Fallstudie 1 Fallstudie 2 Referensobjekt 1 Referensobjekt 2
7. Diskussion och slutsatser
Här presenteras de egna tankar och slutsatser som gjordes med hjälp av alla resultat.
7.1 Fallstudier
Enligt resultatet av livscykelkostnaden för anläggningarna är fallstudie ett i storleksordningen 58 % lägre än kostnaden för fallstudie två. Den
installerade effekten är i storleksordningen 60 % lägre i fallstudie ett jämfört med fallstudie två. Utifrån resultatet kan ett samband urskiljas. Enligt
ekvation 3 förhåller sig livscykelkostnaden i fallstudie ett till
livscykelkostnaden i fallstudie två såsom den installerade effekten för fallstudie ett förhåller sig till den installerade effekten i fallstudie två.
Ekvation 3 – Samband mellan livscykelkostnad och installerad effekt.
Resultatet kring skillnaden på kostnaden per producerad kWh är intressant eftersom det skiljer i storleksordningen 44 % sett över den ekonomiska livslängden. Fallstudie två producerar alltså en signifikant mängd mer energi än den för fallstudie ett. Det framgår alltså att kostnaden för att producera en kWh sjunker med en negativ lutning med större märkeffekt och högre torn. Slutsatsen utav detta blir att kostnaden för att producera en kWh minskar när verkets märkeffekt och tornhöjd ökar. Detta trots sambandet i ekvation tre. Den största anledningen som framkallar detta fenomen kan vara att det finns en högre tillgänglig energimängd högre upp i luften. Det finns även
misstanke om att skillnaden på vindhastighetsfördelningen platserna där fallstudiernas verk står är en av de bidragande orsakerna till att kostnaden per producerad kWh sjunker. Det antas då att anläggningen från fallstudie två helt enkelt har ett bättre vindläge än den för fallstudie ett.
Den största kostnaden är investering och installation. Kostnaden för verk, fundament och montering uppgick till 79 % av den totala livscykelkostnaden i båda fallen. Bryts investeringskostnaden i fallstudie två ner enligt tabell 6.1.2b stod verket för 80 %, detta jämfört med litteraturstudien från Nelson (2009) där verket står för 79 -82 % visar att resultatet är rimligt. De övriga kostnaderna såsom elanslutning, finans och markarrende ligger i underkant av vad Nelson (2009) anger. Projekteringen ligger i storleksordningen 1,1 procentenheter i överkant i jämförelse med Nelson (2009). De övriga kostnaderna fundament, elkabel och väggbyggen ligger inom ramen för referensstudien.
Den beräknade drift och underhållskostnaden för fallstudie 2 uppgick år 2011 till 610 tkr (8,5 öre/prod. kWh). Enligt Gash & Twele (2012) ska underhållskostnaden för ett vindkraftverk uppgå till 2,5 % per år av den totala investeringskostnaden. Tillämpas 2,5 % skulle den beräknade
underhållskostnaden för fallstudie två bli 773 tkr för år 2011. Resultatet från fallstudien skiljer sig i storleksordningen 21 % från referensen. Då
kostnaden blev lägre i fallstudien kan två orsaker kopplas till att underhållskostnaden ligger i underkant;
1. En låg förhandlad servicekostnad per producerad kWh, dvs. billigt antal 2. Osäkerheten kring vilka studier referensens siffror grundas på, dvs.
fallstudiens verklighet stämmer inte överens med referensens.
7.2 Delmål 1
För att svara på delmål ett krävdes att två olika vindkraftverk jämfördes. Kravet för delmålet var att undersöka och diskutera om det är motiverat att ersätta ett äldre men fungerande vindkraftverk med ett nytt och mer effektivt vindkraftverk ur ett livscykelkostnadsperspektiv.
Ser man till resultatet kommer kostnaden per producerad kilowattimme under livscykeln vara lägre om man låter det äldre verket, referensobjekt ett, stå kvar och producera energi. En orsak till detta kan vara att
investeringskostnaden för det äldre verket räknas som det kvartstående bokförda värdet för vindkraftverket vilket gör att totala livscykelkostnaden sjunker. Investeringskostnaden för det nya verket, fallstudie två, räknas som en nyinvestering samt att det bokförda värdet från det äldre verket läggs till på denna kostnad. Detta gör att det nya verket måste bära det äldre verkets kvarstående avskrivning utöver sin egen vilket ökar livscykelkostnaden och därmed kostnaden per producerad kilowattimme för det nya verket.
Kostnaden per producerad kilowattimme kommer sjunka då vindkraftverket tillverkar mer energi per år. Jämförelsen i denna studie visar att med den projekterade produktionen för det nya verket är högre än för det äldre. Används den uppmätta produktionen under 2011 kommer
livscykelkostnaden per producerad kilowattimme sjunka. Den kommer dock inte sjunka ner till samma kostnad som för det äldre verket.
Det förväntade resultatet att det skulle vara billigare ur ett
livscykelkostnadsperspektiv att byta ut ett äldre med ett nytt blev inte
utfallet. Det var antagligen för tufft att kalkylera det nya verkets ekonomiska livslängd till femton år och dessutom anta att det äldre verket skulle nå en teknisk livslängd på tjugofyra år.
mer el än det äldre vilket medför att det nya verket genererar mer intäkter än det äldre gentemot vad verket kostar per producerad kilowattimme.
7.3 Delmål 2
Det andra delmålet avser att redovisa och diskutera hur ekonomin påverkas ur ett generellt livscykelkostnadsperspektiv då vindkraftsanläggningar blir större, högre och mer effektiva. För att försöka svara på detta delmål har även här gjorts jämförelser mellan två olika vindkraftverk. Dessa verk är det från fallstudie ett som representerar det mindre verket och referensobjekt två som det större verket.
Resultatet från delmålet visar på att det blir billigare per installerad effekt att investera i ett verk med högre effekt än för ett mindre. Trenden går mot lägre kostnad per producerad kilowattimme då den installerade effekten ökar.
Jämförs drift och underhåll mellan fallstudie ett och referensobjekt två är denna kostnad lika för båda fallen. Jämförs denna kostnad för referensobjekt två med fallstudie två skiljer sig dessa kostnader markant. Det är därför en möjlig felkälla att drift och underhållskostnaden för referensobjekt två är för låg i förhållande till sin storlek. Det hade varit mer rimligt att denna kostnad hade ökat med den installerade effekten och varit minst den dubbla av den för fallstudie ett.
7.4 Slutdiskussion
Referensobjekt två har vissa likheter med fallstudie två med avseende på deras prestanda såsom storlek, installerad effekt och projekterad produktion per år. Nyckeltalen kronor per installerad kilowatt och kronor per
producerad kilowattimme bör då vara i samma storleksordning objekten emellan. Jämförs nyckeltalen för fallstudie ett och referensobjekt två med projekterad produktion skiljer de sig i storleksordningen en procent för kostnaden per installerad effekt och skillnaden för kostnaden per producerad kilowattimme blir då cirka två procent. Denna jämförelse tillsammans med övriga resultat tyder på en tillförlitlig beräkningsmodell som beräknar
förutsägelser med bra resultat. Kravet på indata är väsentligt beroende på hur tillförlitligt resultat som eftersträvas. Ett tips är att alltid granska indata och resultat kritiskt för att minimera felmarginalen på förutsägelsen.
7.5 Förslag på fortsatta studier och modellutveckling
Eftersom rapporten endast behandlar landbaserad vindkraft kan det vara intressant att kartlägga de extra kostnader som uppkommer i samband med investering och drift av en anläggning som ska placeras ute till havs. Det skulle också vara intressant att studera hur förutsägelsen påverkas om
modellen berikas med fler variabler såsom skiftande elpriser och varierande elcertifikat.
För att kunna skaffa sig ett bättre intäktsbaserat underlag för etablering av vindkraft kan modellen utvecklas så att den behandlar de förväntade intäkterna på ett sätt som bättre speglar verkligheten.
Den framarbetade modellen är förberedd för att kunna behandla fler sorters elproducerande anläggningar, exempelvis vattenkrafts- och
solcellsanläggningar. För att genomföra beräkningar på andra sorters
anläggningar krävs en kartläggning och ett resonemang likt den som gjorts i denna rapport för vindkraftsanläggningar.
8. Referenser
Litteratur och publikationer
Blanchard, B.S. (1998). Logistics engineering and management, fifth edition New Jersey: Simon and Schuster
Blomqvist, P, Nyborg, M, Simonsson, D, Sköldberg H & Unger, T. (2008).
Vindkraft i framtiden -möjlig utveckling i Sverige till 2020. [Elektronisk]
Elforsk. Tillgänglig: http://www.elforsk.se/Rapporter/?rid=08_17_ [2012-04-09]
Boverket, Energimyndigheten & Naturvårdsverket. (2001). Ljud från
vindkraftverk. [Elektronisk] Naturvårdsverket. Tillgänglig:
http://www.acuvib.com/620-6241-7.pdf [2012-04-09]
Boyle, G. (2004) Renewable energy – power for a sustainable future, 2nd edition. New York: Oxford University press
Bärring, L & Wern, L. (2011) Vind och storm i Sverige 1901-2010. [Elektronisk] SMHI. Tillgänglig:
http://www.smhi.se/polopoly_fs/1.16896!webbFaktablad_51.pdf [2012-04-20]
Chiras, D. (2010). Wind Power Basics –A Green Energy Guide. Gabriola Island, Canada: New society publishers.
Dhillon, B.S. (1989). Life cycle costing. New York: Gordon and Breach Energimyndigheten, Consortis, Svensk vindkraft och Svensk
vindkraftförening. (2009). Vindkraftverk – kartläggning av aktiviteter och
kostnader vid nedmontering, återställande av plats och återvinning.
[Elektronisk] Svensk vindenergi. Tillgänglig:
http://www.vindkraftsbranschen.se/wp-content/uploads/2011/10/Vindkraftverk_nedmontering.pdf [2012-04-16] Energimyndigheten. (2012). Vindkraftsstatistik 2011, EN 2012:02. [Elektronisk] Statens energimyndighet. Tillgänglig:
http://www.energimyndigheten.se/PageFiles/110/Vindkraftsstatistik-2011.pdf [2012-04-30]
Gash, R & Twele, J. (2012). Wind Power Plant -Fundamentals, Design,
Construction and Operation. Second edition. Tyskland: Springer
Hagberg, L & Henriksson, T. (1996). Lönsamt underhåll – 8 steg till säkrad
produktion. Stockholm: Mentor Gruppen AB
Hagberg, L & Henriksson, T. (2010). Underhåll i världsklass, upplaga 1. Lund, OEE Consultans AB.
Ivanell, S & Wizelius, T. (2002). Ekonomisk ytanalys för vindkraft. [Elektronisk] Centrum för vindbruk. Tillänglig:
http://cvi.se/uploads/pdf/Kunskapsdatabas%20vindresurser/vindmeteorologi /utredningar/Ytanalys%20rapport%202.pdf [2012-04-09]
Jensen, L. (2007). Lönsamheten i vindkraft. Uppsala: SLU
Johansson, KE. (1997). Driftsäkerhet och underhåll. Upplaga 2:8. Lund: Studentlitteratur AB.
Kaltschmitt, M, Streicher W & Wiese, A. (2007). Renewable energy –
Technology, Economics and Environment Berlin: Springer
Kovacs, A, Erdos, G, Janos, Z & Monostori, L. (2012). A system for the
detailed scheduling of wind farm maintenance. [Elektronisk] Science direct.
Tillgänglig:
http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0007850611000503
[2012-04-16]
Matalama, S. (2009). Gravitationsfundament för vindkraft. ISSN 1103-4297. Meneveau, C & Meyers. (2011). Optimal turbine spacing in fully developed
wind farm boundary layers. [Elektronisk] Wiley. Tillgänglig:
http://onlinelibrary.wiley.com/doi/10.1002/we.469/abstract?userIsAuthentic ated=false&deniedAccessCustomisedMessage= [2012-05-18]
Skärvad, P.H & Olsson, J. (2008). Företagsekonomi 100. Faktabok. 14.
uppl. Malmö: Liber
Skärvad, P.H & Olsson, J. (2011).Företagsekonomi 100. Faktabok. 15. uppl. Malmö: Liber
Vaughn, N. (2009). Renewable energy and the environment. Boca Raton: Taylor & Francis Group.
Vlok, P-J, Wnek, M, Zygmunt, M. (2003). Utilising statistical residual life
estimates of bearings to quantify the influence of preventive maintenance actions .[Elektronisk] Science direct Tillgänglig:
http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0888327003001134
[2012-04-16]
Wizelius, T. (2003). Vindkraft i teori och praktik. Lund: Studentlitteratur World wind association. (2012). Operation and Maintenance of Wind Farms [Elektronisk] WWEA. Tillgänglig:
Hemsidor
Centrum för vindbruk (CVI), 2012. Tillgänglig:
http://cvi.se/index.php?page=vindkraft-i-kallt-klimat [2012-04-11] Ekonomifakta, 2012. Tillgänglig:
http://www.ekonomifakta.se/sv/Fakta/Ekonomi/Finansiell-utveckling/Rakna-pa-inflationen/ [2012-05-20]
Enercon, 2012. Tillgänglig: http://www.enercon.de/en-en/673.htm [2012-05-17]
Energimyndigheten, 2012. Tillgänglig: http://www.energimyndigheten.se/
[2012-04-10]
Nationalencyklopedin. (2012-05-15). Avskrivning.
http://www.ne.se/lang/avskrivning/121456 [2012-05-15] Nationalencyklopedin. (2012-05-15). Ränta.
http://www.ne.se/lang/r%C3%A4nta/297533[2012-05-15] Nätverket för vindbruk. (2012-05-09). Försäkringar i vindkraft.
http://www.natverketforvindbruk.se/Global/Nationella%20Vind/2010/Prese ntationer%20Sp%C3%A5r%201/%C3%85ke%20Fors%20-%20LF.pdf [2012-05-09] SMHI, 2012. Tillgänglig: http://www.smhi.se/kunskapsbanken/meteorologi/vind-varfor-blaser-det-1.362 [2012-04-04]
Swedbank, 2012. Tillgänglig: http://www.swedbank.se/foretag/affarer-med-
utlandet/produkter-och-tjanster/valutatermin/index.htm?wt_query_text=valutatermin [2012-04-20] Vindkraftsbranschen, 2012. Tillgänglig: http://www.vindkraftsbranschen.se
[2012-05-09]
Vindstat. (2012-04-01). Tillgänglig: http://www.vindstat.nu/stat/index.htm
[2012-06-02]
Vestas, 2012. Tillgänglig: http://www.vestas.com/en/wind-power-plants/operation-and-service/service.aspx#/vestas-univers [2012-04-17]
9. Appendix
Appendix 1: Fallstudie 1 Appendix 2: Fallstudie 2 Appendix 3: Referensobjekt Appendix 4: Övriga data
Appendix 5: Tillstånd som krävs Appendix 6: Anbud Enercon Appendix 7: Kalkyl fallstudie 1 Appendix 8: Kalkyl fallstudie 2
Appendix 1 – Fallstudie 1
Tabell A1 – Datainsamling från fallstudie 1
Fallstudie 1
Respondent Harald Säll
Metod för datainsamling Personlig intervju
Tillverkare Enercon
Modell E53
Togs i drift december 2011
Medelvindhastighet 7 m/s
Effekt 0,8 MW
Projekterad årsproduktion 1700 MWh
Navhöjd 72 m
Rotorarea 2124 m2
Volym betong i fundament 240 m3
Vikt betong i fundament 500 ton
Vikt armeringsjärn i fundament 23 ton
Längd nybyggd väg 100 m Längd förstärkt väg 1500 m Längd nedgrävd kabel 2000 m Elektrisk anslutning 1 100 000 kr Kostnad för serviceavtal 260 000 kr/år Garanterad tillgänglighet 97 % Investering och installationskostnad 11 400 000 kr Teknisk livslängd 25 år Oförutsedda installationskostnader 100 000 kr Elcertifikat år 1 32 öre/kWh Elpris 45 öre/kWh Nätnytta 2 öre/kWh Kompletterad datainsamling
Projekteringskostnad Lika som konsult kr
Kostnad för markarrende 4 % av årlig intäkt
Appendix 2 – Fallstudie 2
Tabell A2 – Datainsamling från fallstudie 2
Fallstudie 2
Respondent Börje Göransson
Metod för datainsamling Personlig intervju
Tillverkare Vestas
Modell V90
Togs i drift december 2009
Medelvindhastighet 7 m/s
Effekt 2,0 MW
Projekterad årsproduktion 5500 MWh
Navhöjd 105 m
Rotorarea 6082 m2
Volym betong i fundament 550 m3
Vikt betong i fundament 1146 ton
Vikt armeringsjärn i fundament 40 ton
Längd nybyggd väg 700 m
Längd förstärkt väg 2500 m
Längd nedgrävd kabel 4000 m
Elektrisk anslutning 3 000 000 kr
Kostnad för serviceavtal <10 öre/prod. kWh
Garanterad tillgänglighet 90-95 %
Utfall på kostnad från projektering till idrifttagning
5,62 kr/antal projekterade kWh på ett år vid 10,28kr/€ Teknisk livslängd 20 år Oförutsedda installationskostnader 150 000 kr Elcertifikat år 1 30 öre/kWh
Elpris till medlemmar (2012) 25 öre/kWh (inkl. certifikat)
Kompletterad datainsamling
Projekteringskostnad 1 300 000 kr
Kostnad för markarrende 4 % av årlig intäkt
Tornets vikt 245 ton
Vikt rotorblad 6,7 ton/st
Vikt nacell 70 ton
Kostnad för serviceavtal Garanterad tillgänglighet 8,5 93 öre/prod. kWh %
Appendix 3 - Referensobjekt
Tabell A3.1 – Datainsamling från referensobjekt 1
Referensobjekt Gunnön 3
Modell Vestas V47 0,66MW
Driftstart 2000-09-08
Uppmätt produktion sedan driftstart Uppmätt produktion Sep 2000-Jan 2009
12 517 10 315
MWh MWh
Uppmätt tillgänglighet 2011 96,3 %
Produktion per installerad effekt baserat från driftstart till 2011-12-31
1 673,4 kWh/kW och år
Kostnader från driftstart till 2011-12-31
Investering och installation 5 363 160 kr (år 2001)
Investering och installation 6 253 813 kr (år 2011)
Drift och underhåll 8,5 öre/prod kWh
Avvecklingskostnad 700 000 kr
Övriga kostnader 6 % av invest.kostn./år
Tabell A3.2 – Datainsamling från referensobjekt 2
Referensobjekt Enercon E-82
Modell Enercon E-82 2,0MW
Navhöjd 98 m Rotordiameter 82 m Garanterad tillgänglighet 97 % Förväntad produktion 5 539,9 MWh/år Fasta kostnader Elanslutning 2 500 000 Kr Mark, väg, kranuppställning 500 000 Kr Teleanslutning 100 000 Kr Jordning 400 000 Kr Projektering 100 000 Kr Årliga kostnader
Drift och underhåll 246 764 Kr
Övriga kostnader 65 000 Kr