MTMfflM W IM NSKM f mm MUS v i i 988 989 990 99 Sammanställd av: Svensk Energiutveckling AB Kraftföretagens Vindkraft AB September 992.
\ Innehållsförteckning Bakgrund och målsättning sid 2 Fortsättning av driftuppföljningen 2 Deltagande aggregat 3 Vindförhållanden 6 Produktionsutvecklingen under 989-99 7 Produktionsresultat 9 Driftstörningar 2 Insamlade uppgifter om ekonomin 4 Anläggningskostnader 4 Övriga kostnader 5 Aktuell intäktsnivå 6 Är vindkraften lönsam idag? 7 Sammanfattning 20 Bilageförteckning Bilaga Årlig produktion per aggregat 989-99 Bilaga 2 Ackumulerad produktion per aggregat 989-99 Bilaga 3 Aggregatens kapacitetsfaktorer 989-99 Bilaga 4 Aggregatens produktion per svept ytenhet 989-99 Bilaga 5 Aggregatens tillgänglighet 989-99 Bilaga 6 Bilaga 7 Bilaga 8 Lönsamhetskalkyl (2500 tim; 24 öre/kwh) Lönsamhetskalkyl (2500 tim; 33 öre/kwh) Lönsamhetskalkyl (2000 tim; 33 öre/kwh) Bilaga 9 Lönsamhetskalkyl (2000 tim; 4 öre/kwh) Bilaga 0 Årsrapport 99 (med Underbilagor A - F) HJ J A T E? D Svensk Energiutveckling AB /Kraftföretagens Vindkraft AB, 92-09-22 IBflwirfKl 9 IM MCMttlT I DM0B MUS rtfinmi, r
Bakgrund och målsättning Forskning och utvecklingsverksamhet kring vindkraft som energikälla har bedrivits i Sverige sedan mitten av 970-talet. Huvuddelen av insatserna har koncentrerats kring utveckling och demonstration av större aggregat med generatoreffekt över en megawatt. Ett litet antal serietillverkade små aggregat, med effekter under 00 kw, har också installerats. De ekonomiska förutsättningarna med ett lågt elpris i Sverige har dock lett till att det inte etablerats en större marknad for vindkraftverk i landet. På senare år har intresset i Sverige för medelstora vindkraftverk i storlekarna 50-500 kw ökat stadigt. Förväntningar om ökande intäkter från elfbrsäljning, sjunkande kostnader för vindkraftverk, allt bättre erfarenheter från nyare vindkraftverk i andra länder, ökad medvetenhet om miljöproblematiken, signaler om statligt stöd etc. ligger sannolikt bakom detta ökade intresse. För att samla de erfarenheter som kommer fram ur små och medelstora vindkraftverk i Sverige tog Svensk Energiutveckling AB (SEU) 988 initiativet till ett uppföljnings- och rapporteringssystem for anläggningar större än 50 kw. Driftresultaten publiceras sedan 989 i månadsrapporter och årsrapporter. Uppföljningen ger dem som deltar en möjlighet att få erfarenheter och informationsutbyte kontinuerligt, dels genom månadsrapporterna och dels genom de sammankomster som har anordnats en gång per år i SEUs regi. Målsättningen är också, förutom erfarenhets- och informationsutbyte, att få underlag för en bedömning av vindkraftens möjligheter till kostnadseffektiv kraftproduktion i serietillverkade små och medelstora vindkraftverk i Sverige. Det beslutades att uppföljningsprojektet skulle bedrivas 989-9 och det kom igång på våren 989. Projektet har genomförts av Kraftföretagens Vindkraft AB (KVAB) med hjälp av Anders Andersson och Bruno Johansson, Vattenfall Näsudden. Under arbetets gång har formerna för rapportering successivt förbättrats och en i det närmaste fullständig uppslutning bland landets vindkraftägare har uppnåtts. Under 99 har Anders varit tjänstledig och då har Göran Olsson sammanställt månadsrapporterna och siffermaterialet till årsrapporten medan Kenneth Averstad står för texten till årsrapporten och de ekonomiska beräkningarna. Förhoppningen är att denna uppföljning skall upplevas som värdefull för alla som bidrar med underlaget och vara ett forum för erfarenhetsutbyte. Under det gångna året har rapporteringen utformats så att den inte skall vara för omfattande men ändå kunna ge tillräcklig information för väl underbyggda slutsatser. Månadsrapportens layout har ändrats något som en anpassning till det större antalet aggregat. Denna slutrapport rapporterar erfarenheter från de tre projektåren 989-99. Delrapporter för åren 989 och 990 har tidigare publicerats i separata årsrapporter. En kortfattad årsrapport för 99 bifogas denna slutrapport som bilaga 0. Fortsättning av driftuppföljningen SEU har i och med denna slutrapport avslutat sitt driftuppföljningsprojekt. Eftersom det finns ett stort intresse för den här typen av rapportering och det förväntas Svensk Knerniutvpckling AB / Kraftforetagens Vindkraft AB, 92-09-22
en fortsatt expansion av antalet vindkraftprojekt under de närmaste åren, har KV AB, med finansieringsstöd från NUTEK, beslutat att ta över ansvaret för en fortsättning. Anders Andersson har under våren 992 moderniserat systemet för lagring av rapporterade driftdata i en persondator. Systemet skall nu kunna hantera alla driftdata från så många vindkraftverk, som kan bli aktuella om hela introduktionsstödet på 250 Mkr utnyttjas, d.v.s. omkring 500 st. Månadsrapporterna har fr.o.m. sommaren J992 givits en ny layout och innehåller nu även elproduktionen från de svenska utvecklingsaggregaten - f.n. Maglarp och Risholmen. Månadsrapporterna skall därmed kontinuerligt kunna visa en komplett bild av vindkraftens produktionsutveckling i Sverige. Deltagande aggregat Ambitionen har varit att få så stor andel som möjligt av de vindkraftverk som finns i Sverige att deltaga i driftstatistiken. Den målsättningen har uppfyllts, dock finns några få aggregat som fortfarande, trots flera kontakter, inte deltar. Insamlingen går till så att resp. aggregatägare utser en avläsare för sitt/sina aggregat och denne i sin tur skickar in de avlästa uppgifterna vid varje månadsskifte. Avläsningstidpunkten kan i bland avvika något eller några dygn från det exakta månadsskiftet beroende på hur arbetsfria dagar infaller. Aggregaten numreras i statistiken för att ge en entydig och enkel beteckning på varje individuellt aggregat och för att underlätta hanteringen av inrapporterade uppgifter. Numreringen följer principen att nya lokaliseringar får löpande nummer i den ordning det rapporteras att de tagits i drift. Detta innebär att numren inte exakt visar i vilken ordning aggregaten tagits i drift. Drifttagningsdatum redovisas i månadsstatistiken. Om flera aggregat sätts upp av samrna ägare på samma plats ges aggregaten samma nummer med en bokstav (a, b, r, d,...) som tilläggsbeteckning. Idrifttagningsdatum varierar från den äldsta 55 kw-aren i Tågarp vid Falkenberg (n:r ) som togs i drift 0 augusti 983 fram till aggregatet vid Lidköping december 99 (n:r 32). Runt årsskiftet 99/92 är ytterligare projekt i idrifttagningsfasen bl.a på Gotland och ett aggregat på 400 kw i Lund. Ett aggregat på Åland, som sätts upp i januari 992, kommer också att tas med i statistiken för att öka kunskaperna om vindarna i området Upplandskusten/Ålands hav. Aggregaten uppvisar många olika ägandeformer. Det finns privatägda aggregat och aggregat som ägs av företag med helt annan huvudverksamhet. Andel sägande av vindkraftverk har börjat tillämpas och ägandeformer med aktiebolag förekommer också. Kommunala energiverk och energibolag äger flera aggregat. Några aggregat ägs av el-distributörer och av kraftforetag. På följande två sidor redovisas en sammanställning av ägare, lokalisering och huvuddata för de anläggningar som ingår i uppföljningen. De 50 aggregaten är sorterade efter ökande aggregatstorlek. Svensk Energiutveckling AB / Kraftfiretagens VindkraR AB, 92-09-22
Benämning Ägare Leverantör Effekt (kw) Diameter/ höjd (m) Drift (datum) Plac. (nr.) Tågarp, Falkenberg Näsudden, Gotland Vårdkasen, Härnösand Lärbro, Gotland Enkstorp, Skara Snösbäck. Falköping Killeberg. Vemge Gärdet, Stockholm Seglaberga (a), Laholm Bösarp, Trelleborg Tomelilla Sommarland Vallby, Dalby Näs Snaigsto.Gotland Näs Tjautet, Gotland Näs Sladdkvänni,Gotland Elvina. Linköping Fole, Gotland Näs Österudd, Gotland Nas Ostcrudd2, Gotland Alsvik G.Gotland Alsvik G2, Gotland Alsvik G l3.gotland Alsvik G H.Gotland Orbv. Helsingborg Nogersund, Blekinge Torekov, Båstad KIäfsönHMI,Hemsö Kläfsön HM2, Hemsö Värpingc Anna, Lund Värpinge Bella, Lund Braheskolan, Visingsö Seglaberga (b), Laholm Grönhögen Ölandndstok Grönhögen Solvändan Galtås Syd, Glommen Galtås Nord.Glommen Tägneby, Hästholmen Mårten I, Grötlingbo Tvååkcr (a), Varberg Tvååker (b), Varberg Tvååkcr (c), Varberg Tvååkcr (d), Varberg Tvååkcr (c), Varberg TVååker (0. Varberg Roland Bengtsson Vattenfall AB Härnösands Industriverk Nils Gösta Wiberg Lennart Blomgren Eugen Lund-Petersen Sven Weincr Stockholm Energi Södra Hallands Kraftfbr Bertil Alvetorp Tomelilla Sommarland Skånska Elverk AB Gotlands vind Gotlandsvind Gotlandsvind Tck Verken i Linköping AB Yngve Andersson Samfälligheten Österudd Samfälligheten Österudd Vattenfall AB Vattenfall AB Vattenfall AB Vattenfall AB Helsingborgs Energiverk Sydkraft AB Bjäre Kraft ek för Hemsö Motvind KB Hcmsö Motvind KB Lunds Energiverk Lunds Energiverk Visingsö Folkhögskola Södra Hallands Kraftf Eulos AB Eulos AB Sondcrgårds ApS Söndergårds ApS Motala Ströms Kraft AB Grötlingbo Vindk Samfför Varberg Energi AB Varbcrg Energi AB Varberg Energi AB Varbcrg Energi AB Varbcrg Energi AB Varbcrg Energi AB Vcstas New Wind Wincon Vind-syssel Vind-syssel Vmd-syssel WmdWorld W.ndWorld WmdWorld WindWorld WindWorld WindWorld WindWorld Dan win Danwin Danwin Danwin Danwin WindWorld 55+ 55+ 55+ 55 99 99 99 00 00 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 80 80 80 80 200 220 200+30 200+30 200+30 5/23 5/23 5/23 7/23 20/25 20/24 20/24 20/25 20/24 22/25 22/25 22/3 28/3 28/3 28/3 28/30 28/40 27/30 27/30 23/30 23/30 23/30 23/30 23/30 25/37 25/30 25/29 25/29 27/30 27/30 27/30 27/30 27/30 27/30 27/30 27/30 27/30 27/30 27/30 27/30 27/30 27/30 27/30 27/30 83080 84036 880527 8720 89026 9000 900 88075 880927 873 88060 880303 900202 900202 900608 9003 900605 908 908 88208 88208 88208 88208 88083 900925 8906 8920 8920 90020 90020 90206 908 9070 9070 9072 9072 90905 00 906 906 906 906 906 906 2 3 4 4 9 2 5 6a 7 8 9 5a 5b 5c 20 23 3a 3b 0a 0b 0c lod 8 2 3a 3b 7a 7b 22 6b 24 25 26a 26b 27 28 29a 29b 29c 29d 29c 29f Svensk Energiutveckling A3 / Kraftforetagens Vindkraft AB, 92-09-22
Benämning Ägare Leverantör Diameter/ Effekt höjd Drift (kw) (m) (datum) Plac. (nr) < \ Tvååker (g). Varbcrg Lugnas, Manestad N Kedum, Lidköping Grönhögen Ölandsvind Gronhögen Ledsjö Vind I^övstaviken, Falkenberg Varberg Energi AB Sjöbergs Säten Kedumsvik Lantbruk AB Ölandsvind AB Ledsjö Vind AB Falkenberg Energi Zephyr 27/30 906 27/30 9 27/30 92 27/30 920 27/30 920 250+75 26/30 90022 29g 30 32 33 34 6 Som framgår av ortsnamnen i sammanställningen ligger de flesta vindkraftverken lokaliserade till de vindrika områdena av Sverige. Lokaliseringen till Gärdet i Stockholm (n:r 5) är ett undantag och utgör ett exempel på ett demonstrationsprojekt med målsättning att ge allmänheten en uppfattning om hur ett vindkraftverk ter sig i verkligheten. Sydkrafts anläggning i Nogersund utanför Blekinge (n:r 8) är världens första havsbaserade vindkraftverk och har byggts för att skaffa praktiska erfarenheter inför en eventuell framtida utbyggnad av stora havsbaserade vindkraftverk. Den statliga utredningen "Läge för vindkraft" identifierade 988 en stor potential för vindkraft till havs. De aggregat som uppförts är, så när som på två, av dansk tillverkning. Anläggningen i Lärbro på Gotland (n:r 4) baserades på Malmöföretaget New Winds konstruktion. Företaget Zephyr i Falkenberg har utvecklat det aggregat, som är lokaliserat till Lövstaviken (n:r 6). Under 992 kommer två svensk-tillverkade aggregat att sättas upp. Ett nytt Zephyr-aggregat på 250 kw i Falkenberg och en 400 kw-prototyp i Lysekil tillverkad i Örnsköldsvik av Nordic Windpower AB. Under 992 kommer också ett större danskt aggregat på 450 kw att sättas upp i Lysekil. Svensk Energiutveckling AB / Kraftforetagens Vindkraft AB, 92-09-22
Vindförhållanden 6 För att få en uppfattning om hur vindförhållandena varit under perioden 989-99 visas i nedanstående diagram en sammanställning av årsenergiinnehållet i vinden från tre olika platser med höga mätmaster, Ringhals, Maglarp och Näsudden. Statistiken sträcker sig från 98 och 00% utgör medelvärdet under perioden 98-99. Vindtillgången har varierat kraftigt mellan de tre åren med de högsta värdena 990 och de lägsta 99. 40% Ringhals Maglarp Näsudden 98 982 983 984 985 986 987 988 989 990 99 Diagram. Vindens energi i procent av medelvärdet under perioden 98-9 i mätmasterna vid Ringhals, Maglarp och Näsudden (på 25 meters höjd). I siffror har vindtillgången varierat på följande sätt uttryckt som procent av medelvärdet på resp. plats för perioden: 989 990 99 Ringhals Maglarp Näsudden 3% 02% 06% 4% 0% 3% 82% 85% 88% Värdena gäller för en höjd av 25 m. 99 års värden är de lägsta uppmätta under Il-årsperioden för Ringhals och för Näsudden. För Maglarp har endast värdet för 985 varit lägre. Sammanfattningsvis var alltså 99 ett mycket energifattigt vindar. Under hösten då det stora antalet nya aggregat togs i drift var dock vindtillgången god. Svensk Energiutveckling AB / Kraftforetagens Vindkraft AB, 92-09-22 i
i Produktionsutvecklingen under 989-99 Vid projektets start januari 989 fanns det 4 st små och medelstora aggregat i storlekarna 55-200 kw i Sverige. Under 989 togs 4 st aggregat i drift i storlekar mellan 99 och 200 kw och under 990 yt.terligare aggregat. De nya aggregaten under 990 hade effekterna 99-250 kw. Vid årsskiftet 990-9 fanns det således 29 st små och medelstora aggregat. Under första halvåret 99 togs 2 nya aggregat i drift. Det statliga investeringsstödet för vindkraftverk större än 60 kw började gälla juli 99. Detta har lett till att 9 st nya vindkraftverk togs i drift andra halvåret 99 och antalet ökade till 50 st. Den installerade effekten ökade därigenom med 8% till ca 9 MW (9000 kw). Aggregatstorlekarna är i regel större under 99 än tidigare. De 50 aggregaten producerade sammanlagd,3 GWh (,3 miljoner kwh) under 99, vilket motsvarar energibehovet för 2'500 abonnenter med hushålls-el (å 4'500 kwh) eller 565 småhus med elvärme (å 20'000 kwh). Den samlade produktionen från alla vindkraftverk i Sverige - små, medelstora och stora - uppgick under 99 till 5,4 GWh. I denna siffra är då också inräknad utvecklingsaggregaten Maglarp i Skåne och Risholmen vid Göteborg, vilka inte följts upp inom detta projekts ramar. Utvecklingen av installerade aggregatstorlekar och fördelningen mellan olika tillverkare framgår av nedanstående diagram och tabell. Av de 50 installerade vindkraftverken är 48 st tillverkade i Danmark. Undantagen är aggregaten från New Wind och Zephyr. 250 Vindkraftverkens effekt i tidsordning 200 kw 50 00 50 8300 8400 8423 8523 8623 8723 88230 89230 90230 9230 WindWorld Danwin Vind-sysscl Zephyr Wincon New Wind vindkraftverk 99-2.3. kw 983 984 985 986 987 988 989 990 99 antal 55 3 99 2 00 2 2 200 3 3 225 3 8 2 50 5 2 7 220 80 4 4 200 50 2 3 250 99 55 Summa: 0 2 50 st effekt 66 98 200 600 472C 050 220 720 200 450 250 99 55 8932 kw Svensk Energiutveckling AB / Kraftforetagens Vindkraft AB, 92-09 22
8 Med det ökande antalet större aggregat har den installerade vindkraftefiekten ökat snabbt under de senaste åren liksom den årliga producerade energin: Installerad effekt samt årlig energiproduktion. 2000 000 0000 9000 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 000 0 983 984 985 986 987 988 989 990 99 Ackum. kw o-mwh/år J Produktionen av el från de små och medelstora aggregaten har varit 3.8, 7. resp.3 GWh under de tre åren. Den installerade effekten var vid de tre årens slut 2.5, 4.5 resp 8.9 MW. Vindtillgången har, som SMHI:s statistik visar, under de tre uppföljningsåren varierat kraftigt. 989 var ett vindar nära genomsnittet, 990 var ett mycket bra vindar och 99 blev ett mycket dåligt vindar. Den varierande vindtillgången återspeglar sig tydligt i den producerade energin per kvadratmeter rotoryta enligt nedanstående tabell med 990 som det bästa året och 99 som det sämsta. Aggregatens tillgänglighet har ökat från de två föregående åren till 99 och var under året 94,8%. Vindkraftverkens genomsnittliga produktionsförmåga uttryckt som kapacitetsfaktor minskade dock från 990 till 99 beroende på den sämre vindtillgången. Medelvärden för tre drift-år 989. 990 och 99. Tillgänglighet Kapacitetsfaktor Energi per svept ytenhet 989 990 99 94,7 93,3 94,8 0,97 0,28 0,98 649 726 65 kwh/m2,år Svensk Energiutveckling AB / Kraflforetagens Vindkraft AB, 92-09-22
Under driftuppföljningsprojektets tre år 989-99 har 6 st av aggregaten varit i drift 3 hela år, 2 st har varit i drift 2 hela år och 2 st har varit i drift ett helt år. En sammanställning av uppnådda kapacitetsfaktorer från dessa 64 hela driftår visas nedan. Diagrammet visar att kapacitetsfaktorn for det bästa driftåret är ca 6 gånger större än kapacitetsfaktorn för det sämsta driftåret. Däremellan finns en mycket jämn fördelning av uppnådda kapacitetsfaktorer. Det framgår tydligt att aggregat placerats på mycket olika platser ur vindenergisynpunkt. Den jämna spridningen pekar på att andra skäl än maximal elproduktion inverkat vid lokaliseringen av många av vindkraftverken. \ AGGREGATEN SORTERADE EFTER KAPACITETSFAKTOR FOR HELA DRIFT-AR UNDER 989.990 OCH 99. 0,350 0.300 0,250 0,200 0,50-0,00 0.050-0,000 Produktionsresultat Av primärt intresse är att få en bild av produktionsförmågan hos de olika an jggningarna. Tolkningen av de resultat som uppnåtts är dock inte alldeles självklar. De inrapporterade driftresultaten från anläggningarna under 989, 990 och 99 framgår av resp. årsrapport. Aggregatägarna har också lämnat uppgift om den förväntade årsproduktionen. Säkerheten i denna varierar dock. I vissa fall har vindmätningar föregått lokaliseringen av anläggningen, vilket möjliggjort en beräkning av förväntad produktion med hög tillförlitlighet. I andra fall har grövre bedömningar gjorts, oftast av aggregatleverantören. Utan en beräkning av förväntad produktion för varje anläggning, baserad på ett och samma beräkningsprogram, är det svårt att utifrån jämförelser av förväntad och uppnådd produktion bedöma aggregatet ur produktionssynpunkt. Vattenfall Utveckling AB (Georg Tunell) har av detta skäl genomfört ett uppdrag att beräkna energiproduktionen för samtliga 24 aggregat, som var i drift före sommaren 990. Beräkningarna har genomförts med hjälp av det danska programmet WAsP (Wind Atlas analysis and application Program). Svensk Kiif>r>,nulvprk]inR AB / Kraftforptag<-ns Vindkraft AB, 92-09-22
0 r I s En jämförelse med leverantörernas bedömningar visar att WAsP predikterar lägre produktion på 9 av platser. I genomsnitt har leverantörernas överskattningar varit 9%. WAsP ger i medeltal 3% underskattning pä elproduktionen. Observera att dessa beräkningar utgår från en teknisk tillgänglighet på 00% och normalårsvindar. Vattenfall Utveckling AB har givit ut rapporten "Energiproduktionsberäkning avseende små och medelstora vindkraftverk i Sverige" 992-03-04, som visar beräknade resultat på ett detaljerat sätt för åren 989,990 och 99. Skillnader- 5 na mellan WAsP beräkningar och uppskattade värden redovisas också i tabeller i de tre årsrapporterna. Störningar inträffar och påverkar produktionen. Här har övervakningssystem och underhållsorganisation stor betydelse for hur snabbt man detekterar och åtgärdar ett fel i anläggningen. De flesta av aggregaten har tvååriga garantitider, som fortfarande gäller. Leverantörens serviceberedskap är också av stor betydelse vid större störningar. Man måste också vara medveten om att vindkrafttekniken än så länge inte är helt färdigutvecklad. De störningar som inträffar beror i många fall på att tekniska lösningar inte är helt utprovade. Viktiga faktorer i detta sammanhang är hur väl utprovad aggregattypen är och vilket aggregat i en serietillverkning som en ägare har köpt. I bilaga och 2 redovisas den insamlade produktionsstatistiken for de tre åren i diagramform. Statistiken har bearbetats och redovisas i bilaga 3-5 omräknad till Tillgänglighet, Kapacitetsfaktorer och Energi per svept ytenhet, vilket ger mer information än att bara redovisa energiproduktionen. De tre presentationssätten definieras och kommenteras nedan: Tillgänglighet: Definieras som Drifttid + Tid med for hög och för låg vind dividerat I med Kalendertid. Detta kan också uttryckas som (Kalendertid - Hindertid) / Kalendertid. Tillgängligheten anges i procent och ger information om aggregatets tekniska funktionsduglighet under mätperioden. Kapacitetsfaktor: Definieras som uppnådd Energiproduktion dividerad med Generatoreffekt och Kalendertid. Kapacitetsfaktorn beror delö av aggregatets tekniska funktion och prestanda, samt på vindtillgången vid aggregatet. Kapacitetsfaktorn påverkas av aggregatets generatoreffekt och anges med 3 decimaler. Energi per svept ytenhet: Definieras som uppnådd Energiproduktion dividerad med Rotordiskens area och Kalendertid. Energi per svept ytenhet beror på vindläget och på aggregatets verkliga energiproduktion i förhållande till sin rotorarea. Den anges i kwh/m^. Observera att endast aggregat som varit i drift hela kalenderår har tagits med i bj: lågorna 3-5. Aggregaten med nummer fr.o.m. 24 bara varit idrift några månader efter sommaren 99, d.v.s. under den blåsiga hösten, och resultaten är därför inte jämförbara med helårsdrift. Svensk Energiutveckling AB / KraftforetaRens Vindkraft AB, 92-09-22
{ % Bilaga visar hur mycket energi de 50 aggregaten producerat per år under projektperioden. Högsta årsvärdet så här långt är 584*000 kwh och det i ett aggregat med effekten 200 kw under 990. Bilaga 2 visar de 50 aggregatens totala energiproduktion under projektet. Aggregatet i Torekov har producerat mest med l'580'ooo kwh. Aggregatens uppnådda kapacitetsfaktorer visar ett stort spann under vart och ett av de tre åren, som framgår av bilaga 3. Medelvärdet for alla staplarna är 0,203. Samma intryck får vi då aggregaten sorteras efter uppnådd energiproduktion per svept ytenhet, se bilaga 4. Medelvärdet är 655 kwh/m^ och år. Ur det insamlade underlaget kan sammanlagt 5 årsvärden på tillgänglighet beräknas under de tre åren. I bilaga 5 har aggregatens tillgänglighet sorterats per driflår. Av de 5 årsvärdena har 9 st varit lägre än 90%, 4 st varit mellan 90% och 95% samt 39 st varit över 95%. Medelvärdet är 94,9% med standardavvikelsen 7,0%. Svensk KnertfiutvrckiiriK AB / KraftforrtaRens Vindkraft AB, 92-09-22
Driftstörningar. 2 \ De störningar som har rapporterats av anläggningsägama under de tre åren har sammanställts som hindertider i tabellform i de resp. årsrapporterna. Med hindertid avses den tid då anläggningen inte kunnat brukas till det den är avsedd för. Det innebär att såväl stillestånd p.g.a. störningar som stillestånd på grund av service och underhåll ingår i hindertiden. Även externa störningar t. ex. förorsakade av fel på kraftnätet ingår. \ Ställs statistiken samman uppdelad på störningar i olika delsystem får man en överblick över fördelningen av olika feltyper och deras andel av totala hindertiden. Störningar uppdelade på delsystem 989-9 Haveri Allvarliet fel Lindrigt fel Störning Summa Blad Girsysytem Bromssystem Generator Luftbroms Styrsystem Växel Nav Fundament antal 2 5 4 8 tim 4373 2964 3243 550 antal 3 4 3 2 4 tim 084 799 442 84 709 32 antal 2 3 0 5 3 38 3 tim 4 48 38 00 8 2074 0 85 7 antal 4 20 4 3 42 2 79 tim 23 32 234 83 3 924 8 003 tim 5594 4232 994 3426 765 5707 82 088 32 7 v i Annat Service Maskinhusupphängning Sönderskjutna blad Förlängning av blad Mätning Kabeltvist Vibration Utbildning Hydraulsystem Maststag Ombyggnad Demonstration Ryttartävlingar Övrigt 833 27 3062 44 6 889 2 3 49 222 4344 4 20 66 Summa: 32748 Utvecklingen från år 990 till 99 visar att trots att antalet drifttimmar ökat kraftigt så har den sammanlagda hindertiden minskat. 990 utgjorde hindertiden 0,7% av möjlig drifttid (drifttid + hindertid) medan den 99 hade sjunkit till 5,2%. Förbättringarna torde bero på bättre intrimmade aggregat, större erfarenhet hos ägarna och bättre utvecklade aggregat och kanske mer utbyggd service. Svensk Energiutveckling AB / Kraftforetagens Vindkraft AB, 92 09-22
Av årsrapporten för 99 (bilaga 0) framgår att hindertiden, som andel av möjlig produktionstid, varierar mellan någon enstaka procent upp till drygt 30%. Endast 5 st aggregat har haft hindertider över 0% under 99. 3 V De utmärkande felorsakerna har varit: "4 4 Blad, haveri: nyutvecklat aggregat Blad, allvarligt: infästning i nav Girsystem, haveri: Girsystem, allvarligt: Generator, haveri: Luftbroms, haveri: Styrsystem, allvarligt: Styrsystem, lindrigt: Styrsystem, störning: girmotor, girväxlar girbromsbelägg generator s virvelkoppling åska givarfel felinställda larmnivåer, övervarv, störning: sjökabel. Svensk Energiutveckling AB ' Kraftforetagens Vindkraft AB, 9209-22
Insamlade uppgifter om ekonomin 4 Aggregatägarna har lämnat uppgifterna på ett formulär som skickats till dem så snart det blivit känt att de installerat sitt aggregat. För de äldre maskinerna skickades dessutom ett brev med kompletterande frågor ut vid årsskiftet 99-92. Svarsfrekvensen har varit hög beträffande de ekonomiska uppgifterna i samband med aggregatens installation, men betydligt magrare angående de ekonomiska förhållandena under drifttiden. Svarsfrekvensen framgår av nedanstående tabell. Lämnat uppgift: Inte lämnat 42 4 40 33 uppgift: 8 9*) 0 7 9 20 38 32 26 *) De senaste aggregaten från hösten 99 har inte hunnit få fram def. investeringskostnader mm **) Varav 6 st redovisat DoU-kostnad = 0:- p.g.a. serviceavtal. 3 30 Egenförbrukn. Investkostnad Garantitid Serviceavtal Försäkkostnad Elpris Intaktsredo vi sn. 2 8 Dygnsvariation DoUkostn. 24**) Anläggningskostnader Ett mål för treårsperiodens uppföljningsprojekt har varit att på ett välgrundat men översiktligt sätt kunna rapportera de små och medelstora vindkraftverkens ekonomiska förutsättningar. Uppgifter om anläggningskostnader för de olika projekten har lämnats av aggregatägarna. De lokala förhållandena påverkar anläggningskostnaden. Närhet till anslutande nät, vägar, omfattning av markarbeten etc. kan variera. De flesta anläggningar som ingår i denna studie har lokaliserats med tanke på att hålla kostnaderna nere. Den genomsnittliga investeringskostnaden har varit ca 900 kr/kw för de 44 aggregat som lämnat uppgift. Kostnaden är uppräknad till prisnivå hösten 99. För de 22 anläggningar som rapporterat en uppdelad kalkyl gäller nedanstående procentuella fördelning av anläggningskostnaden. Vindkraftverk Elanslutning Projektering Fundament Vägar Markkostnad Övrigt 72% 0% 7% 6% % % 3% I sammanställningen redovisas ekonomin bara som medelvärden och variationer och inte som separata värden för varje aggregat eller grupp/projekt. I nedanstående diagram ges dock anläggningskostnad som funktion av generatorns märkeffekt. Generatoreffekten är dock inte det enda måttet på ett vindkraftverks produktionsförmåga. Ett kompletterande mått att karaktärisera ett vindkraftverk med är ro- Svensk Energiutveckling AB / Kraftforetagens Vindkraft AB, 92-09-22
\ % 5 torarean. Detta kan exemplifieras med de s.k. lågvindsmaskiner som finns på marknaden d.v.s. anläggningar med relativt stor rotordiameter men förhållandevis låg märkeffekt. Effektmåttet är det vanligaste och för fullständighetens skull redovisas båda. Om anläggningskostnaderna sorteras efter generatorstorlek erhålles en genomsnittlig anläggningskostnad på 8250 kr/kw för aggregaten över 200 kw. kr/kw 0 000 8 000 6 000 4 000 2 000 0 i c j i C! I i 'l \: \ III II i 5$ 5 s 5 : II! IS S88! IBl HH i i i i i [Ml i l l 55-00 0-50 5-200 20-250 kw Diagram 2. Anläggningskostnad (kr/kw) som funktion av generatorns märkeffekt. \ i 5 s ' g 4 000 3 000 kr/m2 2 000 000-250 25-500 m2 Diagram 3. Anläggningskostnad (kr/m2) som funktion av rotorarea. 50- Övriga kostnader I "övriga kostnader" ingår kostnader fa- att driva och underhålla anläggningen, reparationer, reservdelar, markarrenden, försäkringar, serviceavtal m.m. Uppgifter över dessa kostnader för anläggningarna har redovisats av några anläggningsägare. Dessa kostnader är naturligtvis mycket starkt beroende av hur personalkostnaden "bokförs" på vindkraftverket d.v.s. om det är en obetalt fritidssysselsättning eller om det är anställd personal som sköter jobbet. Det är inte möjligt att ur det insamlade materialet dra några generella slutsatser om nivån på dessa kost- Svensk Energiutveckling AB / Kraftforetagens Vindkraft AB, 92-09-22
nåder. Kostnader för serviceavtal har redovisats från 0 aggregatägare. Dessa kostnader uppgår till i medeltal ca 4 öre/kwh. Ytterligare 23 aggregat av de nyaste har fortfarande kostnadsfria serviceavtal med tillverkarna. Ettåriga sådana ingår vanligen i inköpspriset för aggregatet. i Det finns också uppgifter från några aggregat där kostnaderna uppgår till ca 9 öre/kwh under 99 utan att stora reparationer har utförts. Försäkringskostnaderna varierar mellan l'2oo och 9000 kr/år med ett medelvärde på 7'700 kr/år. Vilka skillnader som finns i försäkringsvillkoren har inte analyserats. Medeltalet för "övriga kostnader" har beräknats till 6 å 7 öre/kwh. Siffran är relativt osäker eftersom den bygger på ett fåtal uppgifter. Det insamlade materialet ger inga indikationer om hur drift- och underhållskostnaderna ändrar sig med åldern. Ett par muntliga uppgifter pekar dock på att frek- "" vensen av reparationer börjat öka något för de äldre aggregaten. Vindkraftverkens livslängd har i många investeringskalkyler antagits vara 5 å 20 år. Antagandet går inte att verifiera i detta projekt. Det äldsta aggregatet på 55 kw har nu producerat i 9 år och de äldsta medelstora aggregaten med effekter på ca 200 kw har bara varit i drift ca tre år. 6 Aktuell intäktsnivå För 22 av aggregaten har ägarna redovisat det försäljningspris som erhållit för levererad kraft under det senaste året. Medelpriset 99 var 24 öre/kwh, men spridningen i ersättning är stor. Under höglasttid, som infaller under dagtid måndag till fredag under månaderna jan-mars samt nov och dec, varierar ersättningen mellan 25 och 44 öre/kwh. Under övrig tid är skillnaderna mindre. I nedanstående tabell ges max- och minvärden. lid Max Min öre/kwh öre/kwh Jan-mars, nov, dec mån-fred 06-22 44, 24,8 övrig tid 20,5 6,5 April, sept, okt mån-fred 06-22 20,5 4,9 övrig tid 7,2 2,5 Maj-aug månd-fred 06-22 5,4 8,7 övrig tid 3,0 7,9 Skillnaderna i elpris beror på var vindkraftverket är anslutet i nätet och hur distributören har värderat de nätförluster, som produktionen i vindkraftverket kan reducera. Det genomsnittliga priset på försåld kraft 99 från de resp. aggregaten Svensk Energiutveckling AB / Kraftforetagens Vindkraft AB, 92-09-22
\, varierar så mycket som mellan i6 och 32 öre/kwh. 7 Ar vindkraften lönsam idag? Utgående från resultaten från driftuppföljningen 989-99 görs nedan ett försök till att sammanfatta och ge en överblick över vindkraftens ekonomi i dagsläget i form av ett antal tabeller och förklarande text och diagram. Tabellerna täcker in olika kapacitetsfaktorer från 0,200 till 0,34 d.v.s. från medelbra till mycket bra producerande anläggningar. Som gemensamma förutsättningar för beräkningarna har följande antaganden gjorts: Total investeringskostnad: Vindkraftverkets livslängd: Elförsäljningspris i dagsläget: Inflation: Räntor: 8'500 kr/kw 20 år 24 öre/kwh 5 % 7 % i reala kalkyler och 2 % i nominella kalkyler. Real kalkvl. Vilket ekonomiskt stöd behövs? eller Vilket elpris behövs? Investeringskalkyler i reala penningvärden d.v.s. att man bortser från inflationen eller med andra ord anser att kostnadsökningar och intäktsökningar följs åt brukar upprättas för långsiktiga investeringar. I en real kalkyl med 7% ränta har produktionskostnaderna med ovanstående förutsättningar beräknats till: Utnvttinings- Kapacitetstid faktor Utan investeringsstöd Med 25% investeringsstöd 750 tim 2000 tim 2250 tim 2500 tim 2750 tim 0,200 0,228 0,257 0,285 0,34 52 öre/kwh 47 öre/kwh 42 öre/kwh 39 öre/kwh 36 öre/kwh 4 öre/kwh 37 öre/kwh 34 öre/kwh 3 öre/kwh 29 öre/kwh (Definition: Utnvttiningstid = Årlig energiproduktion dividerad med Generatoreffekt. Eller uttryckt på annat sätt Utnvttjningstid = Kapacitetsfaktor multiplicerad med 8760 timmar.) Intäkterna vid försäljningen till eldistributören är normalt 24 öre/kwh. En tabell kan då ställas upp som visar behovet av kapitaltillskott som andel av investeringskostnaden för att ett vindkraftsprojekt skall gå runt ekonomiskt i en real kalkyl. Den reala kalkylen är relativt enkel att göra och tar inte hänsyn till eventuella underskott och att olika kostnadsposter kan utveckla sig olika med tiden. I denna tabell räknar vi med en real ränta på 7%. Svensk Energiutveckling AB / Kraftföretagens Vindkraft AB, 92-09-22
8 Tabell : Behov av stöd och/eller bidraa till investerinaen i %: Utnyttjningstid Kapacitetsfaktor Värde av producerad el (öre/kwh) 750 2000 2250 2500 2750 0,200 0,228 0,257 0,285 0,34 24 69% 62% 54% 47% 39% 30 56% 47% 37% 28% 9% 35 45% 34% 23% 2% % 40 34% 22% 9% 0% 0% 50 2% 0% 0% 0% 0% Tabellen visar att det vid el-priset 24 öre/kwh krävs 39% stöd till investeringen for att få lönsamhet även vid en utnyttjningstid (kapacitetsfaktor) som motsvarar bästa uppmätta driftår under 989-99. För en aggregatägare, som kan tillgodoräkna sig befrielse från elskatt och moms på elskatten, d.v.s. 9 öre/kwh extra, kan ett investeringsstöd på 25% vara tillräckligt om utnyttjningstiden överstiger 2300 å 2400 timmar. Nominell kalkyl. Hur lång tid dröier det till ett positivt ekonomiskt resultail Den reala kalkylen ger ingen prognos på hur utbetalningar och inbetalningar förändrar sig under åren för en anläggning. En nominell kalkyl bör därför också göras. Med den svenska prisnivån på el uppkommer i de flesta vindkraftprojekt ett ekonomiskt underskott de första driftåren. Den nominella kalkylen bör ställas upp så att storleken på underskottet framgår och därmed behovet av nya kapitaltillskott eller nya lån. De nominella kalkylerna här förutsätter att ett annuitetslån för hela investeringskostnaden kan erhållas och amorteras på 20 år. Det har inte förutsatts att låneskulden amorteras snabbare än på 20 år även om driftöverskott uppstår. Prisutvecklingen på såld el har antagits bli samma som inflationen de första fem åren och därefter % realt. I de fyra diagrammen i bilaga 6. 7. 8 och 9 visas resultatet av fyra nominella kalkyler för ett fiktivt 200 kw-aggregat byggda på ovanstående förutsättningar och investeringsstöd 25%. Investeringskostnaden blir då 200 x 8500 x 0,75 = '275'000:- kronor. I bilaga 6 och 7 är utnyttjningstiden 2500 timmar. Den enda skillnaden är elförsäljningspriset som har satts till 24 resp. 33 öre/kwh. Bilaga 6 visar att 24 öre/kwh inte räcker för att få ett positivt resultat under aggregatets livstid. Den grova svarta kurvan visar hur resultatet hela tiden är på negativa sidan. Med 33 öre/kwh blir underskottet första driftåret 39'000 kronor, se bilaga 7. Det maximala ackumulerade underskottet uppträder efter 8 år och är 27'000 kronor. Därefter blir intäkterna större än utgifterna och det samlade resultatet vänder från negativt till positivt under det 4:e driftåret. Efter 20 år visar prognosen ett stort positivt resultat. För att illustrera beroendet av en lång utnyttjningstid har ett tredje diagram tagits fram med bibehållet el-pris 33 öre/kwh men med bara 2000 timmars utnyttjningstid, se bilaga 8. Det första årets underskott blir drygt dubbelt så stort som vid ut- Svensk Energiutveckling AB / Kraftforetagens Vindkraft AB, 92-09-22
nyttjningstiden 2500 timmar och underskottskurvan vänder inte uppåt under 20- årsperioden. Det prognoserade resultatet efter 20 år blir därför kraftigt negativt. 9 För att få samma "break-even" vid 2000 timmars utnyttjningstid, som vid 2500 timmar och 33 öre/kwh, krävs ett el-värde av 4 öre/kwh enligt bilaga 9. I nedanstående tabell sammanfattas hur många år det tar tills det ackumulerade ekonomiska utfallet är positivt for anläggningar med utnyttjningstider mellan 750 och 2750 timmar och vid olika ersättning for såld el. De olika kolumnerna kan sägas äga giltighet för olika vindkraftägare. Ersättningen 24 öre/kwh var den genomsnittliga under 99 for aggregatägare, som sålde sin el till en distributör i Sverige. I vissa länder, som Tyskland och Danmark, får vindkraftägaren vanligen mer än 60 öre/kwh. Tabellen anger när brytpunkten (break even) inträffar d.v.s. antalet år innan det ackumulerade resultatet blir positivt. Tabell 2: Break-even (år) då investeringsstödet är 25%: Utnyttjningstid Kapacitetsfaktor El-försäljningsprisiS92 (öre/kwrh) 750 2000 2250 2500 2750 0,200 0,228 0,257 0,285 0,34 24 >20 >20 >20 >20 >20 30 >20 >20 >2U >20 4 40 >20 6 9 3 50 0 3 Hänsyn tagen till räntekostnader på de första årens underskott. 60 Det finns som alltid många olika sätt att räkna och prognosera ekonomin i ett företag eller projekt bl.a. beroende på typ av juridisk person, skatteregler för den aktuella verksamheten, avskrivningskrav m.m. För vindkraftens olika ägare kan det skilja mycket beroende på olika momsredovisning, olika elskattebefrielse, avskrivningstider, typ av finansiering av investeringskostnaden, typ av serviceavtal, andel eget arbete etc. Det insamlade underlaget är inte så detaljerat att det går att göra prognoser på de exakta ekonomiska förhållandena för alla typer av ägare. Varje typ av ägare bör dock utifrån ovanstående redovisade resultat kunna göra sina egna beräkningar och prognoser. Slutsatsen av den ekonomiska driftuppföljningen blir att vindkraften inte kan räknas hem rent företagsekonomiskt - i ett separat vindkraftföretag - idag även efter det 25%-iga investeringsstödet. För vindkraftägare med möjlighet att slippa betala elskatt kan vindkraft i bra vindlägen dock förväntas ge ett positivt ekonomiskt resultat, förutsatt lång livslängd och att drift- och underhållskostnaderna hålls låga. Vindkraften anses dock av många företagare, kommuner och kraftföretag innehålla andra positiva värden såsom kunskapsuppbyggnad inom egna organisationen, good-will och att vindkraften görs till ett inslag i olika affärskontakter. Svensk Energiutveckling AB / Kraftfbretagens Vindkraft AB, 92-09-22
20 Olika organisationer och företag har också olika uppfattningar om den framtida prisutvecklingen på elektrisk kraft till olika kundkategorier. En snabbare real elpri sökning än den i årsrapporten antagna förbättrar naturligtvis vindkraftens ekonomi. \ Sammanfattning Den här redovisade sammanställningen av drifterfarenheter och produktionsstatistik från mindre och medelstora vindkraftverk i Sverige under åren 989-99 bygger på frivilliga insatser från anläggningsägarna. Syftet mad utvärderingen är att få en samlad bild av vindkraftens tekniska och ekonomiska förutsättningar. Insamlingen av driftdata kom igång under våren 989 och sedan dess har månadsrapporter och årsrapporter publicerats. Vilka slutsatser kan vi då dra av utvärderingen för 99 och de två föregående åren? Jo, att de små och medelstora vindkraftverken i allmänhet har haft en hög tillgänglighet- över 95% att investeringskostnaden för medelstora aggregat nu ligger på drygt 8000 kr/kw att det statliga introduktionsstödet ledde till en ökning av utbyggnadstakten, men kanske inte så stor som förväntat att aggregatstorlekarna är ökande och att den mest intressanta storleken under 99 var ca 200 kw att det är helt avgörande för driftekonomin att hålla en låg investeringskostnad och att välja bra vindlägen att vindtillgången varierat mycket under de tre åren att vindkraftverken har lokaliserats i mycket skiftande lägen beträffande vindtillgång att medeletableringen har kapacitetsfaktorn 0,200 d.v.s. utnyttjningstiden 750 timmar. För att en sådan etablering skall ge igen satsade pengar krävs ca 60% stöd eller att elkraften ersätts med/värderas till ca 40 öre/kwh att de 0% bästa etableringarna kan vara lönsamma med dagens regler sett ur ett företags perspektiv förutsatt att elskattebefrielse erhålls att de mest långvariga tekniska felen härör från styrsystemen, generatorn och girsystemen. Man bör dock notera att de flesta anläggningarna ännu så länge är nya och att det finns garantiansvar från leverantörerna. att aggregatens livslängd och kostnader för drift och underhåll i ett längre tidsperspektiv är en osäkerhetsfaktor, som man måste ha med när man bedömmer ekonomin i anläggningarna. Svensk Energiutveckling AB / Kraftforetagens Vindkraft AB, 92-09-22
{ % 2 \ Ytterligare exemplar av denna rapport liksom månadsrapporter kan rekvireras från: Vattenfall AB Research, Vindenergi attn. Anders Andersson Box 88 620 20 Klintehamn Svensk Energiutveckling AB / Kraftforetagens Vindkraft AB, 92-09-22
ÅRLIG PRODUKTION. AGGREGATEN SORTERADE EFTER GENERATOR-STORLEK. 989._! 990 99 600 500 4-400 MWh/år 300 200 4 00 2 4 3 4 9 2 5 6a 7 9 8 5 5 23 5 20 3 3 0 0 0 0 2 3 3 8 7 7 22 6b 24 25 26 26 27 29 29 29 29 29 29 29 28 30 33 34 32 6 ab c a b a b c d ab ab ab a b c d e f g - -
ACKUMULERAD EL-PRODUKTION 989-99. AGGREGATEN SORTERADE I DRIFTTAGNINGSORDNING. 600 400 200 000 MWh 800 600 400 200 I I! Illlllllll FFFFFI 2 7 4 9 3 8 5 6a 0 0 0 0 2 4 33775562358920 222 6b2425262627292929 29 29 29 29283 3 30 33 34 32 a b c d a b a b a b c ab a b c d e f g ab to
0,350 AGGREGATENS KAPACITETSFAKTORER SORTERADE ÅRSVIS UNDER HELA DRIFTÅR 989. 990 OCH 99. 989 990 -- 0,333 99 0,300 0,297 0,298 0,250 0.200 0,50 0,00 0.050 0,000 t f t 8 5 4 46a 9 3 7 0 2 2 0 0 0 5 3 8 4 4 9 6 a 3 7 3 0 0 0 2 0 i 2 5 2 8 4 420 9 7 977 3 86a 332322060 2 005525 d cba a b c d b a ab ba d b c a a c b
AGGREGATENS EL-PRODUKTION PER SVEPT YT-ENHET SORTERADE ÅRSVIS UNDER HELA DRIFTAR 989. 990 OCH 99. 200 90 000 09 043 800.. 600 400 200 II 8 5 4 4 6a 3 9 7 202000543 4 8 6a 9 7323000025244 20 8 2393 9 6a5577572 33228000062 : JfUll t Af f * FR FFR I I -J d c b a a b c d b a a c a b b b a ö b c a 03 <
AGGREGATENS TILLGÄNGLIGHET SORTERADE ÅRSVIS UNDER HELA DRIFTÅR 989. 990 OCH 99. 00,0% 90,0% 80,0% ' 70,0% 60,0% 50,0% 40,0% 30,0% 20,0% 0,0% 0,0%! f I I I II i I I M i 3 2 7 5 9 4 3 0 9 4 7 5 0 2 3 3 2 0 0 4 8 5 2 0 5 8 2 5 0 3 7 5 3 0 0 6 2 2 7 9 0 3 2 3 2 7 4 2 9 c d a b a b ac c b a b a b a d b " i
Ekomodell 200 kw. 2500 tim/år. 8500 kr/kw. Nominell kalkyl. 20 års livslänad. Inflation: 5%. Real elprisöknina: %från ér 6. Ränta: 2%. Investeringsstöd: 25%. DoU-kostnad (år ): 34'QOQ kr = 6.7 öre/kwh. Elpris (år ): 24.0 öre/kwh. =x=a-^*t-s Ä -o - Kapitalkostnad för lån DoU-kostnad Intäkt KSEK -000 - r Räntekostn. för underskott X- -o- överskott/år -o Ack. överskott Återstående skuld -3500
Ekomodell 200 kw. 2500 tim/ér. 8500 kr/kw. Nominell kalkyl. 20 års livslängd. Inflation: 5%. Real elprisökninq: % från år 6. Ränta: 2%. Investeringsstöd: 25%. DoU-kostnad får ): 34'000 kr = 6.7 öre/kwh. Elpris (år ): 33.0 öre/kwh. 400 200 000 800 -O * Kapitalkostnad för lån DoU-kostnad KSEK 600 -- 400 200 -- X Intäkt ér -O- -O- Räntekostn. för underskott Överskott/år Ack. överskott - Återstående skuld 4 5 6 7 8 9 0 4 5 6 7 8 9 20-200 -400 JBI
Ekomodell 200 kw. 2000 tim/år. 8500 kr/kw. Nominell kalkyl. 20 års livslängd. Inflation: 5%. Real elprisöknino: % från år 6. Ränta: 2%. Investeringsstöd: 25%. DoU-kostnad (år ): 30'000 kr = 7.5 öre/kwh. Elpris (år ): 33.0 öre/kwh. 500 -i- 000 -- - 500 -- v x 5 S x X "Q" Kapitalkostnad för lån * DoU-kostnad KSEK 4 5 6 7 8 9 0 2 3 4 5 6 7 8 9 20 x intäkt -&- Räntekostn. för underskott -500 -- o- Överskott/år O-Ack. överskott -000 -- " Återstående skuld -500 -- Cd C -2000 J - I05 M - y
Ekomodell 200 kw. 2000 tim/år. 8500 kr/kw. Nominell kalkyl. 20 års livslängd. Inflation: 5%. Real elprisökning: % från år 6. Ränta: 2%. Investeringsstöd: 25%. DoU-kostnad (år ): 3Q'000 kr = 7.5 öre/kwh. Elpris (år ): 40. öre/kwh. 400 -r 200 4-000 + -o- Kapitalkostnad för lån 800 + * DoU-kostnad KSEK 600 400 + X -0- Intäkt Räntekostn. för underskott Överskott/år 200 + o- Ack. överskott Återstående skuld -200 + 4 5 6 7 8 9 20 BI -400
BILAGA 0 ARSRAPPORT99 Inledning Separata årsrapporter för 989 och 990 har tidigare givits ut som delrapporter i driftuppfbljningsprojektet. Denna årsrapport har gjorts mycket kortfattad och redovisar endast för sådana detaljer ur 99 års bakgrundsstatistik till slutrapporten, som inte redovisats direkt i slutrapporten. Vindförhållanden 99 Vindförhållandena under 99 bar rapporterats av SMHI från tre olika platser med höga mätmaster, Ringhals, Maglarp och Näsudden. Mätningar finns rapporterade sedan 98. Under 99 var vindtillgången i Ringhals bara 82% av medelvärdet för Il-årsperioden. Motsvarande värde för Maglarp var 85% och för Näsudden 88%. Värdena gäller för en höjd av 25 m. 99 års värden är de lägsta uppmätta under perioden för Ringhals och för Näsudden. För Maglarp har endast värdet för 985 varit lägre. Sammanfattningsvis alltså ett energifattigt vindar. Drifts- och produktionsresultat 99. Arets el-produktion, driftstimmar och hindertider redovisas i underbilaga A såsom de har inrapporterats från anläggningarna. Med hindertid avses den tid då anläggningen inte kunnat brukas till det den är avsedd för. Det innebär att såväl stillestånd p.g.a. störningar som stillestånd på grund av service och underhåll ingår i hindertiden. Även externa störningar t. ex. förorsakade av fel på kraftnätet ingår. Drifttid utgörs av de kalendertimmar, som aggregatet varit inkopplat på nätet och producerat energi. Ett kalenderår utgörs av 8760 timmar (skottår 8784 timmar). I diagramform ser den verkliga produktionen under 99 och den beräknade produktionen enligt WAsP ut på följande sätt. WAsP-beräkningar finns endast redovisade för de 24 aggregat som var idrifttagna t.o.m. sommaren 990. Observera att aggregatet 6b och de med nummer 24 och högre bara gått del av året.
<N o o (C
o +- 26 26 27 28 29 29 29 29 29 29f 29 30 32 33 34 6 ab a b c d e g Diagram. WAsP-beräknad resp uppmätt energiproduktion (aggregat-storlekar 225-250 kw). Den verkliga produktionen har alltså for de flesta aggregaten varit lägre än beräknat för ett normalår. Undantag med högre verklig produktion än beräknad är aggregat nummer 3, 6a och 2. I underbilaga B. C och D redovisas den insamlade statistiken för 99 i tre olika skärningar. De tre presentationssätten är: - Tillgänglighet - Kapacitetsfaktor - Energi per svept ytenhet. Begreppen definieras i projektets slutrapport för 989-9. Observera att aggregaten med nummer fr.o.m. 24 bara varit idrifl några månader efter sommaren 99, d.v.s. under den blåsiga hösten, och att deras resultat därför inte är jämförbara med helårsdrift. Driftstörningar 99. De störningar, som har rapporterats av anläggningsägarna under året, har sammanställts som hindertider i tabellform i underbilaga E. Ställs statistiken samman uppdelat på störningar i olika delsystem får man en överblick över fördelningen av olika feltyper och deras andel av totala hindertiden:
\ Störningar uppdelade pi delsystenil99 Haveri Allvarligt fel Lindrigt fel Störning Summa Blad Girsysytem Bromssystem Generator Luftbroms Styrsystem Våxel Nav Fundament antal 2 2 4 tim 678 24 257 antal 2 6 tim 332 2 67 443 32 antal 2 9 4 s 7 tim 4 37 69 00 2 802 46 7 antal 2 3 4 9 2 5 tim 5 70 72 23 568 8 593 tim 46 887 208 2264 269 283 27 593 32 7 Annat: Kabehvist Service Vibration Utbildning Hydraulsystem Maststag Demonstration övrigt 55 439 2 3 49 222 4 336 X Utmarkande felorsaker Girsystem, haveri Generator, haveri Luftbromsar, haveri Blad. allvarligt Styrsystem, allvarligt Styrsystem, lindrigt Styrsystem, störning, störning Summa : 988 girmotor generator s virvelkoppling infästning i nav åska givarfel felinställda tarmnivaer sjökabel En jämförelse mellan år 990 och 99 visar att trots att antalet drifttimmar ökat från 0'35 till 850 (+64%) så har den sammanlagda hindertiden minskat från 3227 timmar till 988 timmar (-25%). 990 utgjorde hindertiden 0,7% av möjlig drifttid (drifttid + hindertid) medan den 99 hade sjunkit till 5,2%. Förbättringarna torde bero på bättre intrimmade aggregat, större erfarenhet hos ägarna och bättre utvecklade aggregat och kanske mer utbyggd service. Stapeldiagrammet i underbilaga F visar att hindertiden, som andel av möjlig produktionstid, varierar mellan någon enstaka procent upp till drygt 30%. Endast 5 st aggregat har haft hindertider över 0%.
f 5 Intäkter För 22 av aggregaten har ägarna redovisat det försäljningspris som erhållit för levererad kraft. Spridningen i ersättning är stor. Under höglasttid, som infaller under dagtid måndag till fredag under månaderna jan-mars samt nov och dec, varierar ersättningen mellan 25 och 44 öre/kwh. Under övrig tid är skillnaderna mindre. I nedanstående tabell ges max- och minvärden under 99. lid Jan-mars, nov, dec mån-fred 06-22 övrig tid April, sept, okt mån-fred 06-22 Övrig tid Maj-aug månd-fred 06-22 övrig tid Max öre/kwh 44, 20,5 20,5 7,2 5,4 3,0 Min öre/kwh 24,8 6,5 4,9 2,5 8,7 7,9 Skillnaderna i elpris beror på var vindkraftverket är anslutet i nätet och hur distributören har värderat de nätförluster, som produktionen i vindkraftverket kan reducera. Det genomsnittliga priset på försåld kraft 99 från de resp. aggregaten varierar så mycket som mellan 6 och 32 öre/kwh.
\, Inrapporterade driftsresultat under 99 Underbilaga A Sidl \ PIsc. (nr.) Benämning Effekt (kw) Bedömd prod. (MWh) Beräknad prod.* (MWh) 99 in prod. (MWh) Drifttid (tim) Hindertid (tim) Kommentar Tigarp, Falkenberg 55+ 96 79 67 4685 38 2 Näsudden, Gotland 55+ 0 43 23 574 408 3 Vårdkascn, Härnösand 55+ 90 72 5623 0 4 Larbro, Gotland 55 7 79 68?? 4 Erikstorp, Skara 99 65 06 99 4462 20 9 Snösbäck, Falköping 99 80 58 6539 4 2 Killeberg, Veingc 99 50 53 4029 5 Frän 900 r Gärdet, Stockholm 00 90 68 48 327 233 6a Seglabcrga (a), Laholm 00 205 59 8 7 7 7 Bösarp, Trelleborg 50 300 257 239 4847 67 8 Tomclilla Sommarland 50? 68 32 3994 488 9 Vallby, Dalby 50 300 250 25 470 66 5a Näs Snaigsto.Gotland 50 455 394 365 5826 904 5b Näs Tjautel, Gotland 50 455 394 39 6355 27 5c Näs Sladdkvänni.Gotland 50 438 394 376 6458 522 20 Elvina, Linköping 50 34 22 5360 57 23 Folc, Gotland 50 7 292 6805 74 3a Näs Österudd I.Gotland 50 55 88 986 44 Från 908 3b Näs Österudd2, Gotland 50 55 99 089 Från 908 0a Alsvik G I.Gotland 80 350 457 47 5485 89 0b Alsvik G2, Gotland 80 350 457 399 5433 94 0c Alsvik G3,Gotland 80 350 457 42 5242 224 lod Alsvik G4.Gotland 80 350 457 389 5329 3 Örby, Helsingborg 200 325 350 84 4359 205 8 Nogersund. Blekinge 220 500 7 386 4202 540 2 Torekov, Båstad 200+30 500 496 52 732 6 3a KläfsönHMl.Hemsö 200+30 420 420 367 6290 205 3b Klafsön HM2, Hemso 200+30 420 420 365 6276 222 7a Varpinge Anna, Lund 500 456 362 6277 22 7b Värpinge Bella, Lund 500 456 370 6285 56 22 Braheskolan, Visingsö 500 450 6263 70 6b Seglabcrga (b), Laholm 7 384? 7 Från 908