Livscykelkostnader för vindkraft – En jämförelse av fallstudier

Livscykelkostnader för vindkraft – En jämförelse av fallstudier

Life cycle costs for wind power – A comparison of case studies

Författare: Anders Svensson &

Martin Sjölander

Handledare företag: Lennart Tyrberg, Energikontor sydost

Handledare LNU: Björn Zethraeus &

Anna Glarner

Examinator: Ulrika Welander

Organisation/ Organization Författare/Authors Linnéuniversitetet Anders Svensson Institutionen för teknik Martin Sjölander Linnaeus University

School of Engineering

Dokumenttyp/Type of Document Handledare/tutor Examinator/examiner Examensarbete/Diploma Work Björn Zethraeus Ulrika Welander Anna Glarner

Titel och undertitel/Title and subtitle

Livscykelkostnader för vindkraft – En jämförelse av fallstudier Life cycle costs for wind power – A comparison of case studies Abstrakt

I denna rapport har det utförts två fallstudier från två olika vindkraftsanläggningar och med hjälp av en utarbetad modell har livscykelkostnaderna jämförts för de två fallstudierna.

Resultatet visade att livscykelkostnaden per producerad kWh sjunker allteftersom den installerade effekten blir högre.

Kostnadsmodellen som utarbetats och tillämpats för resultaten har visat sig ha hög verifierbarhet då resultaten har varit jämförbara med litterära studier.

Nyckelord: Livscykelkostnad, Livscykelkostnadsmodell, Vindkraftverk, Vindkraftsanläggning, Investeringskostnad, Drift och underhåll

Abstract (in English)

In this report, conducted two case studies from two wind farms and using an elaborate model, life cycle costs compared to the two case studies.

The results showed that the lifecycle cost per kWh decreases as the installed power increases.

Cost model as developed and applied to generate the reported results have been generated in the results that are comparable to literary studies.

Key Words: LCC, Life Cycle Cost, Life Cycle Cost Model, Wind Turbines, Wind Farm, investment cost, operation and maintenance

Utgivningsår/Year of issue Språk/Language Antal sidor/Number of pages 2012 Svenska/Swedish 60

Internet http://www.lnu.se

Sammanfattning

Syftet med examensarbetet var att utföra livscykelkostnadsanalyser för två befintliga vindkraftsanläggningar och jämföra kostnaderna. För att beräkna livscykelkostnaderna utarbetades en generell modell som är tillämpad för att räkna ut en vindkraftanläggnings livscykelkostnader. För kartläggning av kostnader och insamling av data gjordes bland annat fallstudier av två vindkraftanläggningar. Fallstudie ett gjordes för en anläggning innehållande ett Enercon E53 och fallstudie två ett Vestas V90. Jämförelsen av de två anläggningarnas livscykelkostnader visar att kostnaden per installerad effekt sjunker med ökad installerad effekt. Resultatet visar även att kostnaden för att producera en kWh är 44 % lägre för den anläggningen som studerades i fallstudie två.

De två i särklass största kostnadsbidragarna under livscykeln fastställdes till verkets investeringskostnad och kostnaden för drift och underhåll.

Känslighetsanalyser har genomförts för dessa två kostnadsposter och de pekar bland annat mot att kostnaden för drift och underhåll måste höjas markant för att en investering i ett vindkraftverk inte ska bli lönsamt.

Kostnadsmodellen som har använts för att frambringa resultaten har visat sig vara ett nyttigt verktyg för att skaffa sig en uppfattning om hur förändringar av olika kostnader påverkar slutresultatet ur ett livscykelkostnadsperspektiv.

Summary

The purpose of this study was to perform a life cycle cost analyzes (LCCA) for two existing wind farms and compare the upcoming life cycle costs. To calculate the life cycle cost a general model was developed that is applied to calculate a LCC for a wind power plant. For identification of costs and data collection was done including case studies of two wind power plants. Case study one was for a plant containing an Enercon E53 and case study two one Vestas V90. The comparison of the LCC for two plants shows that the cost per installed power decreases with increased installed power. The results also show that the cost of producing one kWh is 44% lower for the plant that was studied in case study two.

By far the two largest cost contributors in the life cycle were determined to plant investment cost and cost of operation and maintenance. Sensitivity analyzes have been conducted for these two cost items and they´re showing that the cost of operation and maintenance must be increased significantly to an investment in a wind turbine will not be profitable.

The cost model used to generate the results have proved to be a useful tool to get an idea of how changes in various costs affect the final results from a lifecycle cost perspective.

Abstract

I denna rapport har det utförts två fallstudier från två olika vindkraftsanläggningar och med hjälp av en utarbetad modell har livscykelkostnaderna jämförts för de två fallstudierna.

Resultatet visade att livscykelkostnaden per producerad kWh sjunker allteftersom den installerade effekten blir högre.

Kostnadsmodellen som utarbetats och tillämpats för resultaten har visat sig ha hög verifierbarhet då resultaten har varit jämförbara med litterära studier.

Nyckelord: Livscykelkostnad, Livscykelkostnadsmodell, Vindkraftverk, Vindkraftsanläggning, Investeringskostnad, Drift och underhåll.

Abstract (English)

In this report, conducted two case studies from two wind farms and using an elaborate model, life cycle costs compared to the two case studies.

The results showed that the lifecycle cost per kWh decreases as the installed power increases.

Cost model as developed and applied to generate the reported results have been generated in the results that are comparable to literary studies.

Keywords: LCC, Life Cycle Cost, Life Cycle Cost Model, Wind Turbines, Wind Farm, investment cost, operation and maintenance.

Förord

Att se till hela livscykelkostnaden på en produkt har blivit en populär metod att jämföra kostnader mellan olika produkter. Vi har båda två ett personligt intresse för vindkraftverk och samtidigt hade Energikontor sydost ett önskemål om att utföra en studie som jämför livscykelkostnader på olika vindkraftsanläggningar.

Vi hade fria tyglar och har under arbetets gång fått vinkla arbetet utefter egna tankar och idéer.

Vi vill rikta ett speciellt tack till våra handledare på universitetet Anna Glarner och Björn Zethraeus.

Vidare vill vi tacka Lennart Tyrberg och Energikontor sydost för att vi fick chansen att studera ett intressant och aktuellt område.

Slutligen ett tack till de personer som ställde upp i de intervjuer som fallstudierna grundar sig på.

Anders Svensson Martin Sjölander

Växjö 31 maj 2012

Innehållsförteckning

1. Introduktion _________________________________________________________ 1

1.1 Bakgrund _______________________________________________________________ 1 1.2 Syfte ___________________________________________________________________ 2 1.3 Huvudmål _______________________________________________________________ 2 1.4 Delmål _________________________________________________________________ 2 1.5 Avgränsningar ___________________________________________________________ 2 2. Ekonomisk teori ______________________________________________________ 3

2.1 Vad är en livscykelkostnadsanalys? ___________________________________________ 3 2.2 Livscykelkostnader _______________________________________________________ 3 2.2.1 Investeringskostnad ____________________________________________________ 3 2.2.2 Drift- och underhållskostnad _____________________________________________ 3 2.2.3 Projekteringskostnad ___________________________________________________ 4 2.2.4 Avvecklingskostnader __________________________________________________ 4 2.2.5 Avskrivningar ________________________________________________________ 4 2.2.6 Nuvärdesberäkningar___________________________________________________ 5 2.2.7 Externa faktorer _______________________________________________________ 5 2.3 Hur görs en livscykelkostnadsanalys? _________________________________________ 6 2.3.1 Kostnadsfördelningsstruktur _____________________________________________ 7 2.3.2 Känslighetsanalys _____________________________________________________ 7 2.4 Vad blir resultatet av en livscykelkostnadsanalys? _______________________________ 8 3. Metod ______________________________________________________________ 9

3.1 Ekonomisk teoribyggnad ___________________________________________________ 9 3.2 Datainsamling __________________________________________________________ 10

4. Vindkraftsteori ______________________________________________________ 15

4.1 Vindkraftens historia och utveckling _________________________________________ 15 4.2 Olika typer av vindkraftverk _______________________________________________ 15 4.3 Vindkraftverkets komponenter _____________________________________________ 17 4.3.1 Fundament __________________________________________________________ 17 4.3.2 Torn _______________________________________________________________ 18 4.3.3 Maskinhus __________________________________________________________ 18 4.3.4 Generator ___________________________________________________________ 18 4.3.5 Rotor ______________________________________________________________ 19 4.3.6 Växellåda ___________________________________________________________ 19 4.4 Luftens rörelse __________________________________________________________ 19 4.4.1 Råhetsklasser ________________________________________________________ 20 4.4.2 Betz verkningsgrad och turbulens orsakat av turbinen ________________________ 21 4.4.3 Momentkrafter från vinden _____________________________________________ 23 4.4.4 Vindsituation i Sverige ________________________________________________ 24 4.5 Drift och underhåll _______________________________________________________ 25 4.5.1 Förebyggande underhåll _______________________________________________ 27 4.5.2 Avhjälpande underhåll ________________________________________________ 29 4.5.3 Serviceavtal _________________________________________________________ 29 4.6 Vindkraft i Sverige _______________________________________________________ 30 5. Genomförande ______________________________________________________ 32

5.1.1 Projektering _________________________________________________________ 33 5.1.2 Investering och installation _____________________________________________ 34 5.1.3 Drift och underhåll ___________________________________________________ 36 5.1.4 Driftstopp __________________________________________________________ 37 5.1.5 Avveckling _________________________________________________________ 38 5.1.6 Övriga kostnader _____________________________________________________ 40

5.2 Utbyten av äldre vindkraftverk _____________________________________________ 40 5.3 Då verken blir större och effektivare _________________________________________ 41 5.4 Datainsamling __________________________________________________________ 41 6. Resultat och analys __________________________________________________ 43

6.1 Fallstudier _____________________________________________________________ 43 6.1.1 Fallstudie 1 _________________________________________________________ 43 6.1.1.1 Känslighetsanalys ___________________________________________________ 44 6.1.2 Fallstudie 2 ___________________________________________________________ 44 6.1.2.1 Känslighetsanalys ___________________________________________________ 46 6.1.3 Resultat av fallstudier _________________________________________________ 47 6.2 Besvara delmål 1 ________________________________________________________ 48 6.2.1 Känslighetsanalys ____________________________________________________ 50 6.3 Besvara delmål 2 ________________________________________________________ 50 7. Diskussion och slutsatser ______________________________________________ 53

7.1 Fallstudier _____________________________________________________________ 53 7.2 Delmål 1 ____________________________________________________________ 54 7.3 Delmål 2 ____________________________________________________________ 55 7.4 Slutdiskussion __________________________________________________________ 55 7.5 Förslag på fortsatta studier och modellutveckling _______________________________ 55 8. Referenser __________________________________________________________ 57 9. Appendix ___________________________________________________________ 60

Tabellförteckning

Tabell 4.4.1 – Råhetsklasser ______________________________________________ 21 Tabell 4.6 – Vindkraft i Sverige ___________________________________________ 31 Tabell 5 – Färgkoder för modellen _________________________________________ 32 Tabell 5.1.5 – Intäkter oc kostnader vid avveckling ____________________________ 39 Tabell 5.4.1 – Sammanfattning av tekniska specifikationer ______________________ 42 Tabell 5.4.2 – Sammanfattning av ekonomiska information ______________________ 42 Tabell 6.1.1- Resultat för fallastudie ett ______________________________________ 43 Tabell 6.1.2a – Resultat av fallstudie två _____________________________________ 45 Tabell 6.1.2b – Kostnadsfördelning för fallstudie två ___________________________ 46 Tabell 6.2a – Jämförelse mellan äldre och nyare vindkraftverk ___________________ 49 Tabell 6.2b – Livscykelkostnad referensobjekt ett och fallstudie två _______________ 49 Tabell 6.3a – Jämförelse prestanda fallstudie ett och referensobjekt två ____________ 50 Tabell 6.3b – Sammanställda kostnader för fallstudie ett och referensobjekt två ______ 51

Figurförteckning

Figur 4.2a – Vertikalaxlade vindkraftverk ____________________________________ 15 Figur 4.2b – Horisontalaxlat vindkraftverk ___________________________________ 16 Figur 4.3 – Vindkraftverkets komponenter ___________________________________ 17 Figur 4.4.1 – Vindens förändring vid ökad markråhet ___________________________ 20 Figur 4.2.2.1 – Vindvak bakom vindkraftverk ________________________________ 22 Figur 4.2.2.2 – Turbulens i en vindfarm _____________________________________ 23 Figur 4.4.3.1 – Krafter på rotorbladet _______________________________________ 24 Figur 4.4.4 – Medelvindhastigheter i Sverige _________________________________ 25 Figur 4.5 – Undergrupper till underhåll ______________________________________ 26 Figur 4.5.1 – Undergrupper för förebyggande underhåll ________________________ 27 Figur 5 – Allmän information för modellen __________________________________ 32 Figur 5.1 - Kostnadsstrukturfördelning ______________________________________ 33 Figur 5.1.1.1 - Projekteringskostnader _______________________________________ 34 Figur 5.1.2.5 – Installations- och investeringskostnader _________________________ 36 Figur 5.1.3.3 – Kostnader för serviceavtal ____________________________________ 37 Figur 5.1.4.1 - Tillgänglighet ______________________________________________ 38 Figur 5.1.5.1 - Avvecklingskostnader _______________________________________ 39 Figur 5.1.6.1 – Övriga kostnader ___________________________________________ 40 Figur 6.1.1.1 – Känslighetsanalys fallstudie ett ________________________________ 44 Figur 6.1.2.1 – Känslighetsanalys fallstudie två _______________________________ 47 Figur 6.1.3 – Resultat av fallstudier _________________________________________ 48 Figur 6.3 – Kostnadsskillnader större och mindre vindkraftverk __________________ 51

1. Introduktion

1.1 Bakgrund

Sveriges nationella planeringsmål för vindkraft år 2020, antaget av Sveriges riksdag är att uppnå en elproduktion på 30 TWh per år. Detta kan jämföras med elproduktionen år 2011 från vindkraft på 6,1 TWh. För att nå detta mål behöver antalet vindkraftverk öka från cirka 900 upp till 3000-5000 stycken beroende på position och effekt för de kommande vindkraftverken.

(Energimyndigheten, 2012)

Den i särklass största faktorn som påverkar vindkraften är vinden i sig, om det blåser eller inte. Solen värmer upp jorden och luften vilket får luftmassor att röra på sig och skapa vinden som då är en indirekt form av solenergi.

Vindhastigheten påverkar den effekt per kvadratmeter luften kommer innehålla med en exponent på tre, det vill säga om vindhastigheten fördubblas blir effekten åtta gånger större. (Hau, 2006)

Att investera i ett vindkraftverk innebär en stor investering för de kommande ägarna. Det kan därför vara av stort intresse att kartlägga och skaffa sig en uppfattning av alla de kostnader som kommer att uppstå under

vindkraftverkets livstid.

Livscykelkostnad eller life cycle cost (LCC) är en metod för att

sammanställa samtliga kostnader som uppstår under en produkts livstid. Den ger en bild av hur mycket produkten kommer kosta totalt för ägaren.

Verktyget gör det möjligt att undersöka två eller flera olika investeringar och därmed ge en grund för vilken investering som är lämpligast för det

specifika fallet. Den sammanlagda kostnaden innefattar alltså anskaffning, installation, underhåll, energi, miljö, operativa kostnader samt kostnader för avveckling och demontering. (Dhillon, 1989)

I takt med att vindkraftstillverkare konstruerar vindkraftverk som är effektivare och som har högre effekt än tidigare, står de vindkraftverk som installerades för ett antal år sedan och producerar elektricitet med en lägre effektivitet och effekt och därför kanske, till en högre kostnad än de

nykonstruerade. Detta medför att det kan finnas ett intresse i att byta ut äldre vindkraftverk mot nya effektivare verk.

För att på ett säkert sätt kunna avgöra och jämföra kostnaderna mellan två vindkraftverk krävs att samma metod används för båda fallen.

Livscykelkostnadsanalys är en grundlig och erkänd metod som kan anpassas för många olika fall och även dess omfattning kan anpassas. Kostnaderna för en livscykel kan variera trots att produkterna liknar varandra. Därför är det viktigt att kartlägga alla kostnader då investeringskostnaden inte alltid är den kostnad som avgör vilken produkt som är billigast i längden.

1.2 Syfte

Syftet med examensarbetet var att utföra livscykelkostnadsanalyser för två befintliga vindkraftsanläggningar och jämföra kostnaderna. Syftet var även att undersöka och diskutera viktiga faktorer som påverkar

livscykelkostnadsanalysen.

1.3 Huvudmål

Huvudmålet med examensarbetet var att utforma en generell modell som kan beräkna en vindkraftsanläggnings livscykelkostnad.

1.4 Delmål

1. Ur ett livscykelkostnadsperspektiv undersöka och diskutera om det är motiverat att ersätta ett äldre men fungerande vindkraftverk mot ett nytt och mer effektivt vindkraftverk.

2. Redovisa och diskutera hur ekonomin påverkas ur ett generellt livscykelkostnadsperspektiv då vindkraftsanläggningar blir större, högre och mer effektiva.

1.5 Avgränsningar

Livscykelkostnadsanalysen utformas ur verksamhetsutövarens perspektiv.

Med verksamhetsutövaren menas även ägaren.

Rapporten behandlar landbaserad vindkraft.

Påverkande faktorer som politiska ekonomiska styrmedel bidrar till kommer inte att utredas i stor omfattning.

Rapporten behandlar inte kostnader som uppkommer i samband med elhandelsbolag. Avgränsningarna har gjorts i samråd med energikontor sydost och tillgängliga handledare på Linnéuniversitetet i Växjö.

2. Ekonomisk teori

Detta kapitel berör den ekonomiska teori som krävs för en livscykelkostnadsanalys.

2.1 Vad är en livscykelkostnadsanalys?

Enligt Dhillon (1989) är en livscykelkostnad de samlade kostnaderna för ett objekts livstid. Den allmänna definitionen av en livscykelkostnad enligt Blanchard (1998) är alla de kostnader som uppstår i samband med en produkts eller ett systems livscykel.

En livscykelkostnadsanalys syftar till att analysera, fastställa och

sammanställa en produkts eller systems livscykelkostnader. (Blanchard, 1998)

Enligt Sveriges Mekanförbund (1984) definieras livscykelkostnad som en kostnadsmodell för att återspegla den totala kostnaden för en produkt eller ett system sett ur användarens eller kundens synpunkt.

2.2 Livscykelkostnader

Livscykelkostnader kan delas upp i fyra delar som är forskning och utveckling, produktion och konstruktion, drift och underhåll samt

avveckling och utfasning (Blanchard, 1998). Ur kundens eller användarens synpunkt kan kostnaderna för forskning, utveckling, produktion och konstruktion ses som en sammanställd kostnad och kommer då att ingå i investeringskostnaden (Sveriges Mekanförbund, 1984).

2.2.1 Investeringskostnad

För att köpa och äga någon form av produktionsanläggning krävs det att man som juridisk eller fysisk person gör en kapitalinsats. En investering förväntas leda till en framtida avkastning.

Investeringar som görs i fysiska tillgångar är reala investeringar som exempelvis omfattar maskiner, byggnader, infrastruktur och därmed vindkraftverk.

2.2.2 Drift- och underhållskostnad

Drift och underhåll är den tillsyn och de åtgärder som utförs på en teknisk anläggning för att upprätthålla bästa driftsäkerhet och energieffektivitet under hela dess livslängd.

Drift- och underhållskostnaderna för en anläggning omfattar de debiterade åtgärder som utförs för att upprätthålla anläggningens funktion på bästa sätt.

2.2.2.1 Direkta och indirekta kostnader för drift och underhåll

En direkt kostnad kan direkt hänföras till en bestämd produkt eller

tjänst(kostnadsbärare). De direkta kostnaderna för drift och underhåll för en anläggning kan vara kostnad för att upprätthålla garanterad tillgänglighet, reservdelar (material), mantimmar och övervakning. En direkt kostnad kan vara både rörlig och fast.

En indirekt kostnad är en kostnad som inte direkt kan kopplas till en bestämd kostnadsbärare. De indirekta kostnaderna för en process kan vara produktionstopp som inte omfattas i ett eventuellt serviceavtal och att

processens totala effektivitet minskar då tillstånd och funktion försämras hos komponenterna. Sammanfattningsvis är de, tillämpade indirekta kostnaderna för en process, de kostnader uppkommer då produktiviteten sjunker.

(Hagberg & Henriksson, 2010)

2.2.3 Projekteringskostnad

Projekteringskostnaden omfattar kostnader för planering vilket innebär projektörens arbetstid, avgifter för bygglov, ränta under byggnadstid och andra kostnader i samband med planeringen. Projekteringen inkluderar även vindmätningar, markupplåtelse och upphandling. Projekteringskostnaden kan variera kraftigt beroende på tidsåtgång för aktuellt projekt. (Wizelius 2003).

Viktigt att vara medveten om är att projekteringsprocessen är en

långsamtgående process med ett signifikant antal arbetstimmar, vilket kan komma att ge ekonomiska påföljder i form av ökad projekteringskostnad.

2.2.4 Avvecklingskostnader

Då en produktionsanläggning tjänat ut sin ekonomiska och/eller tekniska livslängd tillkommer kostnader för avveckling. Avvecklingskostnaden innefattar kostnader för nedmontering, borforsling, återställande av plats och återvinning. (Energimyndigheten, Consortis, Svensk vindkraft och Svensk vindkraftförening, 2009)

2.2.5 Avskrivningar

Enligt Skärvad & Olsson (2011) är avskrivningar kostnader för förbrukning

för hur mycket ett företag kan hämta ut i vinst. (Nationalencyklopedin, 2012)

Den enklaste metoden för att beräkna avskrivningar på är att använda en linjär avskrivning. Det innebär att storleken på avskrivningen är lika stor under hela den ekonomiska livslängden. Det eventuella restvärdet

subtraheras från investeringskostnaden och därefter divideras kostnaden med den ekonomiska livslängden för att få hur mycket som ska avskrivas per år.

2.2.6 Nuvärdesberäkningar

Vid nuvärdesberäkningar kan flera olika metoder tillämpas.

Nuvärdesmetoden är en metod för att beräkna värdet av en kostnad i framtiden, kostnaden räknas ut med hjälp av en kalkylränta. Metoden kan tillämpas till enstaka kostnader som uppstår men också för årligt

återkommande kostnader. Detta ger upphov till två ekvationer för vartdera fallet. Ekvation 1 visar hur nuvärdet för en enstaka kostnad i framtiden räknas ut till ett nuvärde. (Skärvad & Olsson, 2008)

Ekvation 1 – Nuvärdesberäkning för enstaka kostnad

NV = Nuvärdet U = Kostnad k = Kalkylränta

n = Ekonomisk livslängd

För att kunna räkna ut nuvärdet för årligt återkommande kostnad kan inte föregående ekvation tillämpas, det krävs då ytterligare en ekvation för att beräkna detta, se ekvation 2.

Ekvation 2 – Nuvärdet för årligt återkommande kostnader

2.2.7 Externa faktorer

Det finns flera faktorer som påverkar ekonomiska intressen utöver investerings- och underhållskostnader ur ett livscykelkostnadsperspektiv.

Dessa yttre faktorer är sådana som många gånger påverkar investeringar och tillgångar indirekt.

2.2.7.1 Inflation

Inflation eller sjunkande penningvärde kan orsaka två olika problem vid traditionell redovisning. För det första kan såkallade skenvinster skapas på grund av att intäkter från en period jämförs med utgifter från en tidigare period. För det andra kan ett företag göra reala vinster på grund av att skuldernas reala värde minskar, detta för att det nominella beloppet förblir oförändrat. (Skärvad & Olsson, 2011)

2.2.7.2 Skatter, avgifter och bidrag

Produktionsanläggningar beskattas med diverse skatter såsom

fastighetsskatt, försäljning av elektricitet, försäljning och uttagsskatt för vindkraftskooperativ. Avgifter utfärdade på kommunal nivå förekommer i form av bland annat miljöavgifter, avgiften är för miljökontroller av utsläpp för produktionsanläggningar.

2.2.7.4 Räntor

Ränta kan ses som priset för ett lån eller kredit alternativt kan ränta ses ur den som lånar ut pengarnas perspektiv som avkastning på den summa som lånats ut. Räntan blir då en avgift för låntagaren för att denne lånar pengar och beloppet som betalas tillbaka är större än den summa som lånats ut.

Räntans storlek bestäms utav flertalet variabler så som antagen kommande inflation, andra länders räntesituation, den konjunktur som råder och den penningpolitik som förs i det aktuella landet. (Nationalencyklopedin, 2012) 2.2.7.5 Växelkurs

Många produkter som säljs nya på marknaden idag handlas med euro vilket påverkar handeln i Sverige. Beroende på kronans värde gentemot euron kommer investeringskostnaden variera och investeringens lönsamhet kan då komma att påverkas till följd av kronans värdeförändring.

Valutaterminer används många gånger när företag i Sverige handlar med företag utomlands med annan valuta. En valutatermin är ett avtal mellan den som ska göra en investering och en bank där de båda parterna kommer överens om vilken kurs den utländska valutan kommer att ha för värde om till exempel sex månader. Detta gör att en budget kan göras mer exakt och är inte beroende av valutans kurs i framtiden. Med valutaterminen tillkommer en avgift som banken tar för att kunna garantera kursens värde. (Swedbank, 2012)

1. Definiera systemkrav

2. Beskriv systemets livscykellängd och identifiera verksamheten i varje fas

3. Utveckla en kostnadsfördelningsstruktur 4. Identifiera krav för indata

5. Fastställa kostnaderna för varje kategori i kostnadsfördelningsstrukturen 6. Välj en kostnadsmodell för analys och utvärdering

7. Utveckla en kostnadsprofil och – sammanfattning

8. Identifiera högkostnadsbidragare och identifiera förhållanden mellan orsaker och verkan

9. Genomföra en känslighetsanalys

10. Konstruera ett Paretodiagram och identifiera prioriteringar för problemlösning

11. Identifiera genomförbara alternativ för designutvärdering 12. Utvärdera möjliga alternativ och välj önskat tillvägagångssätt

(Blanchard, 1998)

2.3.1 Kostnadsfördelningsstruktur

Kostnadsfördelningsstruktur eller CBS (costbreakdown structure) som det heter på engelska är en metod som ska ge en bild av alla kostnadskategorier som tillsammans bildar den totala kostnaden för produkten, det kan till exempel vara ett kostnadsträd. I en livscykelkostnadsanalys används kostnadsfördelningsstrukturer då syftet med dessa är att täcka kommande aktiviteter och associerade kostnader. Det finns inget fasställt

tillvägagångssätt för hur en kostnadsfördelningsstruktur ska se ut så länge metoden kan implementeras för den specifika situationen. (Blanchard, 1998) När en kostnadsfördelningsstruktur konstrueras ska alla kostnadselement för produktens livstid behandlas. Kostnadskategorier kan vara en funktion, aktivitet eller större komponenter. Strukturen kan ställas upp på sådant vis att den som gör kostnadsfördelningen kan inrikta sig mot ett särskilt område.

(Blanchard, 1998)

2.3.2 Känslighetsanalys

Inom ramen för en livscykelkostnadsanalys kan med fördel även de kostnader som påverkar lönsamheten kartläggas. Alla andra faktorer kan ignoreras och hållas konstanta inför känslighetsanalysen. Genom att beräkna den variation som krävs för att lönsamheten ska bli negativ ges ett mått på hur känslig investeringen blir för den enskilda faktorn. När variationen är uträknad kan denna jämföras med ett eventuellt verkligt scenario om det är möjligt att variationen kan bli så hög som beräknat. Ett sådant scenario kan även kallas worst case scenario eller värsta möjliga scenario. En bedömning kan då göras för hur stor påverkan den aktuella faktorn har för investeringen.

(Hagberg & Henriksson, 1996)

2.4 Vad blir resultatet av en livscykelkostnadsanalys?

Livscykelkostnadsanalyser skiljer sig ofta från varandra och är sällan identiska, dock ger alltid analysen en uppfattning om vilket av de alternativ som granskats som passar bäst. Med livscykelkostnadsanalysen kan olika alternativ inför en investering jämföras genom att kostnader identifieras och kategoriseras. Detta medför att samma kostnader identifieras för flera alternativ och på så sätt blir enkelt att jämföra. Resultatet blir då en totalkostnad för produkten under hela dess livslängd.

3. Metod

Här presenteras den metod som använts för på ett logiskt sätt angripa problemet och arbeta sig fram till ett resultat på uppsatta mål.

3.1 Ekonomisk teoribyggnad

Det primära önskemålet från uppdragsgivaren Energikontor sydost var att göra en livscykelkostnadsanalys på valfri vindkraftsanläggning. Efter påbyggnad omformulerades målen enligt kapitel 1.2–1.4.

För att uppfylla rapportens syfte och uppsatta mål skulle det finnas en solid teoretisk grund som studien kan byggas på. Eftersom målen behövde en tillämpad ekonomisk teori för att uppnås studerades och avgränsades den allmänna ekonomiska teoriramen. Hela det ekonomiska teoribygget gav rapporten en stark grund att stå på och kunde sedan resultera i relevant datainsamling som sedan kom att användas till att bygga en generell livscykelkostnadsmodell för en vindkraftsanläggning.

Prioriteringen kom att ligga kring den ekonomiska teorin som på något sätt var kopplad till en livscykelkostnadsanalys. En livscykelkostnadsanalys är ett erkänt verktyg som ger en god överblick och kartläggning över en produkts livscykelkostnader. Med hjälp av en livscykelkostnadsanalys kan två eller flera produkters kostnader jämföras vilket var ett krav för att uppfylla de uppsatta målen. Litteraturstudier kring frågorna vad, hur och varför en livscykelkostnadsanalys gjordes genom vetenskaplig litteratur från utvalda källor. Urvalet av litteratur gjordes på egen hand och i samråd med handledare Anna Glarner¹. Eftersom uppdraget var begränsat till

livscykelkostnadsanalyser utreddes inte ytterligare ekonomiska modeller.

Det som var av betydelse är hur kostnadsmodellen gjordes och vilka specifika delar som bedömdes vara relevanta att ta med i den ekonomiska livscykelkostnadsanalysen. Eftersom vindkraftverksanläggningar innebär en stor och långsiktig ekonomisk investering skulle därför faktorer som ränta och inflation vara signifikanta och togs hänsyn till som en kalkylränta i livscykelkostnadsmodellen. Inköpen av vindkraftverk tenderade att göras i valutan Euro och kommer därför att vara en viktig faktor att ta hänsyn till vid köp.

För att bestämma en vindkraftsanläggnings livscykelkostnad behövdes kartläggning av alla specifika kostnader som uppkommer under dess livslängd. Kartläggningen av de specifika kostnaderna krävde solida

1 Anna Glarner universitetsadjunkt systemekonomi Linnéuniversitetet Växjö. Personlig intervju den 23 mars 2012.

referenser med god inblick i hur verkligheten kan kopplas till teorin. Första litteraturstudien blev Tore Wizelius allomfattande bok Vindkraft i teori och praktik (2003) som kartlägger alla de kostnader som uppkommer under en anläggnings livstid, dvs. från anskaffning till avveckling. Ett väl motiverat val eftersom det gav en bra förberedelse inför kommande datainsamling.

De kartlagda kostnaderna studerades senare i detalj ur en ekonomisk synvinkel och avgränsades för att överensstämma med en

vindkraftsanläggning. Utformningen av kostnadsträdet gav en god överblick i över vilka kostnadsposter som behövde studeras ytterligare. För att validera kostnadsträdet ställdes följande frågor:

 Existerar de givna kostnaderna?

 Ingår de angivna aktiviteterna i generella vindkraftprojekt?

Utöver kostnadsposterna kartlades de externa faktorer som kan påverka de specifika kostnaderna och därmed resultatet på en vindkraftsanläggnings livscykelkostnad. Den första kartläggningen av möjliga externa faktorer gjordes under ett handledarmöte med Anna Glarner. Slutlig kartläggning, avgränsning och teoretisk beskrivning av externa faktorer gjordes med hjälp av utvald vetenskaplig litteratur. Avgränsningen gjordes med hänsyn till vilka faktorer som sannolikt skulle påverka resultatet och i vilken

omfattning. De mindre viktiga faktorerna kunde därför lämnas åt sidan utan att utredas närmre.

3.2 Datainsamling

För en uppfattning om hur två verkliga anläggningars livscykelkostnader såg ut behövdes två noggrant utförda fallstudier. Förfrågningsunderlaget i de två olika fallstudierna var identiskt uppbyggda och genomförandet av

intervjuerna genomfördes med samma datainsamlingsmetod, nämligen personliga intervjuer. Fallstudien har tagits fram av Energikontor sydost.

Den bedöms ha en bra utformning och innehålla relevanta frågeställningar enligt Lennart Tyrberg². Vidare sågs också att respondenterna Harald Säll³ och Börje Göransson⁴ som deltog i fallstudierna vara sakkunniga inom det aktuella kunskapsområdet. De har bland annat hög akademisk utbildning, stort intresse i det aktuella ämnet och är dessutom delägare i varsitt

vindkraftverk. Fallstudiens resultatunderlag dokumenterades i samtidighet med mötet, vilket gav den höga noggrannhet som hela tiden eftersträvas.

Fallstudierna fylldes sedan på med saknade och/eller kompletterande data genom följande metoder och respondenter:

1. Telefonintervju med servicetekniker Anders Gahne⁵ som reflekterade kring personliga erfarenheter kring drift och underhållskostnader,

2. Personlig intervju med Jonny Hylander⁶, professor i energiteknik, gav en generell och övergripande kostnadsbild för en vindkraftanläggning.

3. Telefonintervjuer med Lennart Tyrberg som bidrog med yrkesprofessionell erfarenhet kring vindkraft.

4. Litteraturstudier som hanterade kostnadsfördelningar för en vindkraftanläggning.

5. Elektronisk datainsamling av statistik via hemsidorna Vindstat.nu⁷ och Vindlov.se⁸.

Samtlig datainsamling från fallstudier och intervjuer granskades kritiskt och underbyggdes med kompletterad data från vetenskaplig litteratur.

3.3 Tillämpad ekonomisk och teknisk vindkraftsteori

De externa faktorerna kunde efter datainsamlingen avgränsas till tre

viktigare faktorer som påverkar kostnaderna under anläggningens livscykel.

Det ansågs att inflation, skatter och räntor är det signifikanta inom vindkraftsbranschen. Motivering till att räntekostnaden kommer att vara viktig beror på den stora summa pengar som belånas vid investering i en anläggning. Inflationen liksom räntan blir också viktig av det faktum att anläggningens avskrivningstid och tekniska livslängd är mellan 15-25 år.

Skatter som uppkommer för den sålda elektriciteten kommer däremot inte behandlas. Följaktligen kommer intäkterna presenteras som bruttointäkt.

Kostnadsposterna för en vindkraftanläggning som tagits fram med hjälp av litteratur, fallstudier och intervjuer gav underlag till att avgränsa

vindkraftteorin. Det innebär att de mest relevanta komponenter och

5 Anders Gahne servicetekniker Vindservice Gotland AB. Telefonintervju den 14 april 2012.

6 Jonny Hylander professor i energiteknik vid Halmstad högskola. Personlig intervju den 30 mars 2012.

7 Driftuppföljning av Svensk vindkraft. http://www.vindstat.nu

8 Information om hur det går till att bygga vindkraftverk. http://www.vindlov.se

aktiviteter som uppstår i samband med inköp, drift och avveckling av en anläggning kommer att behandlas. Datainsamlingen tyder på att kostnaden för investering och installation och DoU (drift och underhåll) kommer vara de största kostnaderna sett till antal kronor under hela livslängden.

För att förstå hur ett vindkraftverks storlek, effekt och konstruktion påverkar dess kostnader och intäkter gjordes det med hjälp av vetenskaplig litteratur en teknisk vindkraftsteori med ekonomisk återkoppling för varje utvald komponent. Det finns även beskrivet teorin kring luftens rörelse, vindens hastighet och hur Sveriges vind- och vindkraftssituation ser ut i dagsläget.

Från den tekniska teorin kommer det att framgå att ett vindkraftverk består av många mekaniska, rörliga och roterande delar. Vidare kunde det utifrån fallstudierna och övrig datainsamling konstateras att underhållkostnaden för ett vindkraftverk i många fall består av en kostnad per producerad som det enskilda verket producerar. Det kunde då återigen styrkas att underhållets omfattning och kostnad kommer vara signifikant sett över hela livslängden.

För att beskriva teorin kring vad underhåll är utfördes vetenskapliga litteraturstudier från källor som behandlar det aktuella ämnet. Teorin om underhåll är tänkt att ge en känsla för vilka aktiviteter som förekommer i samband underhåll av ett vindkraftverk och som därmed kan ingå i ett serviceavtal.

3.4 Livscykelkostnadsmodell

Rapporten kommer bland annat resultera i en livscykelkostnadsmodell, denna kommer vara ett verktyg för att uppnå de mål som satts upp.

Modellen utformades i Microsoft Office Excel 2007 och har syftet att beräkna livscykelkostnaden för en vindkraftsanläggning. Syftet är också att skapa en modell som är lättförståelig och är lätt att följa och arbeta med.

Tanken är att i princip vem som helst som har planer att investera i ett vindkraftverk ska kunna använda modellen för att få en uppfattning om dess livscykelkostnad.

Livscykelkostnadsmodellen kommer bygga på kostnadsstrukturfördelningen som finns beskriven i den ekonomiska teorin. De identifierade kostnaderna i modellen kommer vara ett resultat utifrån vindkraftsteorin med den

ekonomiska teorin som grund. Metoderna som använts för

nuvärdesberäkningar är nuvärdefaktorn och nusummefaktorn, beroende på om det är en enstaka eller årligen återkommande kostnader. För vardera kostnadsposten i modellen finns flera alternativ att välja på för att fylla i kostnaderna. Det kan till exempel vara ett mer omfattande alternativ och ett mer detaljerat alternativ samt ett alternativ där endast en totalkostnad fylls i.

3.5 Referensobjekt till delmål nummer ett och två

Den ekonomiska teorin tillsammans med vindkraftsteorin och resultatet från fallstudierna gav den vägledning som skulle ge möjlighet att uppfylla delmål nummer ett.

1. Ur ett ekonomiskt perspektiv undersöka och diskutera om det är

motiverat att ersätta ett äldre men fungerande vindkraftverk mot ett nytt och mer effektivt vindkraftverk.

För att en förutsägelse skulle vara möjlig behövdes referensobjekt som har likheter med de anläggningar som behandlas i fallstudierna. Urvalet av referensobjekt gjordes med hänsyn till det faktum att:

1. Medelvindhastigheten på site⁹ och bör i navhöjd vara i samma storleksordning som i fallstudien.

2. Objektets ålder inte bör ha passerat femton år vilket ofta är den projekterade ekonomiska livslängden.

Hänsyn togs inte till:

1. Markens råhet som kan vara olika på siterna.

2. Befintlig elkabel som möjligtvis inte kan komma leverera full effekt från det nya verket.

3. Upprustning av transportvägar kan komma att behövas.

4. Bygglov, miljökonsekvensbeskrivning (MKB), detaljplan och övriga projekteringsärenden kan komma att behöva förnyas eller göras om.

5. Det trots noggrant utvalda objekt fortfarande finns en skillnad på medelvindhastigheterna på de olika siterna.

6. Serviceavtalets förändringar från dåtid till nutid.

7. Närliggande vindkraftverk som påverkar referensobjektets effektivitet.

8. Installationskostnaden som kan komma att bli billigare på grund av att avveckling av det äldre verket kan samordnas med montering av det nya verket.

9. Den verkliga årsproduktionen, som varierar för de nya verken.

Den ekonomiska teorin tillsammans med vindkraftsteorin och resultatet från fallstudierna gav även den vägledning som skulle ge möjlighet att uppfylla delmål nummer två.

2. Redovisa och diskutera hur ekonomin påverkas ur ett generellt

livscykelkostnadsperspektiv då vindkraftsanläggningar blir större, högre och mer effektiva.

9 Det geografiska område där vindkraftverket är placerat.

Delmålet kunde uppfyllas genom att utföra en extra datainsamling som kartlägger de kostnader som uppkommer i samband med investering och drift av ett större och effektivare verk än det för fallstudie ett. Eftersom vindkraftverket i fallstudie ett kan kategoriseras som ”litet” i förhållande till valt referensobjekt uppfylldes villkoren för delmål nummer två.

Urvalet av referensobjekt gjordes med hänsyn till det faktum att:

1. Relevant data finns att tillgå.

2. Källan ska uppfattas som trovärdig och innehålla valida data.

Hänsyn tas inte till att:

1. Prisändringar kan komma att vara gjorda från den dagen anbudet togs emot.

2. Prisbilden endast gäller för specifikt objekt och inte för generella objekt i samma storleksordning.

3. Serviceavtalet för referensobjektet kan ha annorlunda utformning än för det i fallstudierna.

4. Den verkliga årsproduktionen varierar för referensobjektet.

Vidare kunde det antas att kostnadsstrukturen för vindkraftsanläggningar som är installerade mellan år 2000-2004 har samma fördelning som

nyinstallerade anläggningar enligt figur 5. Antagandet baseras på det faktum att kostnadsbilden styrks av litteratur som publicerades år 2003 (Wizelius 2003).

4. Vindkraftsteori

Här presenteras allmän information om vindkraft, dess utveckling samt olika typer av vindkraftverk och dess komponenter. Vidare behandlas luftens rörelse och hur den påverkas av markens råhet. Till sist presenteras den gällande teorin för hur hög totalverkningsgraden för en vindturbin kan vara och hur energiutbytet skapar en tryckkraft som vill välta tornet.

4.1 Vindkraftens historia och utveckling

Dagens vindkraftverk har sitt ursprung från väderkvarnar som omvandlade vindens rörelseenergi till mekanisk energi. Den äldsta väderkvarnen som finns dokumenterad fanns i Persien år 947 e.kr. Den enkla konstruktionen omfattade en vertikal axel med bastmattor monterade på axeln för att fånga upp vinden. Det dröjde cirka 200 år innan de första väderkvarnarna dök upp i Europa, dessa kvarnar var betydligt mer utvecklade och var

horisontalaxlade. Den horisontalaxlade konstruktionen medför flera tekniska problem som introduktion av kugghjul och möjligheten att kunna ställa in rotorn i vindens riktning, vilket gjorde konstruktionen mer komplicerad.

(Wizelius, 2003)

4.2 Olika typer av vindkraftverk

Det finns i huvudsak två olika konstruktioner för vindkraftverk;

vertikalaxlade (vertical axis wind turbines, VAWT) och horisontalaxlade (horizontal axis wind turbines, HAWT). Konstruktionen med vertikal axel finns i huvudsak i tre olika utföranden vilka är Savoniusrotor, Darrieusrotor och H-rotor. Dessa tre finns illustrerade i figur 4.2a.

Figur 4.2a – Tre olika sorters vertikalaxlade vindkraftverk, från vänster:

Savoniusrotor, Darrieusrotor och H-rotor. Källa:

http://www.panorooma.com/renewable-energy- systems/images/2624_87_160-turbine-darrieus.jpg

Vindkraftverk med horisontala axlar är idag den vanligast förkommande typen av vindkraftverk. De har ett torn med en ”propellerliknande” rotor i toppen av tornet Hau (2006). Figur 4.2b visar två stycken horisontalaxlade vindkraftverk, tillverkade av Enercon och av typen E-126.

Figur 4.2b – Horisontalaxlat vindkraftverk, Enercon E-126. Källa:

http://static.panoramio.com/photos/large/25456437.jpg

4.3 Vindkraftverkets komponenter

Ett horisontalaxlat vindkraftverk kan delas upp i huvudkomponenter såsom fundament, torn, maskinhus, generator och rotor. Beroende på tillverkare kan det även finnas en växellåda mellan rotor och generator. Se figur 4.3 för alla delar förutom fundamentet.

Figur 4.3– Maskinhus på ett horisontalaxlat vindkraftverk med växellåda.

Källa: http://www.rogerwendell.com/images/wind/wind_turbine.gif Enligt Nelson (2009) står turbin med tornet för ca 80 % av den totala investeringskostnaden. Det är viktigt att belysa att den givna procentsatsen kommer att variera beroende på de övriga posternas specifika kostnader i det aktuella projektet.

4.3.1 Fundament

För att vindkraftverket ska stå stadigt krävs en tillräckligt stark grund som klarar av de påfrestningar som verkar på fundamentet. Fundamenten består oftast av armerad betong och de byggs direkt på den plats där verket ska stå.

Den största faktorn som påverkar fundamentets storlek är vindkraftverkets storlek samt de krafter som orsakas av vinden. Det finns fler faktorer som påverkar såsom markens sammansättning och vilken typ av torn

vindkraftverket har. Kostnaden för fundamentet ökar med dess vikt, vilken är direkt kopplad till vindkraftverkets storlek. (Hau, 2006)

Fundamentens konstruktion är väl utvecklad och Matalama (2009) beskriver bland annat de viktigaste områdena i konstruktionen som behöver vara korrekt dimensionerade för att erhålla tillräcklig hållfasthet.

4.3.2 Torn

De vanligast förekommande tornen är koniska rörtorn av stål eller en kombination av betong som övergår till stålrör. Tornet är då bredare vid basen och smalnar av upp mot maskinhuset. Tornet byggs upp av flera sektioner för att underlätta transport av tornen (Wizelius, 2003). Det som påverkar tornets konstruktion är materialets styrka och tornets styvhet.

Tornet ska dels tåla de extrema vindförhållandena som kan inträffa men ska även klara den utmattning som sker under dess 20-30 åriga livslängd. Det finns en optimal navhöjd vid en given vindhastighet som ger den högsta lönsamheten till den lägsta konstruktionskostnaden. Denna optimala höjd infinner sig då de båda funktionerna konstruktionskostnad och energiutbyte skär varandra. Dock är denna punkt inte alltid densamma, för större torn ökar konstruktionskostnaden snabbare än för ett mindre torn. (Hau, 2006).

4.3.3 Maskinhus

Maskinhuset, eller nacellen som det också heter, är den komponent som omsluter och skyddar generator och mekanisk drivlina från yttre

påfrestningar. Vanligast förekommande idag är kompositmaterial av glasfiber. Utseendet bestäms av de komponenter som ska monteras och installeras i nacellen, men varierar dessutom mellan olika fabrikat. Många gånger består maskinhuset av två delar, det skal som ska skydda

utrustningen från väder och vind men även en bottenplatta där de komponenter som finnas med ska monteras på. Bottenplattan är oftast konstruerad i någon form av stål. Kostnaden för maskinhuset påverkas självklart av dess storlek men också till stor del av materialets sort och vikt.

(Hau, 2006)

4.3.4 Generator

Generatorn är den komponent som omvandlar det mekaniska arbetet som rotorn utför till elektrisk energi. Det finns två olika sorters generatorer, synkrona och asynkrona, för att alstra elektricitet. De asynkrona generatorerna användes av de första kommersiella, nätanslutna,

vindkraftverken. Dessa generatorer går med nästan konstant varvtal och om rotorbladen roterar med en högre hastighet ökar också den effekt som generatorn producerar. (Wizelius, 2003)

frekvensomriktare för att först likrikta strömmen och sedan forma tillbaka strömmen till växelström med rätt frekvens. (Wizelius, 2003)

4.3.5 Rotor

Vindkraftverkets nav, tillsammans med rotorbladen, kallas rotor eller turbin.

Många verk har pitchreglering i navet vilket gör det möjligt att rotera bladen för att anpassa bladens anfallsvinkel mot vinden. Navet är den del som kopplar samman rotorbladen med drivaxeln och det övriga verket. Dess design kan variera beroende på tillverkare och hur många blad

vindkraftverket har. (Wizelius, 2003)

Valet av material till rotorbladen varierar beroende på tillverkare och bladets design. Erfarenheter för bladen hämtades från början från

flygplansindustrins design av vingar. Med den bakgrunden kan lämpliga material väljas och i princip är det fem stycken: aluminium, titan, stål, fiberkompositer och trä. Tillverkningskostnaden för rotorbladet beror på materialval, tillverkningskostnad och kostnader för utveckling. (Hau, 2006)

4.3.6 Växellåda

Det finns vindkraftverk där rotorn är direkt kopplad till generatorn (synkrongenerator) och det finns vindkraftverk där rotorn och generatorn (asynkrongeneratorn) kopplas samman av en växellåda. De verk som fortfarande använder sig utav växellåda överför rotorns rotation via en låghastighetsaxel till växellådan. Växellådans uppgift är då att växla upp varvtalet från låghastighetsaxeln till en höghastighetsaxel som kopplas till generatorn. De växellådor som tillverkas idag är betydligt mer driftsäkra än förr. Dock är växellådan ofta en stor orsak till driftstopp. Hau (2006) beskriver att det oftast inte beror på växellådans konstruktion i sig som gör att den går sönder utan att det är dimensioneringen av växellådan som ligger till grund för problemet. I dessa fall är alltså växellådan för liten i

förhållande till den kraft som rotorn överför till växellådan.

4.4 Luftens rörelse

Vind skapas av tryckskillnader som i sin tur kan skapas av

temperaturskillnader i atmosfären av energifrigörelse i samband med regn och på flera andra sätt, bland annat av jordens sfäriska form då

solinstrålningens infallsvinkel är olika för olika platser. Tyngdkraften påverkar också vinden genom luftens tyngd, vilket bildar friktion. Detta gäller enbart det lager av vind som ligger närmst marken. Den vind som blåser på högre höjder påverkas väldigt lite av friktionen och blir då en ostörd vind, denna ostörda vind kallas även geostrofisk vind. (Wizelius, 2003)

Att det ska blåsa på det ställe där vindkraft planeras är en självklarhet. Dock påverkar klimatet på andra sätt, idag byggs vindkraftverk på många platser med varierande klimat så som till havs och i kallt klimat. Vindförhållandena är olika för de olika klimaten och det yttre fysisk påverkan på

vindkraftverket varierar också. (CVI, 2012)

4.4.1 Råhetsklasser

Den geostrofiska vinden ligger på mellan 500-1000 meters höjd över markytan. Denna vind är praktiskt taget opåverkad av den friktion som uppkommer vid markytan. Dagens vindkraft når inte upp till dessa höjder vilket gör att vindhastigheten och därmed den tillgängliga vindenergin påverkas av markytans skovlighet och hinder. (Ivanell & Wizelius, 2002) Vindhastigheten påverkas av friktionen från markytans vegetation,

byggnader och övriga hinder. Ju större friktionen från terrängen är framför vindkraftverkets rotorblad, desto mer bromsas vinden upp innan en del av den kvarvarande energin utvinns av turbinen. Figur 4.4.1 illustrerar ett generellt scenario där vinden utsätts för ökad markråhet, i detta fall en byggnad. Vinden bromsas upp och bildar turbulens kring byggnaden och även en viss sträcka uppströms. Efter byggnaden sjunker råheten igen och vinden behöver då en viss sträcka för att återfå sin ursprungliga höjdprofil.

(Gash & Twele. 2012)

Figur 4.4.1 - Vindens förändring i riktning, hastighet och återhämtning vid ökad markråhet. Källa: Chiras, 2010.

För att specificera markytans friktion, i vindkraftssammanhang kallad råhet, är markytan indelad i olika råhetsklasser. Tabell 4.4.1 visar råhetsklasser och råhetslängd enligt definitionen av WAsP (Wind Atlas Analysis and

uppbromsning av vindhastigheten. Även kullar och dalar kan tillämpas och delas in i råhetsklasser. I vissa fall kan det vara gynnsamt att placera ett vindkraftverk bakom en kulle eftersom vindhastigheten tenderar att accelerera över kullens krön. (Wizelius, 2003)

Råhetslängden beskriver hur markytans beskaffenhet påverkar

vindhastigheten. Råhetslängden är direkt kopplad till markytans skovlighet.

(Boverket, Energimyndigheten & Naturvårdsverket, 2001)

Tabell 4.4.1 - Råhetsklasser, råhetslängd och typbeskrivning av förekommande hinder i landskapet. Källa: Wizelius, 2003

Råhets klass

Råhets längd

Karaktär Terräng Lägivare Gårdar Tätorter Skog 0 0,0002 Hav, sjöar och fjordar Öppet

vatten 1 0,003 Öppet landskap med

sparsam vegetation och bebyggelse

Platt till jämnt kuperat

Endast låg vegetation

0-3 gårdar/k m2 2 0,1 Landskapsbygd med

en blandning av öppna ytor, vegetation och bebyggelse

Platt till starkt kuperat

Skogsdun gar och alléer

Upp till 10 gårdar/k m2

Få antal byar och små tätorter 3 0,4 Mindre tätorter eller

landsbygd med många gårdar, dungar och lägivande hinder

Platt till starkt kuperat

Många dungar och vegetation

>10 gårdar/k m2

Många byar, små tätorter

Låg skog

4 1,6 Större städer eller hög tät skog

Platt till starkt kuperat

Större städer

Hög, tät skog

4.4.2 Betz verkningsgrad och turbulens orsakat av turbinen

År 1919 härledde den tyska fysikern Albert Betz ett samband som beskriver den teoretiskt maximala utvinnbara effekten ur vinden av en vindturbin.

Betz verkningsgrad uppgår till 16/27, vilket motsvarar 59,3 %. Det finns då en teoretisk gräns hur mycket luften skall bromsas upp för att erhålla högsta möjliga totalverkningsgrad för en vindturbin. Totalverkningsgraden på ett modernt vindkraftverk ligger på ca 30-45 % . (Kaltschmitt et al. 2007) När vinden blåser genom vindkraftverkets rotorblad leder energiutvinningen till turbulens och uppbromsad vindhastighet på läsidan (bakom rotorbladen).

Detta tillstånd bakom rotorbladen kallas vindvak.(Wizelius, 2003)

Figur 4.4.2 visar hastigheten Ui som träffar rotorbladen och turbulens bildas bakom rotorbladen samtidigt som den resulterande hastigheten Uw är kraftigt reducerad i jämförelse med U₀.

Figur 4.2.2.1 Illustration av vindvak bakom rotorbladen. Källa:

http://www.tuuliatlas.fi/img/linked/se/tuulivoima/FVA_23.gif

Vid planering av flera vindkraftverk (en vindfarm) har vinkeln och avståndet mellan verken stor betydelse för hur hög vindhastighet det finns att tillgå efter första och mellan verken. Som tidigare nämnt behöver vinden en given sträcka för att återhämta sin ursprungliga vindhastighet. Vid placering av två vindkraftverk bakom varandra blir avståndet och den uppbromsade vindens storlek av framförvarande verk den mest kritiska parametern som bör tas hänsyn till för att erhålla maximalt energiutbyte från båda verken.

Wizelius (2003) anser att det bör finnas ett avstånd på ungefär tio

rotordiametrar för att vindhastigheten skall kunna återhämta sig helt. Enligt Maneveau och Meyers (2011) ska rotordiametern vara femton gånger större för att på ett bättre sätt avspegla verkligheten då vinden ska kunna återhämta sig fullt.

Figur 4.2.2.2 visar en ögonblicksbild på en simulering som genomförts för att visa hur turbulens och vindhastighet ser ut efter att vinden passerat en turbin. Begynnelsen av de blåa områdena är turbinernas placering.

Figur 4.2.2.2- Simulering av turbulens i en vindfarm med flera verk. Källa:

http://www.naturvardsverket.se/upload/07_verksamheter_med_miljopaverka n/energi/vindkraft/Vindval/Konferenser/Vindval_vindforsk_2010/Ivanell_10 1125.pdf

4.4.3 Momentkrafter från vinden

Ett vindkraftverks byggkonstruktion ska vara dimensionerat för att med marginal kunna ta upp alla de krafter som vinden utsätter den för. Då tornen och rotorbladens dimensioner växer ökar momentkraften som påverkar tornet och fundamentet.

Trenden för att verken byggs med större navhöjd påverkar bl.a.

tillverknings-, transports- och monteringskostnaden. (Gash & Twele, 2012).

I ett vindkraftverk kommer den strömmande vinden att skapa en tryckkraft mot rotorbladen och tornet. Denna kraft belastar betongfundamentet och dess infästning i tornet. Betongfundamentets påkänning från vinden kännetecknas som verkets vältmoment. Denna kraft påverkas av

lufthastighet, rotorbladens sveparea, nacellvikt och mängden inbromsat massflöde luft per kvadratmeter sveparea.

4.4.3.1 Två dominerande krafter

När den lyftkraft (F_lyft) som bildas från U₁¹⁰ träffar rotorbladet sönderfaller den i två olika krafter, vridkraft (F_vrid) och motståndskraft (F_motst), dessa krafter illustreras i figur 2.4.3.1. Vridkraften verkar vinkelrätt mot den inkommande luftströmmen och är den kraft som får rotorbladet att vilja rotera. (Boyle, 2004)

Motståndskraften är riktad längs med luftströmmen och bidrar inte till rotationen. På samma sätt som Fmotst trycker mot rotorbladet måste rotorbladet enligt Newtons tredje lag¹¹ ge en motriktad kraft av samma storlek. Det är alltså Fmotst kommer att försöka välta vindkraftverket.

Figur 4.4.3.1 – Lyft-, vrid- och motståndskrafter som verkar på rotorbladet

4.4.4 Vindsituation i Sverige

Enligt Sveriges meteorologiska och hydrologiska institut(SMHI) blåser det som mest i Sverige mellan november och januari månad, minst blåser det normalt sett mellan maj och augusti. Enligt en rapport av Bärring & Wern (2011) har medelvindhastigheten i Sverige under perioden 1951 till 2010 minskat med 3 % och antal tillfällen per år då det blåst mer än 25 m/s har minskat med 12 %.

För att kartlägga Sveriges vindsituation finns det så kallade vindkarteringar, dessa är kartor för vindhastigheten på olika, för vindkraft, intressanta höjder.

Vindkarteringen visar den modellerade medelvindhastigheten för sju olika höjder(80, 90, 100, 110, 120, 130 och 140m), vindhastigheterna är alltså inte uppmätta utan simulerade med hjälp av datorer. Vindkarteringen är till för att höja tillförlitligheten för Sveriges vindenergipotential, upplösningen för vindkarteringen är 0,25 kvadratkilometer. Figur 4.4.4 visar den modellerade medelvindhastigheten på höjden 100 meter över markytan.

(Energimyndigheten, 2012)

Figur 4.4.4 – Medelvindhastigheter i Sverige 100m ovan mark. Källa:

http://81.216.43.93/vindtjansten/index.html?center=923658.4,6895285.6&z oom=0&layers=EM:Riksgrans_gwc,EM:100m_v2_gwc&ovmap=false&wkt

4.5 Drift och underhåll

Drift och underhåll är den tillsyn och de åtgärder som utförs på en teknisk anläggning för att upprätthålla önskad driftsäkerhet och energieffektivitet under hela dess livslängd. Det behövs ett väl planerat drift och underhåll för att upprätthålla funktionen på anläggningen på bästa sätt (Kovacs et al, 2011).

Då de mekaniska komponenterna i maskinhuset slits, kommer de med tiden tappa sin ursprungliga effektivitet och funktion. Därför krävs ett underhåll och utbytesprogram för dessa komponenter (Vlok et al 2003).

Drift och underhållskostnaderna för en vindkraftsanläggning omfattar alltså de debiterade åtgärder som utförs för att bibehålla anläggningens funktion på önskad nivå.

Den huvudsakliga anledningen till att drift- och underhåll används är att minska totalkostnaden per producerad kWh sett till hela vindkraftverkets livslängd (World Wind Association, 2012).

Ett väl fungerande drift och underhåll kommer bidra till färre driftstopp och ökad tillgänglighet på vindkraftverket. Den ökade tillgängligheten resulterar i växande energiproduktion och lägre kostnad per producerad kWh.

Underhållet kan först och främst delas upp i förebyggande underhåll och avhjälpande underhåll, se figur 4.5.

Figur 4.5 – Underhållets undergrupper, förebyggande underhåll och avhjälpande underhåll. Källa: Hagberg & Henriksson, (2010).

4.5.1 Förebyggande underhåll

Förebyggande underhåll kan i sin tur delas upp i förutbestämt underhåll och tillståndsbaserat underhåll, se figur 4.5.1.

4.5.1.1 Förutbestämt underhåll

Förutbestämt underhåll är ett periodiserat underhåll som utförs för att förlänga komponenters livslängd och ersätta förbrukade komponenter med nya. Underhållsintervallerna är baserade på komponentens förväntade livslängd och funktionsduglighet. Den tekniska livslängden för en given komponent är ofta angiven från tillverkaren. Då slutet på komponentens tekniska livslängd närmar sig utförs ett planerat driftstopp för att utföra de planerade åtgärderna. Med ett förebyggande underhåll kan servicepersonalen och därmed ägaren förebygga oförutsedda störningar och driftstopp.

Definitionen av förutbestämt underhåll från Hagberg & Henriksson (2010) är att ”Med förutbestämt underhåll menas det förebyggande underhåll som genomförts i enlighet med bestämda intervaller eller efter en bestämd användning, men utan att föregås av tillståndskontroll.”

4.5.1.2 Tillståndsbaserat underhåll

Med tillståndsbaserat underhåll menas det förebyggande underhåll som består av kontroll och övervakning av en enhets tillstånd avseende dess funktion och egenskaper, samt därav föranledda åtgärder (Hagberg &

Henriksson, 2010). Tillståndsövervakningens funktion är att ge information om enhetens tillstånd och kondition för att i ett tidigt skede kunna upptäcka en avvikelse eller ett fel. Ju tidigare ett fel identifieras desto större är chansen att man lyckas undvika följdskador och haveri (Johansson, 1997) .

Figur 4.5.1 – Förebyggande underhållets undergrupper, förutbestämt och tillståndsbaserat underhåll. Källa: Hagberg

& Henriksson, (2010).

I vindkraftverk kan följdskador och haverier resultera i långa och dyrbara driftstopp. Anledningen är bl.a. alla dess rörliga och roterande delar som slutar att fungera vid haverier. En specifik kritisk komponent är växellådan.

I förra generationens vindkraftverk tenderade kuggväxlarna att brytas av vilket gav stora följdskador på hela växellådan.

Olika metoder av tillståndsövervakning är vibrationsmätning, termografi och SPM (stötpulsmetod) där den sistnämnda används för att övervaka rullnings- och glidlager. (Henriksson, 1997)

De flesta mekaniska och elektriska förändringar kan identifieras med hjälp av tillståndsövervakning. Henriksson (1997) nämner följande delar i sin bok Driftsäkerhet och underhåll:

Rotorer

 obalans

 lösa delar

 böjd axel

 sprickor

 iskärningar mot fasta delar

 uppriktningsfel

 förlust av rotordelar Glidlager

 lagerinstabilitet, oil whirl(oljefilm av varierande tjocklek som bildas mellan axel och lager vilket gör att axeln tvingas att vandra i lagret) och oil whip(oljefilmen bryts och kontakt metall mot metall uppstår)

beroende på för låg lagerlast i förhållande till lagerspel och smörjning.

Rullager

 uppriktningsfel

 dålig smörjning

 slitage

 skador på rullar, rullytor

 sliten rullhållare Växlar

 kuggskador, slitage

 excentricitet

 obalans

 feluppriktat luftgap

 rotorstavbrott

 osymmetriska lindningar (lindningsfel, anslutningsfel)

Utöver dessa finns det också möjlighet att tillståndsövervaka oljekvalitén på driv- och smörjmedel och även smörjfetter som används i hydraulik,

transmission och motorer. Detta görs genom oljeanalyser som bl.a.

kontrollerar föroreningar och det naturliga oxidationsförloppet i smörjmedlet. Genomförs förebyggande åtgärder som resultat av

tillståndsövervakningen kommer livslängden på komponenterna att öka.

4.5.2 Avhjälpande underhåll

Avhjälpande underhåll sker när det uppstår oförutsedda störningar som på något sätt behöver åtgärdas. Uppkomsten av sådana störningar ska enligt teorin inte bero på bristande förebyggande underhåll. Felet avhjälps efter det har identifierats. Tidsintervallet från ett oplanerat driftstopp till dess att felet är åtgärdat är av stor betydelse eftersom elproduktionen upphör till dess att driften återupptagits.

4.5.3 Serviceavtal

Idag erbjuds kompletta serviceavtal som innefattar hela underhållsansvaret under avtalstiden, inklusive förbrukningsartiklar och reservdelar. Enligt Anders Gahne är avgiften för serviceavtalet kopplat till anläggningens produktivitet.

Vestas erbjuder i nuläget fem olika serviceavtal (AOM 1000, AOM 2000…, AOM 5000) där AOM 5000 är ett heltäckande fullserviceavtal som är utformat för att minimera produktionsbortfall och garanterar en tillgänglighet på upp till 97 %. (Vestas, 2012).

Det förekommer även serviceavtal där kostnaden för reservdelar och övriga förbrukningsartiklar tillkommer. Dessa avtal tillämpas främst på

vindkraftverk som är tillverkade före år 2000 och med effekt i storleksordningen <500kW.

Enercon kallar sitt avtal EPK (Enercon partner koncept) och har likheter med Vestas avtal. Ett EPK kan tecknas under tio eller maximalt femton år.

Ägaren betalar en minimikostnad beroende på valt vindkraftverk. I minimikostnaden ingår följande (Enercon, 2012):

 Underhåll under givna intervaller (4 gånger per år)

 Garanterad teknisk tillgänglighet på 97 %

 Reparationer och reservdelar

 Kostnader för transporter och kranar

 Fjärrövervakning dygnet runt