Sammanfattning 24 kV

Ifall kraftbolaget ska kunna erhålla punkttariff behöver en anslutning göras på nedsidan i transformatorstationen i Kaxholmen. Detta innebär att anslutningsledningarna mellan parken och Kaxholmen behöver ägas utav ett internt elbolag då ett bolag som producerar energi ej får distribuera energi utan detta måste skötas utav två separata bolag samt att ansökan om nätkoncession för linje behövs för ledningssträckan. Med tanke på de stora förluster som finns i dessa ledningar mellan parken och Kaxholmen som kan jämföras i vinningen med att erhålla punkttariff kan en jämförelse göras med den totala kostnaden för förluster mot punkttariff. De låga DoU kostnaderna för ledningarna bidrar inte nämnvärt till att ge ett ekonomiskt incitament att avstå från ägandeskap och det finns ett mycket stort incitament under parkens hela livslängd att försöka erhålla punkttariff med anslutning i stationen i Kaxholmen. Det som är anmärkningsvärt är att det i detta fall lönar sig att bygga sämre och mindre effektiv nät för att minska de årliga tariffkostnaderna genom att erhålla punkttariff för parken.

12.5 36 kV

För detta alternativ äger kraftbolaget turbiner, internt elnät och parktransformatorstationen 36/40 kV som är placerad i vindkraftsparken. Nätbolaget äger exportkabel mellan parken och Kaxholmen samt den nya planerade regionnätskabeln mellan Kaxholmen och Huskvarna.

De kostnader som ligger till grund för beräkning av kanaltariffen har hämtats från EBR för ledningar och för transformatorstationen har priser hämtats från EBR samt interna prislistor hos kraftbolaget. Kostnaderna i Tabell 30 har blivit maskerade och är inte desamma som ligger till grund för beräkningarna i modellen. Det som kan ses direkt i Tabell 30 är att investeringskostnaden för transformatorstationen i det fallet att kraftbolaget skulle bygga den är mindre än i jämförelse med den transformatorstation som potentiellt kan byggas i Kaxholmen, se Tabell 26. De kostnader som visas i tabellen för det externa elnätet ligger till grund för beräkning av olika kanaltariffalternativ för anslutningen.

Tabell 30. Investeringskostnader för Lyckås vindkraftspark internt elnät 36 kV.

12.5.1 Drift och underhåll

De kostnader som beräknats i modellen för DoU finns redovisade i Tabell 31. Som tidigare kommer en jämförelse att göras mellan de beräknade kostnaderna för kraftbolaget och det procentuella påslag som nätbolagen gör på investeringskostnaden på de komponenter som ingår i kanalen för underlag till kanaltariffberäkningarna.

I Tabell 27 och Tabell 31 kan det göras en jämförelse hur mycket överföringsförlusterna minskar i anslutningen mellan Kaxholmen och parken för de olika anslutningsalternativen och spänningsnivåerna. Förlusterna minskar med 283 714 SEK/år i och med att spänningsnivån höjs från 24 kV till 36 kV samt att istället för 4x3x240 ledningar enbart ha 1x3x630 ledning. Dock är det så att nätbolaget mäter den inmatade energin i anslutningspunkten till kraftbolaget och de förluster som uppstår efter det tas inte hänsyn till i tariffen men ur ett förlustperspektiv är detta mer effektivt. I detta fall utöver det interna elnätet och transformatorstationen skulle kraftbolaget även kunna äga den exportkabel som planeras mellan parken och Kaxholmen dock kan krav på nätkoncession tillkomma för denna ledningsträcka.

Kablar inkl. jordlina,

ändavslut, skarvar ^{Kabelskåp Parktransformatorstation Exportkabel Park - Kaxholmen} Kaxholmen - Huskvarna^{Regionnätskabel}

SEK 3 500 000 SEK 300 000 SEK 15 000 000 SEK 4 500 000 SEK 8 000 000

-50-

Tabell 31. Driftkostnader för förluster beräknade utav modellen samt underhållskostnader per komponent för Lyckås vindkraftspark 36.1 med internt elnät spänningsnivå 36 kV och en anslutningspunkt till angränsande nät.

12.5.2 Jämförelse DoU kostnader kraftbolag och nätbolag

Utefter de resultat som Figur 27 visar att i jämförelse med det procentuella påslag som görs utav nätbolaget kan en bedömning göras att det för kraftbolaget finns ekonomiska incitament att äga transformatorstationen och det interna elnätet. På grund av förlusterna i exportkabeln är det bättre från kraftbolagets synvinkel att inte äga denna utan överlåta ägandet till nätbolaget.

Figur 27. Drift och underhållskostnader för olika komponenter uppdelat mellan kraftbolag och nätbolag. Figur 28 visar kostnad per år och komponent under en vindkraftsparks operativa livslängd som

kraftbolaget skulle ha för planerat och förebyggande underhåll för internt elnät, parktransformatorstation och export kabel i det fallet att de ägs. Som kan ses innehar transformatorstationen störst kostnader i förhållande till det interna elnätet och export kabeln.

Figur 28. Kostnad för planerat och förebyggande underhåll per år under vindkraftsparken hela livstiden för det interna elnätet, parktransformatorstation och export kabel.

Internt nät Parktransformatorstation Exportkabel Park - Kaxholmen

[SEK/år] [SEK/år] [SEK/år]

SEK 139 731 SEK 148 075 SEK 199 706

Internt nät Parktransformatorstation Exportkabel Park - Kaxholmen

[SEK/år] [SEK/år] [SEK/år]

SEK 10 633 SEK 48 862 SEK 10 020

Driftkostnader Förluster beräknade av modell

Underhållskostnader Produktionsbolag

-51-

Summerat över den operativa livslängden har komponenterna en kostnad för underhåll samt för förluster som visas i Tabell 32, kostnaderna i tabellen används för jämförelse mellan tariff och DoU kostnader över den operativa livslängden för vindkraftsparken.

Tabell 32. Summering av underhåll och förluster över den operativa livslängden för en vindkraftspark för det interna elnätet, parktransformatorstationen och export kabel.

12.5.3 Tariffer

Kanaltariff har i modellen beräknats för Anslutningsalternativ Kanaltariff 1, 2 och 3 och resultaten finns

redovisat i Tabell 33 nedan. Vissa värden är maskerade på grund av sekretess.

Tabell 33. Tariffalternativ för Lyckås vindkraftpark för spänningsnivå 36 kV i det interna elnätet med en anslutningspunkt.

I Figur 29 har en jämförelse gjort mellan kanaltariffalternativen samt vad de olika anslutningspunkterna innebär i minskade kostnader för DoU per år. Det har antagits att effektavgiften och energiavgiften ökar med 1 % per år under parkens hela livstid samt har NNV värdet beräknats med en intern WACC.

Anslutningsalternativ 1 Kanaltariff erhåller lägst kostnader initialt årligen livstid även fast de interna DoU

kostnaderna är störst.

Figur 29. Jämförelse för årlig kostnad för de olika kanaltariffalternativen, DoU kostnader summerat i en årlig slutgiltig kostnad.

Förutsatt att elpriset utvecklas i enlighet med det som prognostiserats i Figur 11 kommer de olika tariffalternativen inneha olika ekonomisk påverkan över parkens operativa livstid gällande debitering/kreditering av nätbolaget samt driftförlust- och underhållskostnader, se Figur 30. För

Anslutningsalternativ 1 Kanaltariff där kraftbolaget äger det interna elnätet och parktransformator kan ses att

kostnaden för underhåll och driftförluster ökar men dock inte sammantaget så mycket att krediteringen för tariffen inte ska anses lönsam. För Anslutningsalternativ 1 Kanaltariff efter att kostnader för underhåll och

förluster dragit bort kommer kraftbolaget ändå att krediteras

Internt elnät Parktransformatorstation Export kabel

[SEK] [SEK] [SEK]

Underhåll 242 733 1 453 826 279 884

Driftförluster 3 878 939 4 110 572 5 543 847

Kostand DoU över operativ livslängd

Tariffalternativ Abonnemangsavgift Effektavgift Energiavgift Årskostnad Kostnad per installerad MW NNV

[SEK] [SEK/kW] [SEK/kWh] [SEK/år] [SEK/MW] [SEK] Anslutningsalternativ 1 35 000 - 60 000 100% -0,01 till -0,02 -1 593 446 -34 490 -16 414 169 Anslutningsalternativ 2 35 000 - 60 000 178% -0,01 till -0,02 -809 922 -17 531 -5 558 828 Anslutningsalternativ 3 35 000 - 60 000 226% -0,01 till -0,02 -338 786 -7 333 3 934 072

-52-

avsevärt över parkens livstid. Ifall samma jämförelse görs för Anslutningsalternativ 2 Kanaltariff där

kraftbolaget enbart äger det interna elnätet blir minskar kraftbolagets kreditering över den operativa livslängden. För Anslutningsalternativ 3 Kanaltariff har effektavgiften i tariffen stigit så pass att kraftbolaget

kommer att debiteras istället över den operativa livslängden.

Figur 30. Kostnaden för de olika kanaltariffalternativen för Lyckås vindkraftspark med spänningsnivå 36 kV i det interna elnätet summerat över hela livslängden jämfört med kostnader för underhåll och förluster.

Utifrån de parametrar som tagits i beaktning inom detta examensarbete ur ekonomiskt synpunkt anses det vara mest fördelaktigt av nätbolaget att äga det interna elnätet och parktransformatorstationen men ej export kabeln då minskningen i kostnaden för DoU inte är kompatibel med kostnadsökningen för kanaltariffen samt de ökade förlusterna. Anslutningsalternativ 1 Kanaltariff är utifrån de ingående

parametrarna i modellen samt ur ett ekonomiskt perspektiv det mest fördelaktiga för anslutning efter parktransformatorn med spänningsnivå på 36 kV i det interna elnätet.