Bilaga 3. Miljökonsekvensbeskrivning. Elutredning Vindpark Östra Frölunda

Bilaga 3 Miljökonsekvensbeskrivning Elutredning Vindpark Östra Frölunda

Gothia Vind GothiaVind Östra Frölunda Uppdragsnummer 5465652000 Förstudie för elanslutning Rapport Göteborg 2011-08-30 Sweco Energuide AB Kraftsystemanalys Fredrik Loodin 1 (22) Sweco Gullbergs Strandgata 3 Box 2203, 403 14 Göteborg Telefon 031-62 75 00 Telefax 031-62 77 22 www.sweco.se Sweco Energuide AB Org.nr 556007-5573 säte Stockholm Ingår i Sweco-koncernen Fredrik Loodin Ingenjör Telefon direkt 031-62 75 52 Mobil 076-782 75 52 fredrik.loodin@sweco.se

INNEHÅLLSFÖRTECKNING 1 Sammanfattning 3 2 Bakgrund 4 3 Teknisk genomförbarhet 5 4 Utformning av internt elnät 7 5 Ägandeformer 13 6 Leverans- och mätpunkt 14 7 Kostnader och tariffer 16 8 Slutsats 22 Bilaga 1 Beräkningsunderlag kostnad internt elnät Bilaga 2 Beräkningsunderlag kostnad externt elnät Bilaga 3 Beräkningsunderlag tariffkostnad Bilaga 4 Beräkningsunderlag kostnader effektförluster Bilaga 5 Karta väg- och elnät 2 (22)

1 Sammanfattning Gothia Vind planerar att bygga och äga en vindpark på planerad 12 vindkraftverk på 2 eller 3 MW. Det kommer att röra sig om en totalt installerad effekt på 24 alternativ 36 MW. Initialt diskuterades två olika spänningar att ansluta produktionen till 24 eller 36 KV. Den installerade effekten fordrar 36 kv för att överföringsförmågan ska bli optimal det vill säga, energiförlusterna i kabelnätet är mycket mindre i en anläggning med högre spänning. Kabelnätet kommer att följa befintliga vägar inom parkområdet medan anslutningskabel från vindparken kommar att förläggas intill trafikerade vägar. Gothia Vind planerar ansluta vindkraftverken inom parken till ett kabelnät som förläggs i nya och befintliga vägar. Inom området planeras även ett ställverk där produktionen från vindkraftverken ansluts. Nätägaren Vattenfall planerar ett ställverk i Friborg, några kilometer från parkområdet. Ställverket skall förutom Gothia Vind även ansluta andra exploatörer som finns i närheten. Från ställverket i Friborg måste en förbindning, troligtvis luftledning, till närmsta större regionstation beredas. Närmsta regionstation ligger ca 27 kilometer norr om ställverket i Friborg. Inom området finns ett flertal andra exploatörer som behöver ansluta sina anläggningar till regionnätet. Det finns möjlighet att dela på anslutningskostnaderna till överliggande elnät med dem. Anslutning av vindpark sker till en transformatorstation 36/130 kv i Friborg ca 4 km söder om parkområdet som planeras och byggs av Vattenfall. Till transformatorstationen ska även andra exploatörer anslutas till. Från transformatorstationen kommer en anslutningsledning till närmsta regionstation byggas och planeras, närmsta regionstation är Uddebo 27 km norr om parkområdet. Den ägandeform som förespråkas är att Gothia Vind äger och förvaltar vindparkens interna elnät samt uppsamlingsstation. Överliggande elnät ägs av nätägaren Vattenfall. Leveranspunkt, dvs, där Gothia Vinds anläggning upphör och Vattenfalls börjar föreslås vara Gothia Vinds ställverk i parkområdet. Mätpunkt för energi och elcertifikat föreslås sammanfalla med leveranspunkten. Totalkostnaderna beräknas för de två fall som granskas till 44 400 000 kr och 46 900 000 kr årliga kostnader har nuvärdesberäknats på 25 år med kalkylränta 6,5 %. Tariffkostnader har beräknats ur Vattenfalls beräkningsmallar för inmatning till regionnät. 3 (22)

2 Bakgrund Gothia Vind planerar att bygga och äga en vindpark på planerad 12 vindkraftverk på 2 eller 3 MW. Det kommer att röra sig om en totalt installerad effekt på 24 alternativ 36 MW. Parken är tänkt att ligga utanför Östra Frölunda i Svenljunga kommun, se figur 1. Vattenfall är koncessionsinnehavare för området. Figur 1 Parklayout I denna rapport presenteras förslag på: - elnätets utformning inom vindkraftspakens område. - teknisk genomförbarhet. - totalkostnader för projektet - en presentation av anslutningskostnader och tariffkostnader baserad på vattenfalls beräkningsmodell. - ägandeformer för vindparkens elanläggning. - rekommendation för leveranspunkt och mätpunkt. 4 (22)

3 Teknisk genomförbarhet Vindparken som planeras kommer att generera en elektrisk effekt mellan 24 MW och 36 MW beroende vilket alternativ som väljs. Det lokala elnätets kapacitet räcker inte till att ansluta denna effekt, oavsett alternativ. Elnätet måste förstärkas för att kunna överföra mängden energi som produceras inom vindparken. För att förstärka elnätet mellan den planerade vindparken och närmsta större ställverk fodras etablering av jordkabel, luftledning och transformatorstation som är tänkt att placeras i anknytning till vindparken. Transformatorstationen krävs för att omvandla spänningen till en högre nivå som lämpar sig för överföring av elkraft över längre sträckor. Närmsta större ställverk (regionstation) finns i Uddebo 27 km norr om parkområdet. Vindparken måste anslutas till denna station som är kopplad till regionnätet, figur 2. Regionnätet är en del av det Svenska överföringssystemet för elkraft och dess funktion är att ansluta elkraft mellan de mindre lokalnäten och det landsomfattande stamnätet. 27 km Figur 2 Vindparkens orientering i förhållande till närmsta anslutningspunkt. Alternativ Gothia Vind står inför följande anslutnings alternativ utan inbördes ordning: 1. Egen uppsamlingsstation för det interna elnätet och 36 40 kv ledning till regionstationen Uddebo som man själv bekostar, förvaltar och söker koncession för. 2. Egen uppsamlingsstation samt transformatorstation med transformator i närområdet (Friborg) cirka 4 km söder om parkområdet. Gothia Vind kommer att äga hela elnätet från vindpark till samlingsskena i regionstationen i Uddebo. 5 (22)

3. Ansluta produktionen till Vattenfalls transformatorstation i närområdet (Friborg) cirka 4 km söder om parkområdet. Anslutningsledningen kommer att ägas, byggas och förvaltas av Gothia Vind som även står för koncessions ansökan för ledningen. 4. Ansluta produktionen till Vattenfalls transformatorstation i närområdet (Friborg) cirka 4 km söder om parkområdet. Anslutningsledningen kommer att ägas, byggas och förvaltas av Vattenfall som även står för koncessions ansökan för ledningen. I det senare alternativen 3 och 4 finns möjligheterna att dela kostnaderna för den nybyggda stationen med övriga exploatörer inom området, för närvarande fyra stycken, Gothia Vind inräknade. Alternativ 1 och 2 särskiljer sig från övriga två alternativ med höga investeringskostnader och driftskostnader och kommer att bli direkt olönsamma fortsättningsvis kommer de ej att behandlas i denna rapport. Tidsåtgång Projektet kan delas in nedanstående aktiviteter som kan tidsuppskattas. Tidsuppskattningen baseras delvis på EBR. Internt elnät. - Kabeldragning och schaktning 24 månader - Byggnation av uppsamlingsstation 2 månader Anpassning av stationen Uddebo. - Komplettering med nytt linjefack 6 månader Ledning mellan vindpark och transformatorstation Friborg. - Kabeldragning och schaktning 12 månader Transformatorstation Friborg. - Byggnation av transformatorstation 2 månader - Upphandling av transformator 96 MVA 145/36 kv 12 månader Ledning (145 kv) mellan Friborg och Uddebo. - Etablering av luftledning145 kv 24 månader - Konsessionsprocess 12 månader - Tillståndsprocess 12 månader Ledning (36-40 kv) mellan Friborg och Uddebo. - Etablering av ledning 36-40 kv 24 månader - Konsessionsprocess 12 månader - Tillståndsprocess 12 månader 6 (22)

4 Utformning av elnätet Produktionen från vindparken måste anslutas till regionnätet via regionledning och regionstation. I detta fallet är närmsta station placerad i Uddebo 27 km norr om parkområdet. Under denna rubrik presenteras elnätets utformning från produktionskälla till regionstation Uddebo. Figur 3 nedan visar schematiskt hur elnätet är uppbyggt samt definitioner av ledningar och stationer. Figur 3 Schematisk bild över kabelnät och stationer 7 (22)

Val av spänningsnivå I vårt uppdrag ingår att bestämma till vilken spänningsnivå som bäst lämpar sig att ansluta vindkraftverken i parken. De spänningsnivåer (enligt standard SS 4210501) som är aktuella är 24 kv och 36 kv. Det är fullt möjligt att ansluta vindparken till någon av spänningsnivåerna 24 eller 36 kv. Överföringsförmågan ökar med högre spänningsnivåer och kostnader för utrustning och komponenter ökar även de med spänningsnivån, medans kostnader för effektförluster i ledningar och transformatorer minskar. Det finns brytpunkter där man tjänar in de något högre komponentkostnaderna mot de lägre effektförlusterna. Se tabell nedan för tumregler för anslutning av vindkraftverk. Systemspänning Installerad Nättyp [kv] effekt [MW] 10 < 10 Lokalnät 20 < 15 Lokalnät 40 < 40 Regionnät 50 < 50 Regionnät 70 < 100 Regionnät 130 < 300 Regionnät 220 < 500 Stamnät 400 < 1000 Stamnät Tumregler för nätanslutning av vindkraftverk Vindparker med märkeffekt <40 MW brukar anslutas till 40 kv nivån enligt tabell1. 40 kv är dock ingen standardspänning däremot är 36 kv det. Tariff- och förlustkostnaderna vid 24 kv anslutning kommer bli större än vid anslutning till 36 kv nivån, vilket bekräftas vid telefonkontakt 2011-06-01 av Jarl Bergström, områdesansvarig på Vattenfall. Det är alltså direkt olönsamt att ansluta en park av denna storlek till den lägre spänningsnivån 24 kv. Ekonomiska studier och analyser i denna rapport kommer således inte att behandla anslutningar till 24 kv nivån utan bara anslutningar till 36 kv. 8 (22)

Elnät Varje vindkraftverk ansluts till ett gemensamt elnät, kallat internt elnät, som kopplar produktionen från vinkraftverken till en centralt placerad uppsamlingsstation. Det är upp till projektören att utföra designen på det interna elnätet. Det externa elnätet kallas elnätet där nätägarens elnät börjar och det är nätägaren som utför designen av det externa elnätet. Elnätet kan vara utfört som kabel förlagd i mark (jordkabel) eller som luftledningar på stolpar. Vid längre överföringssträckor är det fördelaktigt med luftledning framför kabel. Internt elnät - kabelnät Projektören (Gothia Vind) planerar att ansluta produktionskällorna inom det interna elnätet med kabel i mark, som förläggs i eller intill befintliga vägar, Figur 4 och bilaga 5. Befintliga vägar kommer att förstärkas och breddas för att möjliggöra transport av tornsegmet, maskinhus och blad. I samband med att vägarna förstärks ska schaktning för kabel planeras. Samordnar man schakt för kabel tillsammans med att vägarna förstärks kan man bespara stora delar av schaktkostnaderna. En annan fördel att förlägga kabelnätet i befintlig vägstreckning är att påverkan av mark och natur blir minimal. Figur 4 Kabelnät och vägnät (vägnät streckad linje, kabelnät heldragen linje). 9 (22)

Det interna kabelnätet kommer att bestå av kablar med olika dimensioner (tvärsnittsarea) beroende på hur mycket effekt som ska anslutas. Vissa kablar ansluter den installerade effekten från upp till fyra vindkraftverk. Tabell nedan visar längd och dimension (area) för kablar för de olika anslutningsalternativen. Ju större effekt som ska anslutas desto större kabel area krävs där av skillnaderna mellan alternativen. Summering kabellängder Internt elnät Vindkraftverk 2 MW Vindkraftverk 3 MW Area [mm²] Kabellängd [km] 50 13 7 95 6 8 150-4 Summering av kabellängder för internt elnät. Kabellängd [km] Internt elnät - uppsamlingsstation 36 kv Uppsamlingsstationen placeras inom vindparksområdet och till den ansluts parkens samtliga vindkraftverk. Stationen består av brytare s.k. linjefack som kopplar in och ur vindparken mot överliggande nät. Stationen bestyckas även med kontrollutrustning och hjälpkraft. Antal Typ Funktion [st] 4 36 kv Linjefack, skåp Brytare som ansluter vindkraftverken och anslutningskabeln till uppsamlingsstationen. 1 Lokaltransformatorfack inkl. trafo Driftspänning för stationen 1 36 kv Mät/frånskiljarfack, skåp Avsett för skydd- och mätsystem 1 Stationskontrollutrustning/Fjärrkontroll Avser utrustning för fjärrstyrning och mätvärdesinsamling 1 Mätskåp Skåp för energimätning eller registrering utav elcertifikat. 1 Hjälpkraft, skåpmonterad Reservkraft 10 (22)

Externt elnät - anslutningskabel För att ansluta hela parkens installerade effekt krävs ett kabelförband mellan uppsamlingsstationen och transformatorstationen. Kabelförbandet kommer att utgöras av en eller flera parallella 36 kv kablar som förläggs i schakt i slänt utmed befintliga vägbanor och ansluts vid transformatorstationen i Friborg. Figur 5 visar väg mellan Gothia Vinds vindpark och Friborg. Man kan anta att Vattenfall väljer att förlägga anslutningskabeln längs denna väg. Figur 5 Exempel på sträcka för kabelförläggning mellan vindpark och Vattenfalls transformatorstation. Exakt var transformatorstationen hamnar är inte ännu klargjort, men den kommer inte att hamna längre bort än 4-5 km. Efter som placeringen inte är fastställd och anslutningskabeln förläggs intill trafikerade vägar kommer schaktkostnaderna samt kostnader för eventuell omdirigering av trafik etc. bli svåra att bedöma. Summering kabellängder Extern kabel Vindkraftverk 2 MW Vindkraftverk 3 MW Area [mm²] Kabellängd [km] 2 st. 150 4-2 st. 240-4 Summering av kabellängder för anslutningskabel. Kabellängd [km] 11 (22)

Transformatorstation 36/130 kv Transformatorstationen kommer att placeras på en plats som möjliggör anslutning av flera exploatörer. Vattenfall har utifrån detta valt att placera den vid Friborg ca 4 km ifrån det aktuella vindparksområdet. Exakt var är ännu oklart. Transformatorstationen består av ett antal linjefack, transformatorfack, kontrollutrustning, transformator och hjälpkraft enligt nedan. Antal Typ Funktion [st] 1 145 kv Transformering till 12-24 kv 100 Transformator MVA 1 36 kv Transformatorfack, skåp Brytare för transformator på 36 kv sidan 1 145 kv Transformatorfack Brytare för transformator på 145 kv sidan. 5 36 kv Linjefack, skåp Brytare som ansluter en eller flera produktionsanläggningar till regionnätet. 1 Hjälpkraft, skåpmonterad Reservkraft 1 Mätskåp Skåp för energimätning eller registrering utav elcertifikat. 1 Stationskontrollutrustning/Fjärrkontroll Avser utrustning för fjärrstyrning och mätvärdesinsamling 1 Lokaltransformatorfack inkl. trafo Driftspänning för stationen Externt elnät - regionledning Regionledningen kallas den ca 27 km långa ledning som ansluter från nya transformatorstationen Friborg till befintlig regionstation Uddebo. Spänningsnivån för ledningsförbandet kommer att bli 145 kv. Ledningen kommer att ägas och förvaltas av nätägaren Vattenfall som också står för koncessionsansökan, samråd och markägarkontakter. Ledningstypen kan bli luftledning på stolpar eller markkabel. Luftledningar är billigare att uppföra är markkabel, man talar ibland om upp till halva kostnaden. Men det är svårare att få de närboendes acceptans för etablering av luftledning. Det är Vattenfall som avgör vilken ledningstyp som ska väljas. Kostnaden för ledningen mellan Friborg och Uddebo kommer att betalas av den som först ansluter till den nya transformatorstationen i Friborg. 12 (22)

5 Ägandeformer När man diskuterar en passande ägandeform för vindkraftsanläggningar i allmänhet gäller det först att se till hur företaget som ska driva och förvalta vindkraftsanläggningen ser ut. Är det ett företag som inte tänker sig investera i fler vindkraftverk, är det samägt, eller tänker företaget expandera och äga flertalet större vindparker runt om i landet? Nedan beskrivs tre ägandeformer/fall och slutligen en rekommendation på vilken ägandeform som passar Gothia Vind bäst. Fall 1 I detta fall äger nätägaren vattenfall hela elanläggningen. Det vill säga ledningen från Uddebo till Friborg, transformatorstationen Friborg samt anslutningskabel till vindparken och dess interna elnät. Vattenfall tar på sig hela ansvaret för elnät och elanläggning. Investeringskostnader betalas av Gothia Vind i form av anslutningskostnad och tariffkostnader. Löpande service av anläggningen utförs av Vattenfall. Gothia Vind behöver inte ordna egen servicestruktur eller anlita ett serviceföretag för skötsel av elanläggningen. Fall 1 är intressant för mindre företag som inte tänker äga fler större parker. Företaget kommer inte ha någon större insyn i nätägarens serviceåtaganden. Fall 2 Nätägaren Vattenfall äger och förvaltar elanläggningen från Uddebo till transformatorstationen i Friborg. Gothia vind äger anslutningskabel från Friborg till vindpark, uppsamlingsstationen inom vindparken och hela uppsamlingsnätet. Då Gothia Vind äger hela det interna elnätet med uppsamlingsstation innebär att Gothia Vind själva står för hela investeringskostnaden för elanläggningen. Gothia Vind har då större inflytande över kostnader och utgifter i samband med planering av det interna elnätet. För att äga sitt elnät måst man ansöka om linjekoncession för kabelnätet om inte anläggningen kan betraktas som icke koncessionspliktig av Energimarknads inspektionen (EI) och man måste ha en serviceorganisation med utsedd eldriftsansvarig. Denna serviceorganisation kan antingen vara ett dotterbolag till Gothia Vind eller ett kontrakterat förvaltningsbolag. Fall 3 Gothia vind äger hela elanläggningen och ansluter parken direkt mot stationen i Uddebo. Detta fall är direkt olönsamt då Gothia Vind ensam står för kostnader och koncession för den 27 km ledning som fordras mellan vindparken och Uddebo. Det är Fall 1 och 2 som är intressanta att diskutera. Rekommendation Eftersom Gothia Vind ansöker om flertalet större vindparker så borde exemplet i Fall 2 vara en bra lösning för företaget. Man får full insyn i anläggningsarbetet, utgifter och service. Gothia Vind kan välja mellan att starta en egen serviceorganisation som 13 (22)

används för samtliga dess vindparker och elnät eller så handlar man upp en servicepartner. Fortsättningsvis diskuteras parkutförandet utifrån fall 2. 6 Leverans- och mätpunkt Leveranspunkt för vindkraftsanläggningen definieras som den plats i anläggningen som överlämning mellan nätägare och kund sker. Här kallas denna punkt för Point of Common Coupling (PCC). Anläggningens mätpunkt för producerad elenergi sammanfaller med leveranspunkten. Där har kunden rätt att registrera den energi som levereras från vindkraftverken till överliggande elnät. Placeras mätaren inne i kundens elanläggning skulle kunden få betalt den förlusteffekt som uppstår i kabelförband mellan vindkraftsparken och anslutningspunkten i nätägarens station. Mätpunkt för registrering av elcertifikat är inte beroende av anläggningens leveranspunkt (PCC). Man kan optimera placeringen för registrering av elcertifikat genom att placera mätaren, eller mätarna, så nära produktionskällan som på så sätt undgå kabelförluster. I denna rapport diskuteras två olika gränser för ägandeskapet. Fall 1. Gothia Vind äger det interna elnätet, uppsamlingsstation och kabel mellan vindkraftspark och Vattenfalls transformatorstation Friborg. Gothia Vind äger det interna elnätet, uppsamlingsstation emedan Vattenfall äger anslutningskabel och transformatorstation Friborg. Fall 2. Gothia Vind äger det interna elnätet, uppsamlingsstation emedan Vattenfall äger anslutningskabel och transformatorstation Friborg. 14 (22)

I första fallet måste Gothia Vind finansiera samt söka koncession för anslutningskabeln mellan vindparken och fördelningsstationen, en process som kan vara kostsam både tidsoch kostnadsmässigt. Alternativt kan anslutningskabeln i första fallet betraktas som del i vindparkens elanläggning och tillsammans med interna elnätet räknas som icke koncessionspliktigt, det är slutligen Energimarknadsinspektionen som avgör fall parken kan klassas som icke koncessionspliktig inklusive anslutningskabel. I andra fallet så står Vattenfall för kostnader och koncessionsprocess för anslutningskabeln, kostnader som hamnar i anslutningsavgiften. Det är kostnader som Gothia Vind inte har direkt insyn i, men med hjälp av kostnadstabeller i EBR kan man få en kvalificerad antydan om nivån på dessa. Rekommendation Gothia Vind bör överväga leveranspunkt och mätpunkt i uppsamlingsstationen inom vindparken beskrivet i andra fallet. Detta för att slippa själva driva koncessionsärendet samt planering och drift av anslutningskabel. Utförandet av parken i andra fallet är troligtvis icke koncessionspliktigt vilket innebär att man slipper kostnader för långa koncessionsprocesser och eventuella avslag. 15 (22)

7 Kostnader och tariffer Investeringskostnader Investeringskostnaderna är de utgifter för elnät dvs. kostnader för kabel, stationer och kopplingsutrustning som fordras för att ansluta produktionen från vindkraftverken till överliggande nät. Kostnaderna beräknas ur EBR tabeller som sammanfattas i detalj i Bilaga 1. Kostnad för anslutningskabel frångår investeringskostnaderna då Vattenfall äger externa elnätet, kostnaden hamnar i det fallet i anslutningsavgiften från Vattenfall. Kostnader för optofiberkabel för överföring av driftstatus för varje vindkraftverk ingår i kabelnät. Internät 24 MW installerad effekt Internnät 36 MW installerad effekt Kabelnät kr Kabelnät kr Jordkabel 3x50 36 kv 8 800 000 Jordkabel 3x50 36 kv 4 800 000 Jordkabel 3x95 36 kv 3 200 000 Jordkabel 3x95 36 kv 5 900 000 - - Jordkabel 3x150 36 kv 2 600 000 Reduktion vid samförläggning -1600000 Reduktion vid samförläggning -1 600 000 Optokabel 3 800 000 Optokabel 3 800 000 Kabelskåp 36 kv 160 000 Kabelskåp 36 kv 160 000 Summa 14 360 000 15 660 000 16 (22)

Internät 24 MW installerad effekt Internnät 36 MW installerad effekt Station kr Station Kr Markarbete 600 000 Markarbete 600 000 Linjefack 36 kv 6 900 000 Linjefack 36 kv 6 900 000 Lokaltransformator 200 000 Lokaltransformator 200 000 Mätfack 36 kv 300 000 Mätfack 36 kv 300 000 Byggnad 40 m² 900 000 Byggnad 40 m² 900 000 Kontrollutrustning/Fjärrkontroll 300 000 Kontrollutrustning/Fjärrkontroll 300 000 Mätskåp 90 000 Mätskåp 90 000 Hjälpkraft 150 000 Hjälpkraft 150 000 Summa 9 440 000 9 440 000 Anslutningskabel 24 MW installerad effekt Anslutningskabel 36 MW installerad effekt 4 300 000 kr 5 600 000 kr 17 (22)

Förlustkostnader Förlustkostnaderna är de kostnader för förlorad energi som uppstår i kablar inom det interna elnätet. Kostnaderna är nuvärdesberäknade över en period på 25 år och redovisas i detalj i bilaga 4. Förlustkostnad vid 24 MW installerad effekt 2950 fullasttimmar Förlustkostnad vid 36 MW installerad effekt 3170 fullasttimmar Kabelnät [kr] 2 700 000 Kabelnät [kr] 4 700 000 Anslutningskabel [kr] 2 500 000 Anslutningskabel [kr] 3 900 000 Summa [kr] 5 200 000 Summa [kr] 8 600 000 Beroende på leveransgräns, alltså den punkt där kundens anläggning övergår i nätägarens, kan man avskriva förlustkostnaderna i anslutningskabeln. 18 (22)

Anslutningskostnader Då nätägaren, Vattenfall, ska ansluta den nya produktionen från vindkraftverken inom parken måste de i sin tur förstärka och komplettera sitt eget nät. Kostnaderna för detta tas ut i form av en anslutningsavgift som ska betalas den vindkraftsprojektör som ansluter till nätet. Vattenfall har även rätt att ta ut en skälig kostnad för administrativa uppgifter i samband med detta. I detta fall finns fler exploatörer inom området vilka också ska anslutas till Vattenfalls elnät. Vattenfall föreslår att anslutningskostnaderna fördelas utifrån installerad effekt. Vattenfalls bedömning För att Gothia Vind inte ska bära hela anslutningskostnaden bör kontrakt med exploatörer inom området skrivas där man förbinder sig att dela på anslutningskostnaderna utifrån hur stor vindkraftsanläggningen är (kostnad/installerad effekt). Nedan redovisas anslutningskostnaderna som Jarl Bergström på Vattenfall förslår. Anslutningskostnader Vattenfallsbedömning Transformatorstation Friborg 130/36 kv [kr] 25 000 000 Stationsåtgärder i Uddebo [kr] 4 000 000 Luftledning 27 km [kr] 38 000 000 Summa [kr] 67 000 000 Swecos bedömning I de uppgifter som erhållits angående anslutningskostnader från Vattenfall har kostnader för anslutningskabel ej ingått. Kostnaderna för stationer, luftledning och anslutningskabel har tagits fram av Sweco med hjälp av EBR kataloger, se bilaga 2. Anslutningskostnader Swecos bedömning Installerad effekt 24 MW 36 MW Jordkabel [kr] 4 000 000 * 6 000 000** Transformatorstation Friborg 130/36 kv [kr] 20 000 000 20 000 000 Stationsåtgärder i Uddebo [kr] 4 000 000 4 000 000 Luftledning 27 km [kr] 34 000 000 34 000 000 Summa [kr] 62 000 000 64 000 000 *Kostnader för kabel med arean 150 mm² **Kostnader för kabel med arean 240 mm² 19 (22)

Anslutningskostnad per installerad effekt I och kring Östra Frölunda planeras det enligt Jarl Bergström fyra vindkraftsparker med varierande storlek. Totalt rör det sig om en installerad effekt mellan 74 111 MW. Vattenfall planerar stationen i Friborg utifrån maximalt 96 MW. Vattenfalls bedömning Anslutningskostnaden per installerad W blir således 0,698 kr/w. För de alternativ som behandlas i denna rapport blir anslutningskostnaderna 17 Mkr (24 MW) samt 25 Mkr (36 MW) Anslutningskostnad per installerad effekt Alternativ med 12x2 MW [kr] 17 000 000 Alternativ med 12x3 MW [kr] 25 000 000 Swecos bedömning Enligt Swecos bedömning fås olika kostnadsalternativ 0,666 kr/w och 0,646 kr/w för anläggning med installerad effekt om 24 MW och 36 MW. Anslutningskostnaden per installerad effekt blir 24 Mkr (36 MW) och 16 Mkr (24 MW). Anslutningskostnaderna enligt de olika bedömningarna är mycket lika. Sweco anser att Vattenfalls bedömning är korrekt. Anslutningskostnad per installerad effekt Alternativ med 12x2 MW [kr] 16 000 000 Alternativ med 12x3 MW [kr] 24 000 000 Tariffkostnader Tariffkostnaderna är beräknade med Vattenfalls modell för tariffberäkning 36 kv. I detta fallet kommer tariffkostnaderna i ena fallet att bli negativa på grund av avgiftsreduktion. Beräkning av tariff återfinns i bilaga 3. Tariffkostnader 24 MW installerad effekt 2950 fullasttimmar Tariffkostnader 36 MW installerad effekt 3170 fullasttimmar -93 000 kr/år - 775 000 kr/år 20 (22)

Totalkostnader Nedan redovisas projektets totalkostnader. Periodiskt återkommande kostnader har nuvärdesberäknats på 25 år med en kalkylränta på 6 %. Totalkostnad 24 MW installerad effekt Totalkostnad 36 MW installerad effekt Investeringskostnad [kr] 23 600 000 Investeringskostnad [kr] 24 900 000 Förlustkostnad [kr] 5 200 000 Förlustkostnad [kr] 8 600 000 Anslutningskostnad [kr] 17 000 000 Anslutningskostnad [kr] 25 000 000 Tariffkostnad [kr] -1 400 000 Tariffkostnad [kr] -11 600 000 Summa [kr] 44 400 000 Summa [kr] 46 900 000 21 (22)

8 Slutsats Spänningsnivån till vilken vindkraftverken ansluts till väljs till 36 kv för att överföringsförmågan för den valda spänningen matchar installerad effekt. Kabelnätet kommer att förläggas inom befintligt vägnät. Samordningsfördelar för kabelschaktning finns då vägarna måste förstärkas. Parken kommer att anslutas till en transformatorstation 36/130 kv i Friborg som sedan ansluter till regionstationen Uddebo 27 km längre bort. Denna förstudie visar på att skillnaderna i de uppskattade totalkostnaderna (41 400 och 43 900) mellan en anläggning med total installerad effekt på 24 respektive 36 MW är liten. Detta beror på att spänningsnivån för båda alternativen är 36 kv som i sin tur innebär att kopplingsutrustning i uppsamlingsstationen är den samma. Det som skiljer alternativen åt vad det gäller själva anläggningen är kabeldimensionerna (kabelarean). Sedan konstateras att det kan vara en bra lösning för Gothia Vind att äga och förvalta det interna elnätet inom vindparken. Den stora fördelen är att man har större möjlighet att styra och planera arbete för kabeldragning och stationsplanering samt att man har en större insy i kostnader än om Vattenfall själva tog på sig ansvaret för det interna elnätet. Sedan planerar Gothia Vind att inom Sverige anlägga ett flertal större vindparker vilket gör det strategiskt viktigt att planera äga elnätet för samtliga sina planerade vindparker. Anläggningens leveranspunkt kan antingen vara i Gothia Vinds uppsamlingsstation eller i transformatorstationen Friborg som planeras av Vattenfall. I detta fall rekommenderas en leverans- och mätpunkt inom uppsamlingsstationen inom vindparken. Vattenfalls och Swecos bedömningar av anslutningskostnader skiljer sig marginellt och Sweco anser Vattenfalls bedömning av anslutningskostnaden vara rimlig. 22 (22)