, EXEMPEL 2. AVSTÅND TILL LAND = 15 KM DISKUSSION JÄMFÖRELSER MED VINDKRAFTVERK PÅ LAND REFERENSER v

12 2

13 1 Inledning Lokalisering av vindkraftverk i havet framstår i dag som en viktig och intressant möjlighet när det gäller att bygga upp ny elproduktion baserad på förnybara energikällor. I flera utredningar har man i Sverige påvisat att intressekonflikterna är många när det gäller utnyttjande av landområden för vindkraftuppbyggnad. Det gäller framför allt de vindrika områdena utanför Östersjökusten och Västkusten. Vindkraftutbyggnad till havs har förekommit i diskussionen alltsedan 1970-talet men har betraktats som en kostsam metod för elproduktion som endast kan bli intressant i brist på andra alternativ. Intresset för havsbasering av vindkraftverk har dock successivt ökat. Under de två senaste decennierna har det både i Danmark och i Sverige konstaterats att om en omfattande utbyggnad av vindkraften skall bli möjlig så måste havsområdena utanför våra kuster tas i anspråk. Ett omfattande arbete har därför genomförts för att under kommande årtionde göra det möjligt att utnyttja havsområdena för vindkraftetablering. I synnerhet gäller detta Danmark som har ambitiösa planer i fråga om vindkraftutbyggnad. Det första egentliga havsbaserade vindkraftverket installerades i Sverige utanför Nogersund i Blekinge. Det var ett mindre vindkraftverk med effekten 220 kw som uppfördes 1990 och som var avsett att ge erfarenheter från installation och drift av anläggningar till havs. Dessutom har effekterna på miljön studerats. Sedan dess har några grupper av vindkraftverk installerats bl.a. i Danmark och Sverige och det finns idag en hel del erfarenheter av installationer i havsområden av den typ som förekommer i Östersjöområdet. Föreliggande rapport kan ses som ett komplement till Elforsk-studien El från nya anläggningar. Rapporten är inriktad på att presentera kostnadsbilden för el från havsbaserade vindkraftverk i jämförelse med el från landlokaliserade verk. Någon enkel kostnadsjämförelse kan givetvis inte göras. Varje grupp av vindkraftverk har kostnader som är specifika för den valda lokaliseringsplatsen och omgivningsförhållandena. Studierna inskränker sig därför till att jämföra elkostnaderna från några verkliga eller planerade vindkraftområden till havs med motsvarande kostnader vid vissa valda lokaliseringar på land. Eftersom kostnaderna för el från vindkraftanläggningar till havs är beroende av en rad olika faktorer krävs det att man gör tekniska och miljömässiga beskrivningar som bakgrund till förståelsen av kostnadsbilden. I följande avsnitt ges därför en översikt över tekniska parametrar och omgivningsförhållanden av betydelse för uppskattningen av kostnaderna för el producerad i vindkraftverk till havs. 1

14 2 Basmaterial Ett omfattande underlag måste tas fram i planeringsskedet för en vindkraftanläggning till havs, dels för tillståndsbehandlingen, dels för bedömning av den tekniska och ekonomiska realismen i projektet. För tillståndsbehandlingen krävs dessutom att en kartläggning görs av konkurrerande intressen i området. En betydande informationsinsamling kan behöva göras för den miljökonsekvensbeskrivning som skall lämnas i samband med ansökan om tillstånd. För de tekniska och ekonomiska bedömningarna erfordras bl.a. kunskap om följande. Vattendjupet i området. Vattendjupet bör med hänsyn till ekonomin helst understiga m. I de flesta anläggningar som nu planeras är vattendjupet mindre, i regel mellan 6 och 20 m. Havsbottnens beskaffenhet. Det är en fördel om bottentopografin inte är alltför varierad, dels med hänsyn till de arbeten som skall göras på havsbottnen, dels med tanke på att det är en fördel om de fundament som skall byggas och installeras har likartad form och storlek. Ofta behöver provborrningar göras för att undersöka havsbottnens beskaffenhet, förekomsten av olika skikt, var fast botten påträffas etc. Vindförhållandena kan behöva kartläggas på basis av mätningar som genomförts i närliggande områden. Det bör övervägas om en mätmast skall installeras för att erhålla säkrare bedömningar av vindtillgångarna och om vindprofilen i området. Våg- och isförhållandena samt strömmar är av stor betydelse för dimensioneringen av den bärande strukturen och för utformningen av arrangemang för att från båt ta sig upp på vindkraftverket. Nedisningsriskerna och vågklimatet påverkar förutsättningarna för installationsarbeten och för tillgänglighet för servicearbeten under olika årstider. Avståndet till land har betydelse för kostnaderna för kraftöverföring via kabel och för transmissionsförlusterna. Dessutom blir tiderna för transporter till vindkraftverken längre. Vindförhållandena påverkas däremot i regel gynnsamt av ett ökande avstånd från land. Det visuella intrycket från land minskar med ökande avstånd från kusten. Existerande elnät på land. Om behov finns av nätförstärkningar eller utbyggnader kan detta innebära väsentliga kostnadsökningar. Kontakter med nätägaren i området tas i ett tidigt planeringsskede. Gruppstorleken bestäms ofta av det tillgängliga områdets storlek. Hur gruppstorleken påverkar ekonomin är svårt att avgöra så snart man kommer upp till ett antal om mer än ett 10-tal aggregat i gruppen. Sannolikt finns tröskeleffekter exempelvis när det gäller uppbyggnad av underhållsorganisation samt båtar eller helikopterservice. Vidare kan kostnaderna för driftövervakning och system för felanalys per aggregat bli lägre om en stor grupp etableras. Nätanslutningen blir billigare per aggregat om många vindkraftverk ingår i gruppen. Turbinstorleken är av stor betydelse om man vill utnyttja ett givet havsområde för största möjliga vindkraftproduktion. De flesta tillverkare indikerar stort intresse för utveckling av större turbiner med tanke på en expanderande marknad för havslokalisering. Med ökande turbinstorlek följer även ökande kostnader för den bärande strukturen. I vilken utsträck- 2

15 ning detta påverkar den specifika investeringskostnaden för anläggningen kräver en djupare analys. Navhöjden påverkar givetvis även kostnaderna. Till följd av att vindförhållandena över hav i allmänhet är jämnare än över land kan navhöjden ofta hållas relativt låg utan att detta nämnvärt påverkar energiproduktionen. Mätningar av vindprofilen kan här vara vägledande. Det inbördes avståndet mellan vindkraftverken har betydelse för skuggningsförlusterna i en gruppstation. En beräkning bör göras för olika grupperingssätt där hänsyn tas till vindriktningsfördelningen under året. Fundamenteringssättet påverkas framför allt av havsbottnens beskaffenhet och vattendjupet. Dessutom kan förekomsten av undervattensströmmar påverka valet av bärande struktur. I regel förefaller valet i dag att stå mellan monopiles och tunga gravitationsstrukturer. Jacketstrukturer kan bli aktuella vid större vattendjup eller vid speciella bottenförhållanden. Tillverkning och montage av kompletta vindkraftverk bör genomföras med hänsyn till den logistikplan som upprättas för den aktuella anläggningen. En fråga är exempelvis hur vindturbinen skall levereras till utskeppningsplatsen, vidare om alla delar inklusive torn skall monteras ihop till en enhet som sedan transporteras ut till en förberedd plats. Alternativt görs delar av montagearbetet på plats till havs. Installationsarbeten till havs har olika karaktär beroende bl.a. på valet av bärande struktur. För installationsarbeten för monopiles krävs borrning och därpå följande montage och fixering av den cylindriska struktur som en monopile representerar. Om en gravitationsstruktur väljs krävs i stället en förberedande bearbetning och utjämning av havsbottnen på lokaliseringsplatsen. Gravitationsstrukturen kan behöva stagförankras till havsbottnen och ett erosionsskydd behöver i regel byggas upp efter installationen. Den elektriska sammankopplingen av vindkraftverken och kraftöverföringen till land kräver betydande installationsarbeten av eventuell transformator samt sjökabel mellan aggregaten och till land. Valet av sammankopplingssätt och sätt för kraftöverföring till land bestäms av gruppens storlek och av avståndet till land. En noggrann analys bör göras av möjligheterna att minimera produktionsbortfallet vid skador på kablar. I en mottagningsstation på land sker sammankopplingen av sjökabelförbindelsen med landkabel eller luftledning samt vidare kompensering för reaktiv effekt. Transformering till högre spänning kan även vara aktuell i mottagningsstationen. System för driftövervakning och styrning är av central betydelse för effektiv övervakning av vindkraftstationer till havs. Fiberoptiska förbindelser kan behöva kompletteras med trådlös signalförbindelse. Feldiagnossystem kommer med säkerhet att erfordras. Årsenergiproduktionen beräknas med hänsyn till vindförhållanden, skuggningsförluster i gruppstationen, överföringsförlusterna, tillgängligheten för stationen och med utgångspunkt från turbinleverantörens uppgifter om produktionsförmågan i det enskilda aggregatet. Underhållssystemet för vindkraftverken måste byggas upp så att det tillgodoser de krav på underhåll som turbinleverantören ställer samt vidare med hänsyn till det extra behovet av underhåll som förorsakas av den korrosiva atmosfären till havs. Korrosionsskyddet kan behöva underhållas och förbättras, offeranoder kan behöva installeras etc. En viktig aspekt 3

16 är också hur möjligheterna tillgodoses att ta sig ombord på vindkraftverken vid varierande klimatförhållanden. Hög tillgänglighet är nödvändig för att hålla produktionskapaciteten på en hög nivå vid alla årstider. En väl fungerande projektorganisation är nödvändig för planering och genomförande av ett projekt av den omfattning som uppbyggnaden av en vindkraftanläggning till havs innebär. Många specialistkompetenser erfordras och formerna för upphandlingen kan variera, från totalentreprenad till separat upphandling av varje enskilt avsnitt av processen. Kostnaderna för producerad el beräknas enligt en modell som upprättas så tidigt som möjligt i processen. En successiv förfining av modellen görs allteftersom utvecklingsarbetet fortskrider. Möjligheterna att finna finansiering av ett projekt av den omfattning det här är fråga om beror självfallet av de resultat som förstudiearbetet uppvisar. Om finansieringsfrågorna kan lösas kan arbetet påbörjas med att erhålla koncessioner för anläggningen. Tillståndsprocessen har i de projekt som planeras i Sverige visat sig vara mer tidskrävande än som förutsetts. Det hänger bland annat samman med att behandlingen av tillståndsärenden nu sker i Miljödomstolen men där ärendena under en övergångsperiod behandlats i flera andra instanser. Rutinerna för behandling av tillståndsärenden är ännu inte väl utvecklade. I det följande kommer därför kostnaderna för genomförande av miljökonsekvensutredningar och andra arbeten rörande tillstånd ej att behandlas. 4

17 3 Existerande vindkraftanläggningar till havs I Sverige finns en vindkraftgrupp till havs, Bockstigen, utanför Gotland. Gruppen består av 5 st 550 kw vindkraftverk, fabrikat Wind World, lokaliserade ca 4 km från land, sydväst om Näsudden. Vattendjupet är ca 6 m. Aggregaten är monterade på 21 meter långa rör, monopiles, med diametern 2,1 m som monteras i förborrade hål i havsbottnen. Utrymmet mellan hål och rör fylls med betong, och vindkraftverken blir därigenom fast förankrade i havsbottnen. Investeringskostnaden för hela anläggningen är ca 39 milj. kr, varav för turbiner, maskineri och torn ca 16 milj. kr (41%) samt för fundament och installation ca 14 milj. kr (36%). Energiproduktionen utgör per år ca 8 GWh. Den totala investeringen utgör ca kr/kw. Kostnaden överskred budgeten med 10%, beroende på problem med förankringen av kabel på havsbottnen. Elproduktionskostnaden exklusive kostnader för underhåll kan vid räntenivån 4% beräknas till 0,36 kr/kwh och vid nivån 8% till 0,50 kr/kwh. Underhållskostnaden kan antas utgöra ca 0,08 kr/kwh. Den första gruppen av havsbaserade vindkraftverk i Danmark uppfördes 1991 utanför Vindeby på Lolland. 11 st. 450 kw verk, fabrikat Bonus, placerades på ett avstånd mellan 1,5 och 3 km från land på vattendjup under 10 m. Vindkraftverken är placerade på gravitationsstrukturer i betong. De krav som ställdes på utförandet av vindkraftverken var bland annat följande: lufttäta utföranden av torn och maskinhus avfuktningssystem ytbehandling för att uppnå korrosionsbeständighet permanent kran i maskinhuset för att kunna hantera komponenter med vikt upp till 300 kg transformatorer och ställverksutrustning lokaliseras inuti tornen Ytterligare modifieringar i maskinhuset aktualiserades efter hand, bl.a. installation av värmeväxlare för kylluften och en plattform i tornets nedre del för transformatorn. Den bärande strukturen, en betongkassun, tillverkades på land och installerades med hjälp av en katamaranfarkost. Ett noggrant förberedelsearbete krävdes på installationsplatsen och ett erosionsskydd skapades kring fundamentet efter det att installationen genomförts. Investeringarna i Vindeby har uppgetts vara 76 milj. DKK varav turbinkostnaden utgjorde 31 milj. (41%) och den bärande strukturen 17 milj. (22%). Elkraftproduktionen uppmättes omkring 1994 till 12 GWh/år. Kostnaderna för drift och underhåll angavs då till ca DKK 0,08 per producerad kwh. De danska beräkningarna av totala elproduktionskostnaden blev under dessa förutsättningar ca DKK 0,59 per kwh (i konferensbidrag till OWEMES 2000 uppges DKK 0,55/kWh) att jämföra med en beräknad typisk elproduktionskostnad vid landlokalisering om ca DKK 0,48 per kwh. Vid beräkningarna antogs räntenivån vara 5% och avskrivningstiden 20 år. En andra demonstrationsanläggning med en grupp vindkraftverk vid Tunö Knob mellan Jylland och Samsö, även den med en total eleffekt om 5 MW (10 st. 500 kw-verk, Vestas) har se- 5

18 dan dess byggts och togs i drift i oktober Erfarenheterna från installationen av den första gruppen i Vindeby var vägledande i specifikationsarbetet. Bland annat skärptes kraven på korrosionsskydd och vidare beaktades nedisningsproblemen genom ändringar i entrédörren till vindkraftverket. Gruppen är lokaliserad i ett område 6 km från den jylländska kusten och på ett vattendjup om 3-5 m. Även här utnyttjas gravitationsstrukturer i betong. Varje struktur väger sandfylld ca 1000 ton. Investeringen i Tunö Knob uppgår till totalt DKK 78 milj. Här svarade turbinerna för 40% och den bärande strukturen för 23% av totalkostnaden. Med en beräknad elproduktion om 15 GWh/år uppskattas elproduktionskostnaden till ca DKK 0,49 per kwh. Den specifika investeringen utgjorde i Vindeby DKK per kw och för Tunö Knob DKK per kw. I Nederländerna finns två vindkraftanläggningar i IJsselmeer, bestående av 4 respektive 19 vindkraftverk med totala kapaciteter om 2 respektive 11 MW. Den första anläggningen består av fyra 500 kw NedWind-verk lokaliserade ca 800 m från strandlinjen på ett vattendjup om 5-10 m. Den bärande strukturen är monopiles med diameter omkring 3,5 m. Den andra anläggningen, bestående av 19 Nordtank 600 kw vindkraftverk, karaktäriseras bäst som en semi-offshore anläggning då den placerats på grunt vatten mycket nära strandkanten. Vindkraftverken avsågs ursprungligen att placeras på fördämningsvallen mellan Leystad och Drontgen men detta mötte legala hinder. Den slutliga placeringen blev därför strax intill fördämningen. 6

19 4 Planerade anläggningar till havs Planering för kommande vindkraftanläggningar till havs pågår i flera länder, bland annat i Danmark, Sverige, England, Nederländerna och Tyskland. 4.1 Danmark I en handlingsplan som utarbetades 1997 av Energistyrelsen och en grupp av personer som representerade danska kraftföretag har 5 områden föreslagits, vart och ett tillräckligt stort för att möjliggöra installation av minst 100 MW vindkraftkapacitet. Dessutom planeras mindre installationer till havs enligt tabell 1 nedan. När det gäller kostnadsuppgifter hämtade ur danska rapporter förutsätts att 1 EURO = SEK 8,3 och att DKK 1 = SEK 1,1. Kapitalkostnaderna har beräknats med antagande om 20 års livslängd och 5% ränta. Tabell 1. Planerade havsförlagda anläggningar i Danmark Plats Gedser Rödsand Omö Läsö Horns Middel- Samsö Grenå rev grund hamn Installerad kapacitet MW Fullasttimmar per år Kapitalkostnad SEK/kWh 0,33 0,315 0,324 0,315 0,300 0,37 Drift- o underhåll SEK/kWh 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,07 Total SEK/kWh produktionskostnad 0,42 0,40 0,41 0,40 0,39 0,44 Beräknad idrifttagning (år) Installationen av 20 st. 2 MW Bonus vindkraftverk vid Middelgrunden ca 3 km utanför Köpenhamns hamn och på 3-6 m vattendjup beräknas bli klar under hösten Anläggningen kommer att bli andelsägd av ca privatpersoner. Vindförhållandena betecknas som ogynnsamma med en medelvind på 64 m höjd om ca 7,1 m/s. Tre olika typer av bärande struktur övervägdes: Färdiggjutet betongfundament i form av en platta med diametern 17 m. I plattan är en betongklädd stålcylinder ingjuten som kan ses som en förlängning av ståltornet. Ballasterad stålkassun som är betydligt lättare att transportera ut till montageplatsen Monopile som drivs ned i havsbottnen som består av kalksten. Det färdiggjutna betongfundamentet visade sig enligt inlämnade offerter vara klart billigast att installera. Monopiles representerade en 20-40% dyrare lösning. 7

20 För de planerade anläggningarna vid Horns rev och Rödsand infordras nu offerter och det är således inte möjligt att erhålla kostnadsuppskattningar för dessa anläggningar. Enligt uppgifter från Elsam Projekt beträffande Horns rev kommer upphandlingen av den kompletta anläggningen att ske i delar som var och en specificeras noggrant av kraftföretaget. Den bärande strukturen kommer att utgöras av monopiles. Inga borrningar på havsbottnen anses behövas. Från varje rad med 8 turbiner går en 24 kv kabel till en transformatorstation där spänningsnivån höjs till 150 kv. Från transformatorn sker växelströmsöverföring till land via en 18 km lång kabel. Med hänsyn till de väderförhållanden som råder vid Horns rev väntas det bli svårt att lägga till vid vindkraftverken med båt under en stor del av året. I stället kommer man att på varje vindkraftverk bygga en liten plattform (4 x 4 m) vid navhöjd på vilken helikopterburen personal kan firas ned för att genomföra underhållsåtgärder. Det är dessutom nödvändigt att före besöken på vindkraftverken kunna ta reda på vilka fel som uppstått på olika komponenter så att servicepersonalen vid besöken kan ha med sig reservdelar till skadade komponenter. Ett genomtänkt system för tillståndskontroll för varje vindkraftverk kommer att introduceras. Man gör vid Elsam Projekt bedömningen att det är värt att lägga ned betydande resurser på fjärrkontroll och övervakning av vindkraftverken inklusive sofistikerade system för signalanalys. Fiberoptisk förbindelse kommer att ingå i de kablar som förbinder vindkraftverken elektriskt. 4.2 Sverige Vindkompaniet som ägs av NEG Micon har planer för installation av grupper av vindkraftverk dels vid Yttre Stensgrund i Kalmarsund, dels vid Klasården utanför Näsudden på Gotland. Vid Yttre Stensgrund planeras för installation av 5 st 2 MW Micon-aggregat under sommaren år Vattendjupet är 6 8 m och avståndet till land 4-5 km. Provborrningar har gjorts som visar att havsbottnen består av ett ca 10 m tjockt moränlager och under detta kristallin sandsten. Man planerar att använda monopiles som bärande struktur för vindkraftverken, för vilket ett brittiskt företag engageras som har kapacitet att borra hål med en diameter om ca 3,5 m från en jack-up plattform. Kostnaden för att genomföra denna operation inklusive montage av monopiles beräknas preliminärt till omkring 6 milj. kr per aggregat. Vid Klasården utanför Näsudden planerar Vindkompaniet att installera 21 st. 2 MW Miconverk under perioden Den bärande strukturen, monopiles, kommer att utföras på samma sätt som vid Yttre Stensgrund. För underhållet av vindkraftverken kommer man att utnyttja båtar, och ombordstigning på vindkraftverken anses vara möjlig vid vindstyrkor upp till m/s och våghöjder uppemot 3 m. Kraftöverföringen till land sker vid spänningsnivån 30 kv. För överföringen till starkare nät på land kommer den uppbyggda HVDC-länken att utnyttjas. 8

21 Den totala kostnaden för uppbyggnaden av anläggningen vid Klasården har uppskattats till ca 500 milj.kr, vilket motsvarar ca kr/kw. I denna kostnad ingår dock ej projektering och arbeten med att erhålla tillstånd för etableringen av gruppstationen till havs. Beräknad elproduktion anges till ca 120 GWh/år. Drift- och underhållskostnaderna beräknas bli motsvarande 8-9 öre per producerad kwh. Kostnaden för producerad el blir utgående från de angivna siffrorna ca 0,40 kr/kwh vid 4% ränta och ca 0,50 kr/kwh vid 8% ränta. Lillgrund. Eurowind i Malmö som representerar den tyska tillverkaren Enercon har långt framskridna planer på att installera 48 st 1,5 MW Enercon-verk i området Lillgrund några km söder om Öresundsbron. Det omfattande arbete som brokonsortiet lagt ned på undersökning av miljökonsekvenserna av brobygget har av Eurowind kunna utnyttjas i tillståndsprocessen för Lillgrundområdet. Förutsättningarna för etableringen av vindkraftanläggningen vid Lillgrund uppges vara gynnsamma. De maximala våghöjderna i området uppges vara endast 2 m och det förutses att installationsarbeten i området kan pågå under hela året, vilket givetvis även bör gälla för framtida underhållsarbeten. När det gäller den bärande strukturen har man funnit att bottenförhållandena är sådana att monopiles inte kan anses lämpliga. Någon form av gravitationsstruktur kommer att väljas, sannolikt en stålstruktur som fylls med betong. Kostnadsuppgifter för Enercon-installationerna i Lillgrund har ej kunnat erhållas. Skabbrevet, ett område utanför Landskrona har av Renewable Energy AB föreslagits utnyttjas för uppbyggnad av en vindkraftanläggning bestående av 36 st 2,5 MW Nordex vindkraftverk. För närvarande pågår planeringsarbeten inklusive miljökonsekvensbeskrivning för detta område. När det gäller valet av bärande struktur har man liksom för området Lillgrund funnit att en gravitationsstruktur i form av en stålkassun sannolikt utgör det bästa valet. Kostnaderna för varje sådant fundament får enligt Renewable Energy ej överstiga 3 milj.kr. om det skall bli möjligt att hålla kostnaderna för producerad el på en acceptabel nivå. Ystadsområdet är enligt Renewable Energy av stort intresse för vindkraftetablering till havs. Efter inledande studier har man funnit att det i området utanför Ystad förefaller möjligt att etablera en vindkraftgrupp omfattande ett 80-tal aggregat. Sonderingar pågår även utanför Simrishamn och Ronneby om vindkraftetableringar. Utgrunden i Kalmarsund kommer enligt Tacke Sverige AB, dotterbolag till Enron Wind Corp., att utnyttjas för anläggandet av en grupp om 7 st. 1,425 MW vindkraftverk. Området ligger ca 8 km från Öland och vattendjupet i området är 7 10 m. Grundläggningstekniken blir liksom utanför Gotland monopiles. Ärendet har efter behandling i Miljööverdomstolen och efter regeringens beslut att avvisa Kammarkollegiets överklagande i ärendet nu resulterat i att sökanden får tillstånd att uppföra anläggningen. Installationsarbetena förväntas komma igång och kunna avslutas under innevarande år. Några kostnadsuppgifter för anläggningen har ej kunnat erhållas från Tacke. 9

22 Södra Kalmarsund, havsområdet sydost om Kristianopel, har varit föremål för en studie som genomförts av Vattenfall. En långsiktig tanke är att etablera en större grupp om ca 100 stora vindkraftverk vart och ett med effekten ca 3,5 MW i området på ett avstånd om 4-6 km från land. I en första etapp planerar man för en liten grupp bestående av 5 st. verk av denna storlek, vilket skulle betyda en installerad effekt om 17,5 MW. Bottenförhållandena i området är sådana att en fundamentering med monopiles bedöms vara möjlig. Som ett utredningsförslag anges att tre sidostödjande pålar används för att fixera fundamentet. När fundamentet är färdiginstallerat transporteras torn, maskinhus och rotor som en enhet till lokaliseringsplatsen och förankras till fundamentet. Båttransporter förutsätts för allt underhållsarbete vid vindkraftgruppen. Underhållskostnaderna har i detta preliminära skede beräknats motsvara ca 7 öre per producerad kwh. Den totala årliga energiproduktionen från 5-gruppen har beräknats till 54 GWh och investeringsvolymen till mellan 190 och 250 milj. kr. ( kr/kw) Elproduktionskostnaden förväntas bli öre/kwh. En förutsättning för byggandet av en grupp bestående av 3,5 MW vindkraftverk är att ett prototypaggregat av denna storlek först byggs och provas på land. Vattenfall har sökt tillstånd för att uppföra en provanläggning på Näsudden, Gotland. Leverantör är ett konsortium bestående av ABB och Scanwind. Montage beräknas ske år I tabell 2 nedan sammanfattas planerade projekt i Sverige. Tabell 2. Planerade havsförlagda vindkraftanläggningar i Sverige Område Exploatör Antal verk x effekt Total (MW) effekt Antagen idrifttagning (år) Yttre Stensgrund Vindkompaniet 5 x 2 MW Klasården Vindkompaniet 21 x 2 MW Lillgrund Eurowind 48 x 1, Skabbrevet Renewable Energy 36 x 2, ? Ystad Renewable Energy Utgrunden Tacke 7 x 1, S. Kalmarsund Vattenfall 5 x 3,5 17,5 2004? 10

23 4.3 Övriga länder England I England kommer en första havsbaserad anläggning med två st. 2 MW Vestas vindkraftverk att installeras under detta år på den engelska ostkusten utanför Blyth. Vattendjupet varierar och är som lägst 6 m men kan vid hög tidvattennivå uppgå till 11 m. Lokaliseringen är ca 1 km från kusten. Den bärande strukturen kommer att utgöras av monopiles med diameter omkring 3,5 m som installeras i förborrade hål i stenbottnen. För installationsarbetena kommer ett jackup fartyg att användas. Väderförhållandena är kritiska för installationen och man planerar att genomföra erforderliga arbeten under juni månad. För underhållsarbeten på vindkraftverken är man inriktad på att utnyttja helikopterservice. Nederländerna Som ett första led i en långsiktig uppbyggnad av havsbaserad vindkraft avser man i Nederländerna att inom de närmaste två åren bygga upp en anläggning med kapaciteten 100 MW, bestående av 1,5 2 MW turbiner. Lokaliseringsplatsen ligger på ett avstånd om drygt 8 km från kusten och vattendjupet är m. Grundläggningen kommer att göras med utnyttjande av monopiles. I ett längre tidsperspektiv avser man att utnyttja turbiner i multi-mw-klassen och gå längre ut till havs, ca 20 km från land. Man ifrågasätter om monopiles kan användas vid vattendjup över 20 m. Orsaken anges ej men kan möjligen vara att en vek bärande struktur inte är lämplig för det aktuella vindkraftaggregatet eller för havsbottnens struktur. Tyskland Någon nationell plan för utbyggnad av vindkraften till havs finns ännu inte. Potentialen anses dock vara betydande, men detta förutsätter att man tar områden i anspråk som ligger upp till 30 km från land och som har vattendjup omkring 20 m. Även i Tyskland förutsätter man i ett längre perspektiv att använda vindkraftaggregat med kapaciteten 4-5 MW. 11

24 5 Övriga studier av havsbaserad vindkraft Opti-OWECS Structural and Economic Optimisation of Bottom-Mounted Offshore Wind Energy Converters, (EU Joule III Project, 1998) I rapporten konstateras att kostnaden för producerad el i havsbaserade anläggningar är starkt beroende av vindförhållandena och av avståndet till land. Kostnaderna för kraftöverföringen till land ökar snabbt med avståndet och dessutom är risken stor för minskad tillgänglighet till följd av att servicebesöken vid vindkraftverken blir mer tidskrävande och kostsamma. Utgångspunkten för kostnadsberäkningarna har varit en anläggning bestående av 100 st. 3 MW vindkraftverk av den typ som Kvaerner Turbin utvecklat. Anläggningen tänks vara lokaliserad utanför den holländska Nordsjökusten på ett avstånd från land om km och på ett vattendjup om m vid låg tidvattennivå. Den bärande strukturen utgörs av monopiles. Turbinen är tvåbladig med diametern 80 m. Vindkraftverken placeras ut på ett inbördes avstånd som motsvarar 10 gånger turbindiametern. (Kvaerner Turbins verksamhet på vindkraftområdet har sedermera upphört. Verksamheten drivs vidare av ScanWind Group som utnyttjar en trebladig turbin.) För anläggningen beräknas investeringsbehovet bli följande (se figur 1 nedan): Turbiner 170 milj. Euro (45%) Bärande struktur 92 (25%) Installation 26 (7%) Kabelkostnader mellan vindkraftverken 47 (13%) Kraftöverföring till land 30 (8%) Projektledningskostnader 7 (2%) SUMMA 372 milj. Euro (100%) Den totala investeringen utgör SEK per kw (vid kursen 1 Euro = SEK 8,2). Turbinkostnaden utgör SEK per kw, vilket är mindre än som gäller för existerande danska 2 MW vindkraftverk. Däremot är kostnaden för den bärande strukturen inklusive installation hög, ca SEK 9,7 miljoner per aggregat. Detta är betydligt mer än för någon annan jämförbar installation av den bärande strukturen. Producerad el vid anslutning till 150 kv nät beräknas till 787 GWh/år, varvid antagits att gruppens effektivitet (med hänsyn till skuggningseffekter) är 93%, effektiviteten i elöverföringen 96% och tillgängligheten 96,5%. Drift- och underhållskostnaderna antas utgöra 9 milj. Euro per år vilket motsvarar drygt SEK 0,09 per producerad kwh. Med en antagen livslängd om 20 år och vid räntenivån 5% beräknas kostnaden för producerad el vid medelvinden 8,4 m/s vara 0,051 Euro per kwh, vilket motsvarar ca SEK 0,42 per kwh. Vid medelvinden 9 m/s beräknas elproduktionskostnaden till SEK 0,36 per kwh. 12

25 Turbiner Bärande struktur o installation Elektrisk sammankoppling Transmission till land Projektledning Fig. 1. Fördelning av investeringskostnaderna enligt Opti-OWECS Prospects for Offshore Wind Energy (The British Wind Energy Association, 2000) Rapporten ger en översikt över projekt och studier i Europa på området havsbasering av vindkraftverk. Av diskussionen om teknik och kostnader framgår bland annat följande. En av de kontaktade turbintillverkarna föreslår följande åtgärder för att underlätta byggande och underhåll av vindkraftverk till havs: Inuti maskinhuset installeras en kran med 8,5 tons lyftkapacitet för att kunna hantera generator och rotorblad. Generatorn är luftkyld med särskild värmeväxlare. På tornet ovanför stänkzonen byggs en extra plattform med kran för att lyfta ombord komponenter. På plattformen placeras en luftkonditionerad container innehållande elutrustning. Ett övergångsstycke konstrueras som förbinder torn med fundament. Tvåbladiga turbiner reducerar totalvikten och bör kunna övervägas då högre spetshastighet och ljudnivå kan tolereras till havs och då det visuella intrycket blir mindre störande. Kostnaderna för anpassning till marin miljö kan enligt studien komma att öka turbinpriset med 20%. 13

26 Alternativen monopiles respektive gravitationsstruktur diskuteras kort. Om monopiles kommer till ökad användning i framtiden återstår att se. Stor omsorg måste läggas på att studera dynamiken vid monopile-lösningar. Stora viktminskningar blir dock möjliga om det visar sig vara en framkomlig väg att utnyttja monopiles i större utsträckning vid olika bottenförhållanden och vid vattendjup upp emot 20 m. I den ekonomiska delen av rapporten refererar man till danska uppgifter om att kostnaderna för fundament och nätanslutning gällande större grupper av havsbaserade vindkraftaggregat kan uppgå till sammanlagt 1/3 av totalkostnaden. Kostnaderna för elkablar för sammankoppling av vindkraftverken och transmissionen till land beror till stor del på avståndet till land. I rapporten uppges kostnaderna utan närmare specifikation utgöra mellan 17 och 34 % av den totala kostnaden. Fördelningen av investeringskostnaderna i figur 2 är hämtad från en dansk översikt gällande stora installationer till havs. Turbiner Bärande struktur Elutrustning Nätanslutning Underhållsutr. Projektledning Övrigt Fig. 2. Fördelning av investeringskostnaderna enligt danska studier 14

27 6 Kostnader för havsförlagda vindkraftverk De kostnadsbedömningar som redovisas nedan hänför sig i allt väsentligt till dagens teknik, vilket när det gäller vindturbinen betyder att aggregatstorlekar omkring 2 MW diskuteras, vidare att vattendjup större än ca 25 m inte beaktas och att de antaganden om den bärande strukturens utformning som nu görs på olika håll kommer att visa sig representera hållbar teknik. Kostnaden för producerad el kommer ändå att bli specifik för respektive anläggning och några allmänna bedömningar om de ekonomiska förutsättningarna för havsförlagd vindkraft är därför svåra att göra. Vindförhållandena är givetvis av avgörande betydelse för elproduktionskostnaderna. För att göra det möjligt att uppskatta investeringskostnaderna för havsförlagda vindkraftverk måste en rad andra faktorer beskrivas. Det gäller bland annat förhållandena på den tänkta lokaliseringsplatsen såsom havsbottnens beskaffenhet, vattendjupet, våg- och isförhållandena, avståndet till land, etc. Produktionskostnaden beror även av antalet aggregat i en grupp, avståndet mellan aggregaten, vindriktningsfördelningen under året, skuggningseffekter etc. Tillgängligheten för servicebesök med båt eller med helikopter bör säkerställas och kommunikationen med den driftcentral som betjänar anläggningen bör vara god. Strategier bör utvecklas för att minska kraftbortfallet vid fel på enskilda aggregat. Det bör exempelvis vara möjligt att sektionera skadade vindkraftverk eller annan skadad utrustning. I det följande diskuteras några av de faktorer som påverkar kostnaden för producerad el. Underlaget för diskussionen har hämtats ur informationsmaterial som erhållits från leverantörer och exploatörer samt från konferensmaterial och tekniska rapporter. 6.1 Vindturbin, maskineri och torn De turbinstorlekar som idag är aktuella för havsbaserad vindkraft är alla i megawatt-klassen. Exempel: NEG Micon har en 2 MW vindturbin främst avsedd för havsplacering. I pågående utvecklingsarbete studerar man möjligheterna att i framtiden tillverka turbiner i klassen 5 MW. Bonus har en 2 MW prototyp i drift i Tyskland och denna version kommer att användas vid Middelgrunden utanför Köpenhamn. Vestas har genom sitt vindkraftverk V66 en 2 MW turbin som är avsedd för havsplacering. Nordex har konstruerat och tillverkat ett första 2,5 MW aggregat som kommer att installeras utanför Rostock på den tyska Östersjökusten. Aggregatet är avsett för offshoreplacering. Beställningar finns på flera tiotal ytterligare aggregat. Enercon har sedan 1999 ett 1,8 MW vindkraftverk på marknaden och uppger att ett utvecklingsarbete pågår på ett 4,5 MW aggregat. Tacke har hittills levererat ca 200 aggregat med storleken 1,5 MW och en 2,0 MW prototyp finns konstruerad men har ännu ej tillverkats i avvaktan på beslut om lokalisering. 15

28 ScanWind/ABB kommer för Vattenfalls räkning att uppföra ett 3 MW aggregat som är förberett för offshoreplacering. Nordic Windpower har påbörjat serietillverkning av 1 MW aggregat. Av tradition har de flesta danska vindkraftaggregaten, med undantag för Vestas, varit stallreglerade. För större vindkraftverk som lokaliseras till havs blir det dock i ökande utsträckning intressant att kunna reglera bladvinkeln under drift. Bl.a. har Bonus utvecklat ett system Combistall som möjliggör bladvinkelreglering och Nordex (danskt-tyskt) har aktiv bladvinkelreglering på sina stora vindkraftverk. Tacke och Enercon utnyttjar även bladvinkelreglering och man kan alltså säga att detta representerar standard för stora vindkraftverk i offshoremiljö. Anpassning av vindkraftaggregaten till offshoremiljön kan dels innebära att man genom goda konstruktionslösningar söker minska behovet av förebyggande underhåll och risker för komponentskador till följd av korrosion, dels att man utvecklar metoder för att kunna genomföra komponentbyten utan att behöva utnyttja stora kranfartyg. Genom att dessutom utveckla system för fjärrövervakning och feldiagnos kan det bli möjligt att minska antalet servicebesök för avhjälpande underhåll. De åtgärder för marinisering av vindkraftaggregat, dvs. turbin och maskineri, som leverantörerna av vindkraftverk diskuterar kan innebära att aggregaten blir dyrare än på land. Kostnadsökningar uppkommer genom placeringen av en transformator inne i maskinhuset, vidare genom att en permanent kran ofta ingår i utrustningen och genom att extra åtgärder för korrosionsskydd vidtas. Åtgärder för korrosionsskydd kan dock i många fall bli lika viktiga för kustlokaliserade vindkraftverk och är alltså inte självklart en extra kostnad som är speciell för offshorelokalisering. Utveckling av övervakningssystem för grupper av vindkraftverk kan på samma sätt bli av stort intresse även för landbaserade aggregat. BWEA (British Wind Energy Association) uppskattar den extra mariniseringskostnaden för offshorelokaliserade vindturbiner till ca 20% av turbinkostnaden. Vestas uppger å andra sidan att de extra kostnaderna för anpassningen av deras största turbiner till offshoremiljön är praktiskt taget försumbara. Detta beror sannolikt på att man redan i konstruktionsskedet för de större turbinerna förutsett att sådana anpassningsåtgärder blir aktuella i takt med att utbyggnaden till havs fortskrider. I Tyskland uppges kostnaden för ett komplett 1,5 MW vindkraftaggregat, fabrikat Tacke eller Enercon och levererat till uppställningsplatsen på land, vara ca DEM 3,6-3,8 milj. (navhöjd ca 100 m) dvs. ca SEK milj. kr, vilket betyder SEK per kw. Till detta kommer kostnader för platsarbeten, tillstånd, nätanslutning etc. Det nya Nordex-aggregatet med effekten 2,5 MW uppges preliminärt komma att kosta omkring SEK 15 milj. eller SEK per kw. 16

29 I Danmark anges för installationen vid Middelgrund att kostnaden för själva vindkraftaggregatet, fabrikat Bonus, är DKK 10 milj. Effekten är 2 MW, vilket betyder ca SEK per kw. Vestas anger att kostnaden i Sverige för ett 1,75 MW vindkraftverk monterat på plats (på land) är ca 11 milj. kr, vilket betyder ca kr per kw. Om kostnader för fundament och vägar (ca 1 milj. kr.) samt för nätanslutning (1,0-1,5 milj.kr.) medräknas blir totalkostnaden för ett idrifttaget vindkraftverk ca kr per kw. Kostnaden för nätanslutning varierar beroende på de lokala förhållandena, behovet av nätförstärkningar etc. På Gotland uppges kostnaderna för nätanslutning i regel vara högre än på fastlandet. Ett Micon-aggregat med effekten 2 MW kostar i Sverige omkring 12,3 milj. kr, vilket motsvarar kr/kw. Till detta kommer kostnader för grundläggning m.m. om 0,8 1 milj. kr samt nätanslutning. Kostnaderna ligger således nära dem som Vestas anger. 6.2 Bärande struktur Med bärande struktur avses fundament för fixering av vindkraftverket till havsbotten, vidare eventuell strukturdel mellan fundament och torn. I den bärande strukturen ingår dessutom arrangemang som gör det möjligt att lägga till med båt och gå ombord på vindkraftverket. I huvudsak tycks två typer av fundament vara aktuella för havsbaserade vindkraftverk. De två första installerade grupperna av vindkraftverk i Danmark har utnyttjat gravitationsstrukturer medan man vid Bockstigen i Sverige använt monopiles. För de installationer som planeras utanför Gotland och i Kalmarsund förutser man åter att monopiles kommer att användas. I Öresundsområdet kommer däremot enligt planer på både svensk och dansk sida gravitationsstrukturer att bli aktuella. Valet av fundamenttyp beror av havsbottnens beskaffenhet, vattendjupet samt av strömmar och våg- och isförhållanden. I regel måste man göra noggranna undersökningar av havsbottnen inklusive provborrningar för att kunna avgöra vilken typ av struktur som skall väljas för ett föreslaget område. De uppgifter som kan inhämtas om aktuella kostnader för den bärande strukturen till havsförlagda vindkraftverk är visserligen osäkra men ger ändå en uppfattning om skillnader gentemot landlokalisering. För Middelgrunden finns en relativt säker uppgift: Varje fundament av gravitationstyp kommer att kosta ca DKK 3,7 milj. vilket motsvarar SEK 4,1 milj., att jämföra med kostnaden för aggregatet (Bonus) som är ca SEK 11 milj. Vestas ifrågasätter dock uppgiften att gravitationsstrukturer skulle utgöra ett billigare alternativ än monopiles för installationen vid Middelgrunden. Enligt Vestas torde kostnaden för monopiles för Middelgrunden vara omkring DKK 2,7 milj., dvs. klart lägre än den uppgivna kostnaden för fundamenten av gravitationstyp. För den stora grupp av vindkraftverk som planeras vid Horns rev utanför Jyllands västkust uppger Elsam Projekt att monopiles kommer att användas. Upphandlingen av denna anläggning pågår och inga kostnadsuppskattningar lämnas f.n. ut från danskt håll. Vid förfrågan hos 17

30 Vestas uppger man att monopiles kan användas även vid så stora vattendjup som 20 m. Det kan då bli fråga om 40 m långa fundament med godstjocklek omkring 40 mm. För installationen av 5 st. 2 MW Micon-verk vid Yttre Stensgrund i Kalmarsund anger Vindkompaniet den beräknade kostnaden för fundament av monopile-typ till ca 6,5 milj. kr, att jämföra med aggregatkostnaden 12,3 milj. kr. Kostnadsuppskattningar som gjorts för området Skabbrevet i Öresundsregionen indikerar att gravitationsstrukturer för vindkraftverk i detta område kan komma att kosta högst ca 3 milj. kr per styck. 6.3 Kablar och elsystem Till kostnaderna för kablar och elsystem räknas här kostnader för kabeldragning mellan vindkraftverken i en grupp transformator- eller likriktarstation till havs kraftöverföring till land eventuell mottagningsstation på land Elsystemet kan byggas upp på olika sätt. I Blekingeprojektet (Huvudrapport 1991) med 98 st. 3 MW vindkraftverk valdes ett koncept som innebar att 7 vindkraftverk kopplades samman i en basstation innehållande en 10/130 kv transformator. De 14 grupperna med vardera 7 st. vindkraftverk sammankopplades sedan med 130 kv kablar som också användes för den 5-6 km långa växelströmsöverföringen till land. De sammanlagda kabelkostnaderna beräknades här per aggregat uppgå till ca 3,5 Mkr medan kostnaderna för elsystemet inkluderande generatorer uppgick till totalt 6,9 Mkr räknat per aggregat. I den studie som Elsam Projekt och Eltra gjort för den planerade installationen vid Horns rev och som omfattar 80 vindkraftverk á 2 MW har man föreslagit en uppdelning i 10 grupper med 8 vindkraftverk i varje grupp. De 8 vindkraftverken i varje grupp sammankopplas med 24 kv kablar till en för hela gruppen gemensam 24/150 kv transformatorstation. Från denna station går en 18 km lång växelströmsöverföring till land via kabel. På land finns en station för reaktiv kompensering och för överkoppling till landkabel och vidare till luftledning. I den installerade kabelförbindelsen till havs ingår även en fiberoptisk länk för signalöverföring från vindkraftanläggningen till land. Några kostnadsuppgifter för elutrustningen för Horns rev har inte kunnat erhållas men beskrivningen av anläggningen påminner om den som gjordes i Blekingeprojektet. För anläggningen i Middelgrunden förutses kostnaderna för kablar och sammankoppling av vindkraftverken bli DKK 1,7 miljoner per aggregat, vilket utgör 10% av totalkostnaden. Kostnaderna för kabeldragning in till land är dock ej medräknade i detta belopp. Garrad Hassan and Partners, Ltd, har i en studie avseende en 100 MW anläggning på ett avstånd om 20 km från land beräknat kostnaderna för elutrustning till ca 10% och kostnaderna för kablar till 21% av hela investeringen. 18

31 Kabelförbindelsen från en större havsförlagd anläggning till land kan utgöras av tre eller fyra enkelledare alternativt en treledarkabel. Om det av olika skäl bedöms vara motiverat att gräva ned kabeln i bottensedimenten så måste en undersökning av havsbottnen göras och kostnaderna för nedspolning eller nedplöjning beräknas. Riskerna för kabelbrott till följd av fartygsankring minskar om kabeln är väl nedgrävd. När det gäller kostnaden för själva nätanslutningen kan som jämförelse sägas att man för enstaka landbaserade aggregat ofta räknar med en kostnad för anslutning av ett vindkraftverk i MW-storlek till nätet om ca 1 milj. kr. Kostnaden per aggregat minskar i allmänhet om större grupper skall anslutas samtidigt. En viktig fråga för kostnadsbedömningen är närheten till regionnät med spänningen 130 kv. Enligt en studie av ett 10-tal anslutningar av mindre vindkraftgrupper på land har nätanslutningskostnaden i genomsnitt varit omkring 1200 kr/kw. För anslutning av större grupper, storleksordningen MW, där transformering redan skett till 130 kv, blir anslutningskostnaden lägre. För nätanslutning av 100 MW havsbaserad vindkraft antas att kostnaden är 700 kr/kw. Nya tekniska lösningar på elsystemområdet erbjuds genom den teknik som ABB utvecklat och som presenterats under innevarande år. Det gäller konceptet WINDFORMER som innebär en integrering av kraftproduktion och transmission till ett enda system. En högspänd generator med permanentmagnetiserad rotor är direktkopplad till vindturbinen och arbetar vid variabelt varvtal. Växellådan i vindkraftverket har således eliminerats. Elkraften överförs via likspänningskabel till land och växelriktas före inmatning på nätet. Systemet förenklar problemen med kraftinmatning på svaga nät. Totalt sett väntas introduktionen av Windformer bland annat resultera i lägre förluster och minskade underhållskostnader. Systemet är framför allt avsett att användas i offshore-lokaliserade vindkraftverk. Det första fullskaliga kraftverket (3 MW) med Windformer byggs dock på land i Näsudden, Gotland, och beräknas kunna tas i drift under år Övriga kostnader Som framgår av refererade exempel på kostnadsberäkningar för havsbaserade vindkraftverk varierar redovisningssättet. Det handlar bl.a. om följande poster: Vindturbinens kostnad räknas ofta ihop med kostnaden för tornet. I kostnaden för vindturbinen ingår i regel även kostnaderna för all elutrustning i maskinhuset. Kostnaderna för elutrustningen redovisas ibland separat och kan då avse generatorn samt den transformator som installeras i maskinhuset för höjning av spänningen till kv. Kabelkostnader anges ibland som kostnader för kraftöverföring till land. Det är då oklart om även kablar för sammankoppling av vindkraftverken till havs ingår. Kostnader för anslutning till nät på land redovisas i regel inte alls. Installationskostnaderna för det kompletta vindkraftverket ingår ibland/ibland inte i kostnaden för fundamentet. Kostnader till följd av väntetider vid installationen på grund av väderförhållanden redovisas i regel ej. Kostnaderna för projektledning redovisas ibland/ibland inte som särskild post. 19