Vindkraft

3.7.1 Principiell uppbyggnad

I ett vindkraftverk omvandlas vindens rörelseenergi till elektricitet i en generator. Den vanligaste typen av vindkraftverk i storleksklassen 200 – 1500 kW har en rotor bestå-ende av en horisontell axel med tre eller två blad. Bladen är fastsatta i ett nav som i sin tur via en axel och en växellåda för över kraften till en generator. Växellådan har till uppgift att åstadkomma ett varvtal som passar generatorn, runt 1500 varv i minuten.

Allt vanligare blir det att använda sig av generatorer och elektronik som gör att växellå-dan inte behövs. Detta ger möjligheten till drift med variabelt varvtal, vilket bland annat kan betyda minskade ljudnivåer och något större elproduktion.

Av säkerhetsskäl måste alla vindkraftverk ha två oberoende bromssystem, till exempel en aerodynamisk broms (en konstruktion som vrider bladet eller bladspetsen) och en mekanisk skivbroms. På toppen av tornet sitter också en motor för att vrida maskinhu-set så att det alltid pekar mot vinden. Bladen kan på vissa konstruktioner, med hjälp av en annan motor, vridas runt sin egen axel för att begränsa effekten vid höga vindstyr-kor, så kallad ”pitch-reglering”. En annan konstruktion som hittills varit vanligare är

”stall-reglering”, överstegringsreglering, vilket innebär att bladen fästs stumt i navet.

Den inställda vinkeln på bladen medför att de successivt tappar sin dragkraft vid högre vindhastigheter. På så sätt begränsas effektuttaget så att inte maxeffekten överskrids.

Normalt producerar verket el vid vindhastigheter mellan 4 och 25 m/s och märkeffek-ten nås vanligtvis vid vindstyrkor kring 12 – 14 m/s.

Längst upp på maskinhuset sitter vindhastighetsmätare och vindriktningsgivare. De förser en reglerdator med information, så att datorn kan reglera bladvinklar, riktning på verket och bromssystem. Det går också vanligtvis att övervaka och kontrollera ver-ket från en annan plats med hjälp av till exempel ett telefonmodem.

När det gäller miljöprestanda har vindkraftverk uppenbara fördelar. Vid normal drift förekommer inga utsläpp av miljöstörande ämnen till omgivningen. Närmiljön påver-kas emellertid av buller och landskapsbilden förändras.

Genom isolering av maskinhus och bättre utformning av bladen har såväl mekaniskt som aerodynamiskt buller kunnat minskas. Därmed uppfyller dagens vindkraftverk de krav som lagstiftningen ställer på ljudnivån vid ett avstånd på ca 250 – 400 m. Större (1,5 MW) vindkraftverk uppvisar idag samma ljudeffektnivå som mindre maskiner (600kW).

3.7.2 Utvecklingstrender och drivkrafter

Utbyggnaden av vindkraft har ökat starkt på senare år. Detta har inneburit att det nu finns flera vindkrafttillverkare som driver utvecklingsarbete och producerar aggregat i långa rationella serier. De största tillverkarna finns för närvarande i Danmark och Tysk-land.

Utvecklingen går mot allt större verk. Anledningarna till detta är flera: bättre utnytt-jande av bättre vindtillgång på hög höjd, mindre visuell störning av färre stora verk än flera små samt på sikt lägre specifik investeringskostnad. En annan väsentlig drivkraft för denna utveckling är det ökande intresset för vindkraft till havs, där större enheter kan innebära lägre specifika kostnader för främst fundament och kablar.

I början av 90-talet var den ”optimala” storleken 150 – 225 kW. Idag installeras fram-förallt effektstorlekarna 500 – 600 kW. De flesta europeiska tillverkare av vindkraft-verk marknadsför idag vindkraftvindkraft-verk med en effekt upp till 2.0 MW. De flesta bedö-mare anser att man kan på 3 – 5 års sikt kan räkna med att nätanslutna vindkraftverk serietillverkas i storlekar upp till 3 MW.

Dagens vindkraftverk är vanligtvis trebladiga. Vindkraftverk med två blad och inbygg-da flexibla element har provats i stora vindkraftverk, bland annat i Sverige. Tekniken bedöms generellt ha en större potential för kostnadsreduktioner än de traditionella koncepten, men har ännu ej kunnat kommersialiseras. Med flexibel konstruktion avses strukturdynamisk flexibilitet som leder till vindkraftverk med låg vikt. Eftersom vik-ten, och därmed materialåtgången reduceras förväntas kostnaderna kunna bli lägre.

För havsförlagda vindkraftverk sker en stark utveckling på fundamentsidan. Den enk-laste typen av fundament är monopile, som innebär att man borrar ett hål i havsbotten och sticker ned ett förlängt tornrör. Metoden tillämpas både i lerbotten och berg. En annan teknik som tillämpats till havs är gravitationsfundament.

3.7.3 Prestanda

Produktionen av el från ett vindkraftverk beror främst av vindenergitillgången, därför blir skillnaden i produktion mellan bra och dåliga vindlägen mycket stor. För att kunna bedöma ett vindkraftverks årliga elproduktion måste hänsyn tas dels till ten och dels till vindhastighetens fördelning över året. En förändring av vindhastighe-ten med en faktor 2 ökar vindens energiinnehåll 8 gånger. Att bedöma och hitta platser med höga vindhastigheter är därför av stor betydelse. En ökning av medelvindhastighe-ten från 7 till 8 m/s ökar den årliga elproduktionen, beroende på vindkraftverksmo-dell, rotordiameter och Weibullfördelning (beskriver vindens relativa fördelning över

året), med drygt 25 %. Ett sätt att på en given plats höja produktionen är att öka höjden på vindkraftverket.

Genom teknisk utveckling förbättras aggregatens verkningsgrad successivt. Detta sker bland annat genom att aerodynamik och vingprofiler förfinas och att förluster i kon-struktionen minskas.

I tabell 3.1 redovisas en bedömning av utnyttjningstiden för en för Sverige genomsnitt-lig lokalisering som motsvarar ett vindläge med ett vindenergiinnehåll på ca 4 000 kWh/m² och år uppmätt på 100 m höjd, nedräknat till navhöjd (kartering enligt SMHI). Vindkraftverk med en effekt på 3 MW tillverkas ännu inte kommersi-ellt och för att bedöma utnyttjningstiden har en konservativ bedömning gjorts av en vindeffektprofil motsvarande dagens 1,5 MW vindkraftverk.

Effekt 600 kW 3 MW

Turbindiameter (m) 44 80

Navhöjd (m) 50 90

Utnyttjningstid (h/år) vid landförläggning 2 100 2 800 Utnyttjningstid (h/år) vid havsförläggning 3 000 3 500 Serietillverkning från och med år 1994/95 Uppskattningsvis

efter år 2005

Tabell 3.1. Exempel på olika vindkraftverks produktionskapacitet vid samma geografiska placering.

3.7.4 Kostnader

De vindkraftverk som idag uppförs har en effektstorlek omkring 600 kW. Den genom-snittliga kostnaden för storleken framgår av tabell 3.2. Kostnadsredovisningen baseras på den faktiska kostnaden för de vindkraftverk som uppförts i Sverige fram till år 1998. Av de totala kostnaderna uppgår maskin, torn och fundament till ca 80 %. För de vindkraftverk som installerats är kostnaden i genomsnitt något högre för lokali-seringar med höga medelvindhastigheter. I rapporten ”Wind Energy the Facts” [26]

antas att kostnaden i genomsnitt ökar med 8 % vid en ökning av vindhastigheten med 1 m/s.

Effekt 600 kW

Investeringskostnad (kr/kW) 8 300 Drift- och underhållskostnad (kr/år)

i % av den genomsnittliga totala

investeringskostnaden 1,7 %

Tabell 3.2 Kostnader för vindkraftverk.

En vanlig förläggningsform i framtiden torde vara gruppstationer, speciellt vid havslo-kalisering. Genom att bygga många aggregat på samma plats minskar kostnaderna, bland annat genom större upphandlingar och enklare elanslutning. Placering av trans-formatorn i maskinhuset för att förbilliga nätanslutningen har föreslagits av flera

vind-kraftleverantörer. Detta ger även bättre möjlighet till rationellt underhåll, vilket också medverkar till lägre elproduktionskostnader. Detta motverkas dock något av att vind-kraftverk i närheten av varandra påverkar varandra så att den sammanlagda verknings-graden sjunker vid placering i grupp. I en underbilaga till Vindkraftutredningen [60]

uppskattade Vattenfall reduktionen till i genomsnitt 2– 8 % lägre energiproduktion beroende på gruppform än om vindkraftverken i gruppen hade placerats var för sig på land. Lägst påverkan fås om alla vindkraftverk kan placeras i rad mot den dominerande vindriktningen.

Den tekniska utvecklingen och tillverkning i långa serier har under den senaste 10-årsperioden inneburit stora kostnadsminskningar. En fortsättning av denna trend , men med viss avmattning, kan förväntas. De flesta bedömningar om framtida kostnader som gjorts bygger på en tillämpning av teorierna bakom ”Learning Curve Theory”, som bygger på historiska analyser av kostnadsförändringar. Resultatet av analyserna redovi-sas bland annat i form av en faktor ”Progress Ratio” (PR). Faktorn beskriver den kost-nadsförändring som uppstår när den installerade mängden vindkraftverk fördubblas.

I olika studier anges PR-faktorn generellt till mellan 0,85 [65] och 0,96 [64] beroende på vilka antaganden som ingått i analysen. I PR-faktorn 0.85 ingår t.ex. både kapital-kostnadsreduktioner och utnyttjandet av bättre vindförhållanden. I faktorn 0,96 ingår endast förändringar av investeringskostnaden och ingen hänsyn är tagen till teknikge-nombrott eller uppförande av vindkraftverk på platser med högre vindenergi. Om hän-syn tas till att utvecklingen av vindkraft även omfattar teknikgenombrott sjunker fak-torn till ca 0,92[64].

Figur 3.1 Produktionskostnad som funktion av installerad effekt (PR-faktor 0,92).

I figur 3.1 redovisas hur produktionskostnaden förändras med PR-faktor 0.92 och de förutsättningar som anges i tabell 3.1 och 3.2 samt en avskrivningstid på 20 år med kalkylränta 4 %.

Vilken nivå som kan antas gälla år 2010 har bland annat bedömts av BTM Consult (oktober 1998). Studien är gjord för organisationen ”Forum for Energy & Develop-ment (FED)” och beskriver utvecklingen i 2 scenarier. Totalt förväntas den i världen installerade kapaciteten öka till drygt 140 000 respektive 180 000 MW år 2010

bero-0 0,1 0,2 0,3 0,4

0 50 100 150 200 250 300 350

Ackumulerad effekt (GW)

kr/kWh

Läge 2800 drifttimmar Läge 2100 drifttimmar

ende på vilket antagande som används. Detta kan jämföras med nivån 9 800 MW som var den totalt installerade effekten vid början av år 1999.

En totalt installerad effekt motsvarande 140 000 MW år 2010 motsvarar en utbygg-nadstakt på ca 25 % per år vilket är ca 1 % högre än vad som varit fallet fram till 1998, men lägre än utvecklingen i år (25 % fram till september 1999).

Med denna utbyggnad kan ur diagrammet ovan kan att produktionskostnadsreduktio-nen förväntas bli mellan 20 – 25 % för respektive utnyttjningstid 2100 tim/år och 2800 tim/år.

I EUs studie [26] anges att kapitalkostnaden år 2020 bör uppgå till mellan 50 och 75 % av dagens kostnader, vilket till år 2010 motsvarar en reduktion med ca 15–30 %. En fransk rapport [66] redovisar en reduktion av investeringskostnaden till år 2010 på ca 27–30 %. Generella danska bedömningar av hur de totala produktionskostnaderna utvecklas är dock i regel lägre, 15-25 % till år 2010 [67]. En förklaring till detta är att hänsyn tagits till ökad storlek, d.v.s. ökad höjd, samt att sämre lägen i Europa och världen utnyttjas. Detta drar ned produktionen och därmed ökar produktionskostna-den i förhållande till våra antaganproduktionskostna-den (tabell 3.3).

Utifrån varierande uppskattningar från olika referenser är en samlad bedömning att elproduktionskostnaden, vid en utbyggnadstakt i den storleksordning som redovisas ovan, reduceras med 15–35 % till år 2010.

I tabell 3.3 redovisas den totala investeringskostnaden. Spannets nedre del motsvarar ca 25 % reduktion av investeringen för dagens 600 kW-aggregat medan den övre delen av spannet förväntas gälla för större anläggningar (3 MW). Kostnader för vindkraft till havs är svårbedömbart, eftersom underlag och erfarenheter för sådana bedömningar ännu ej finns tillgängliga, men en grov uppskattning är att investeringskostnaden blir 50 % högre än för ett motsvarande landförlagt aggregat.

Investeringskostnad (kr/kW) vid landförläggning 6 500 – 9 400 Investeringskostnad (kr/kW) vid havsförläggning 10 000 – 15 000

Tabell 3.3 Uppskattning av kostnader för vindkraftverk år 2010.

Drift- och underhållskostnaden, angiven som en procentuell andel av vindkraftverkets totala investeringskostnad i tabell 3.2, är baserad på danska erfarenheter av 600 kW vindkraftverk och avser maskinens hela tekniska livslängd. Kostnaden utgörs till största delen av en fast kostnad som bara förändras till viss del med aggregatstorleken. Man kan därför anta att kostnaden för de större vindkraftverken kommer att bli lägre än för de mindre storlekarna. Vidare kan man förvänta sig högre kostnader vid havsförlägg-ning än ett landläge.

Vindkraftverken producerar endast el när det finns tillgång till vind, vilket inte säkert sammanfaller med elbehovet. Detta innebär att det måste finnas tillgång till andra produktionsresurser för att balansera förbrukningen av el med tillgången. I Sverige finns bra möjligheter för balansreglering genom vattenkraften. Kostnaderna för balan-seringen ökar vid en kraftig utbyggnad av vindkraft och minskar värdet av vindkraft-producerad el. Det finns för närvarande inga tillgängliga aktuella bedömningar av hur

stora balanskostnaderna blir, varför vi i denna utredning valt att ej räkna med sådana kostnader.

3.7.5 Kritiska komponenter

I jakten på lägre kostnader är uppskalningen till större aggregatstorlekar det viktigaste målet. Erfarenheterna har visat att uppskalning, inte bara i vindkraftsammanhang, kan vålla mer problem än vad som kunde förutses. För etablering till havs krävs även vidare utveckling av fundament eller andra metoder för förankring.

Andra faktorer än tekniken är kanske mer betydelsefulla för utvecklingen av vindkraf-ten såsom acceptansfrågor samt plan- och miljöfrågor.