Erik Moberg:
Värdering av insatserna inom området vindenergi
© Erik Moberg
 

5 KRAV PÅ BESLUTSUNDERLAGET

5.1 Allmänt
5.2 Vänstra ledet i lönsamhetsvillkoret - energiproduktionskostnaden
5.3 Högra ledet i lönsamhetsvillkoret
    5.3.1 Första termen
    5.3.2 Andra termen
5.4 Sammanfattning
 
 

5 KRAV PÅ BESLUTSUNDERLAGET

5.1 Allmänt

Kraftsystemet i Sverige drivs av ett litet antal stora företag och skiljer sig bland annat därigenom kraftigt från den situation som beskrevs i jämviktsmodellen i föregående avsnitt. Bland de få producenterna dominerar dessutom en - Statens vattenfallsverk - påtagligt. Detta medför bland annat att den optimala strukturen hos kraftsystemet inte etableras genom ett stort antal decentraliserade beslut utan istället genom optimeringskalkyler och på dem grundade beslut hos de stora kraftföretagen och statsmakterna. Slutresultatet bör dock i princip bli detsamma. I detta avsnitt skall jag diskutera hur beslutsunderlaget för introduktion av vindkraft - det vill säga ett beslutsunderlag av det slag som vindkraftprogrammet skall leda fram till - bör se ut.

Av stor betydelse för vindkraftbeslutet är den kraftekonomiska lönsamheten. Beslutsunderlaget skall alltså vara sådant att det medger en bedömning av denna lönsamhet. Att faktiskt bedöma om lönsamhet föreligger är svårt eftersom det i stor utsträckning beror på i vilket sammanhang vindkraften utnyttjas. Om till exempel vindkraften skall integreras i ett större elproduktionssystem så blir lönsamheten beroende av hur detta system i sin helhet är beskaffat i utgångsläget och av vilket slutresultat man eftersträvar. Antag till exempel att systemet på grund av stigande efterfrågan skall byggas ut från ett bestämt utgångsläge till ett väl preciserat sluttillstånd som karakteriseras av en möjlig årsenergiproduktion, en toppeffekt, en viss säkerhet för att systemet skall fungera, och så vidare. För att bestämma hur utbyggnaden skall genomföras - det vill säga vilka typer av kraftverk, med mera, som skall byggas - genomför man en optimering som leder till lägsta möjliga årskostnad för utbyggnaden. Årskostnaden utgörs av fasta kostnader (annuiteter) plus rörliga kostnader. Optimeringsresultatet skall i princip överensstämma med den långsiktiga jämvikten i modellen i föregående avsnitt. Om det nu i den optimala utbyggnaden ingår vindkraft så är vindkraften lönsam, annars inte. Lönsamheten innebär alltså att de totala kostnaderna för det bästa av de alternativ som innehåller vindkraft är lägre än de totala kostnaderna för det bästa av de alternativ som inte innehåller vindkraft.

Frågan är nu under vilka betingelser vindkraften faktiskt är lönsam. Ett sätt att behandla den frågan är att jämföra alla de kostnader som vindkraften för med sig med de kostnader man alternativt skulle drabbas av om man inte införde vindkraften (men skapade samma slutliga prestanda hos kraftsystemet). Om kostnaderna för vindkraften understiger de alternativa kostnaderna är vindkraften lönsam, annars inte. Med utgångspunkt från dessa betraktelsesätt skall jag nu först diskutera vindkraftens kostnader, och därefter de alternativa kostnaderna. (Hela det kommande resonemanget fram till och med formuleringen av ett lönsamhetskrav är utfört på ett mera fullständigt sätt i Appendix.)

Vindkraftens kostnader domineras av kostnaderna för själva vindkraftverken. Jag antar att den installerade vindkrafteffekten är P_v kW till en kostnad av K_v kr/kW. Driftkostnader, som antagligen är mera beroende av den installerade effekten än av den årligen producerade energimängden, finns också, men de är små och knappast nödvändiga att beakta i en grov överslagskalkyl.

Utöver kostnaderna för själva vindkraftproduktionen ställer vindkraften emellertid också anspråk på så kallad reglerkapacitet. Med detta avses förmåga att ständigt snabbreglera vattenkraftverken för att parera vindens växlingar. Skälen till att denna kapacitet behövs har närmare utvecklats i det tidigare avsnittet 4. Redan idag finns i och för sig en betydande reglerkapacitet i kraftsystemet som används till exempel då man med omedelbar verkan vill föra in vattenkraft om ett värmekraftverk havererar. Reglerkapaciteten byggs alltså upp av vattenkraftverk vars effekt snabbt och automatiskt kan ändras vid behov, samt av vattenmagasinen bakom dessa kraftverk. Den automatiska regleringen sker genom att frekvensen på nätet, som stiger då efterfrågan understiger produktionen och vice versa, styr vattenkraftverkens så kallade ledskenor och därmed också vattenmängden genom verken. Den existerande reglerkapaciteten kan dock visa sig otillräcklig om man inför vindkraft. Jag antar att behovet av ytterligare reglerkapacitet är proportionellt mot den installerade vindeffekten och uppgår till eP_v kW, där e alltså är en konstant. Detta proportionalitetsantagande är endast en första ansats och diskuteras ytterligare nedan. Kostnaden för reglerkapaciteten antar jag vara K_r kr/kW. Med de införda beteckningarna blir då de totala årskostnaderna i kr för vindkraften

aP_vK_v + aeP_vK_r

där a är annuiteten.¹⁴

Så kommer frågan om kostnaderna för alternativet till vindkraft. Först gäller då att vindkraften producerar energi som ersätter annan energi - till exempel bränslen i värmekraftverken - i kraftsystemet. Vindkraftverkens utnyttjandefaktor, det vill säga förhållandet mellan per år producerad energimängd i kWår och installerad effekt i kW, betecknas u_v och är ett tal mellan 0 och 1. Om den energi som tack vare vindkraften sparas genomsnittligt kostar k₀ kr/kWår så blir alltså värdet av vindkraftens energibidrag u_vP_vk₀ kr.

Men vindkraften ger inte bara ett energibidrag utan också ett visst effektbidrag. Detta medför att utbyggnaden av annan effekt inte behöver bli lika stor som den skulle bli utan vindkraftutbyggnaden. Eftersom vindeffekt aldrig kan garanteras på grund av vindens oregelbundenhet blir emellertid effektbidraget litet. Att det blir något effektbidrag alls beror bland annat på följande förhållanden. Kraftsystemet är uppbyggt för en stor leveranssäkerhet, det vill säga det skall i stort sett alltid vara så att efterfrågan kan mötas med faktisk produktion. Under vissa betingelser, till exempel om efterfrågan är stor och om samtidigt kraftverkshaverier inträffar, så är det dock möjligt att produktionen inte förmår möta efterfrågan helt. Sannolikheten för att detta skall inträffa vill man emellertid hålla mycket låg, och mängden reserveffekt i systemet är dimensionerad just med hänsyn till att den nämnda sannolikheten skall understiga ett visst preciserat värde. Nu är det klart att i en bristsituation av det osannolika slag som beskrivits finns en viss chans att det blåser. Om man då har vindkraft i systemet, och om man håller sannolikhetskravet för leveranssäkerhet oförändrat, så blir behovet av reserveffekt mindre än utan vindkraft. Detta ger alltså vindkraften ett effektvärde. Det finns också andra förhållanden som bidrar till vindkraftens effektvärde. Vattnet i vattenmagasinen har inte bara ett energivärde utan i viss bemärkelse också ett effektvärde. Har man lite vatten i vattenmagasinen så begränsas den tid under vilken vattenkraftverken kan köras på full effekt. Eftersom vindkraften möjliggör ett vattensparande kan den alltså också därigenom få ett effektvärde. Speciellt markant är detta under blåsiga torrår.

Jag antar att vindkraftens samlade effektbidrag är proportionellt mot den installerade vindkrafteffekten och uppgår till cP_v kW, där c alltså är en konstant. Även detta proportionalitetsantagande representerar bara en grov ansats och diskuteras ytterligare nedan. Om kostnaden för den effekt man nu slipper bygga ut är genomsnittligt K₀ kr/kW så blir alltså värdet av vindkraftens effektbidrag cP_vK₀ kr. De samlade kostnaderna för alternativen till vindkraften i kr blir alltså

u_vP_vk₀ + acP_vK₀

Jag har nu tecknat uttryck både för vindkraftens kostnader och kostnaderna för alternativa åtgärder. Villkoret för lönsamhet är att vindkraftens kostnader understiger de alternativa kostnaderna. Detta ger en olikhet som efter förenklingar och omformuleringar leder fram till lönsamhetskravet.

Det vänstra ledet i olikheten anger produktionskostnaden för el från vindkraftverk i kr/kWår. I det högra ledet finns två termer, av vilka den första anger kostnaden för den energi som ersätts av vindkraften i kr/kWår. Olikheten anger alltså ett gränsvärde som produktionskostnaden för vindenergin måste underskrida för att lönsamhet skall föreligga. De variabler som ingår i olikheten återkommer ofta i den fortsatta framställningen och finns samlade i tabell 1.
 

Man kan nu säga att det eftersträvade beslutsunderlaget skall innehålla sådan information att en skattning av de i olikheten ingående storheterna, och därmed en lönsamhetsbedömning, blir möjlig. Frågan om vilken information som behövs för detta ändamål är emellertid inte alldeles lättbesvarad, vilket bland annat sammanhänger med att det finns beroendeförhållanden mellan en del av de i olikheten ingående storheterna. Det är därför inte möjligt att skatta var och en av de ingående storheterna för sig utan vissa optimeringar måste samtidigt utföras. Det kanske viktigaste exemplet på det sagda gäller förhållandet mellan K_v och u_v. Till viss del är det möjligt att öka utnyttjandefaktorn genom att göra kraftverket dyrare, det vill säga genom att höja K_v. För lönsamhetsbedömningen är det därför angeläget att hitta sådana värden på K_v och u_v som gör skillnaden mellan olikhetens högra och vänstra led så stor som möjligt. I nästa avsnitt skall jag diskutera förhållandet mellan K_v och u_v och i samband därmed också lönsamhetsvillkorets vänstra led, det vill säga elproduktionskostnaden.
 

5.2 Vänstra ledet i lönsamhetsvillkoret - energiproduktionskostnaden

För att kunna diskutera förhållandet mellan K_v och u_v är det lämpligt att först behandla sambandet mellan vindeffekten och den elektriska effekt som avges av ett vindkraftverk. I figur 2 anges vindeffektens fördelning över året på platsen för ett vindkraftverk (fördelningskurvan anger hur många procent av året som vindeffekten överskrider olika värden). Vindeffekten är angiven i kW/m². Det tänkta vindkraftverket har en specifik effekt av P kW/m² svepyta. Jag antar vidare att kraftverket har verkningsgraden v i närheten av märkeffekten. Detta innebär att kraftverket uppnår sin märkeffekt då vinden uppnår effekten P/v kW/m². När vindens effekt överstiger detta värde blir eleffekten lika med märkeffekten (fullast) och vid lägre vindeffekter blir eleffekten lägre (dellast). Effektavgivningen beskrivs alltså av den nedre kurvan i figuren. Den under året totalt avgivna energimängden representeras av ytan under effektkurvan (streckad). Rektangelytan i figuren representerar den energiproduktion som skulle uppstått om kraftverket arbetat för full effekt under hela året. utnyttjandefaktorn u är alltså lika med förhållandet mellan den streckade ytan och rektangelytan. Av figuren framgår att utnyttjandefaktorn bland annat bestäms av kraftverkets märkeffekt i kW/m², men naturligtvis är det också så att märkeffekten påverkar kraftverkskostnaden, det vill säga K_v.
 

Figur 2: Fördelning över året  av vindeffekt samt eleffekt från ett vindkraftverk

I figur 3 illustreras de antydda sambanden mera utförligt. I den övre vänstra kvadranten har K_v angivits i kr/kW som en funktion av specifika svepytan A i m²/kW. Om man inte har någon turbin alls så kostar ändå torn och generator med mera pengar och denna kostnad är alltså kurvans begynnelsepunkt. När man sedan successivt ökar svepytan så stiger också K_v. I figuren har antagits att kostnaderna ökar snabbare än i proportion mot svepytan, men detta antagande är inte väsentligt för det fortsatta resonemanget. För att kunna illustrera vindförhållandenas betydelse är det lämpligt att transformera kurvan så att den anger kostnaden som funktion av specifika effekten P (=1/A) i kW/m², det vill säga samma variabel som utnyttjades i figur 2. I den övre högra delen av figuren finns den på detta sätt transformerade kostnadskurvan.

Den nedre högra delen av diagrammet överensstämmer till sin konstruktion med den tidigare figur 2 och innehåller bland annat en kurva som anger vindeffektens fördelning över året på den aktuella platsen. Om vi nu känner den specifika effekten hos ett tänkt kraftverk, och dess verkningsgrad, så är därmed också utnyttjandefaktorn bestämd eftersom vi känner vindeffektens fördelning. Om verkningsgraden inte varierar alltför mycket så bestäms alltså utnyttjandefaktorn väsentligen av märkeffekten. I den övre högra delen av diagrammet har kurvan för den på så sätt bestämda utnyttjandefaktorn markerats. Utnyttjandefaktorn sjunker med tilltagande specifik effekt.
 

Figur 3: Elproduktionskostnadens beroende av specifika effekten

Jag har betraktat både kraftverkskostnaden K_v och utnyttjandefaktorn u_v som funktioner av specifika effekten P och följaktligen är också energiproduktionskostnaden aK_v/u_v en funktion av denna effekt. Kurvan för denna kostnad har också ritats in i figuren. Vi ser att kostnaden har ett minimum för ett visst värde på specifika effekten. (Det är dock inte säkert att bästa ekonomin erhålls om man väljer den specifika effekt som minimerar elproduktionskostnaden. Detta beror på att även högra ledet är en funktion av specifika effekten, även om detta inte explicit framgår av formuleringen av lönsamhetsvillkoret.)

Det är nu möjligt att mera nyanserat beskriva sambandet mellan vind och produktionskostnaden för vindenergi. Ett sätt att beskriva vindförhållandena på en plats är att ange medianvinden och ett så kallat ß-värde. Medianvinden är den vindhastighet som överskrids under hälften av året och följaktligen också underskrids under hälften av året. ß-värdet anger frekvensen av olika vindhastigheter enligt formeln

där F_V är frekvensen av vindhastigheter högre än V m/s, V_m är medianvinden och ß är en parameter som anger fördelningskurvans form.¹⁵ Ofta är ß lika med 2 men även lägre värden, och därmed spetsigare fördelningskurvor, förekommer. Figurerna 4 och 5 illustrerar innebörden av medianvinden och ß-värdet i vindkraftsammanhang. I båda figurerna har vindeffekten, som är proportionell mot vindhastighetens kub, angivits efter y-axeln. Figur 4 visar vindeffektförhållandena på två platser med skilda medianvindar (förhållandet mellan medianvindarna är 8/5) men med samma ß-värde (ß=2). Figur 5 anger vindeffektförhållandena på två platser med samma medianvind men med olika ß-värden (ß=2 respektive 1,6).
 

Figur 4: Vindeffektens beroende av medianvinden. Medianvindarna i de två fall som kurvorna representerar förhåller sig som 8/5 (till exempel 8 m/s och 5 m/s). ß=2 i båda fallen.

Den första figuren visar att medianvinden betyder mycket för vindeffekten. Om vi tänker oss figur 4 inlagd i nedre högra kvadranten av den tidigare figur 3 så blir det också lätt att göra sig en föreställning om medianvindens ekonomiska betydelse. Ju större medianvinden är desto billigare kraftverk (i kr/kW) kan man använda för en viss utnyttjandefaktor, eller desto högre utnyttjandefaktor får man för en viss kraftverkskostnad. När medianvinden stiger så sjunker därför energiproduktionskostnaden. Till detta kan läggas att stigande medianvind medför stigande optimalt värde på kraftverkets specifika effekt. Av den andra figuren framgår att variationer av ß inom rimliga intervall betyder långt mindre för vindeffektförhållandena än variationer av medianvinden. Variationer av ß betyder därför också förhållandevis lite för kraftverksekonomin.

Det är i detta sammanhang också av intresse att belysa verkningsgradens betydelse för kraftverksekonomin. Genom att till exempel ge turbinbladen en mycket fin yta, eller genom att göra bladen vridna (torderade), är det möjligt att öka kraftverkets verkningsgrad. Men samtidigt blir det naturligtvis dyrare. Värdet av sådana åtgärder måste därför bedömas med hänsyn till hur de påverkar specifika kraftverkskostnaden K_v och utnyttjandefaktorn u_v. Beträffande den senare frågan kan följande anföras. I den tidigare figur 2 illustrerades energiproduktionen från ett kraftverk med verkningsgraden v. Om vi nu tänker oss att verkningsgraden varit något lägre, v-ðv, så hade märkeffekten inte uppnåtts förrän vid den högre vindeffekten P/(v-ðv). Dessutom hade effektavgivningen i hela dellastområdet blivit lägre. Den totala energiproduktionen skulle alltså minska med ett värde som representeras av den bandformade ytan i dellastområdet. Följande samband gäller därför. Ju större del av året ett kraftverk går på dellast desto större inverkan har verkningsgraden på utnyttjandefaktorn och därmed på elproduktionskostnaden. Hur stor del av året ett kraftverk går på dellast sammanhänger med optimeringar av det slag som diskuterades i anknytning till den tidigare figur 3. Allmänt kan sägas att ju större den specifika effekten är desto större del av året går ett kraftverk på dellast och desto känsligare är det för variationer i verkningsgraden.
 

Figur 5: Vindeffektens beroende av vindhastigheternas fördelningsfunktion. Medianvinden är densamma i båda fallen.

Medianvinden är alltså av avgörande betydelse för produktionskostnaden men även andra egenskaper hos vinden spelar in. Bland annat kan vindens turbulens vara av stor betydelse. På en och samma plats kan vindhastigheten variera relativt snabbt, och vid samma tidpunkt kan vindhastigheten variera från plats till plats inom korta avstånd. Då vindförhållandena på detta sätt är turbulenta får man i allmänhet ut en mindre del av vindens totala energiinnehåll än annars. Olika kraftverk har dock olika förmåga att fånga upp energin i turbulent vind. Turbindiametern är en av de storheter som kan vara av betydelse i sammanhanget. Ett annat fenomen med likartade konsekvenser är snabba riktningsförändringar hos vinden (som eventuellt är korrelerade med hastighetsförändringar). För kraftverkets energiproduktion är det väsentligt att turbinen är inställd exakt i vindriktningen. Det är emellertid omöjligt att alltid hålla en sådan inställning eftersom det stora och tröga kraftverksmaskineriet inte kan följa snabba riktningsförändringar. Vinden kommer alltså att ibland blåsa an snett med en minskad energiproduktion som följd.

Beträffande turbulensen finns två huvudtyper av problem. (l) Hur snabba och täta är vindens hastighetsförändringar under olika betingelser? (2) Hur påverkas kraftverkens energiproduktion av turbulens med preciserade egenskaper? Båda dessa problem måste behandlas genom teoretiska och empiriska studier av vindförhållanden och kraftverk.

För kraftverkens hållfasthetsmässiga dimensionering är det av intresse att känna sannolikheten för mycket höga vindhastigheter. Kraftverken måste ju dimensioneras så att sannolikheten för att de blåser sönder under sin livstid blir mycket liten. Men det är inte bara extremt höga vindhastigheter som är av intresse för dimensioneringen. Med hänsyn till materialutmattning är även luftens turbulens, med mera, av intresse. För att kunna dimensionera kraftverket på rätt sätt är det alltså väsentligt att ha tillgång till data avseende maximivindar och turbulens. Dimensioneringen påverkar i sin tur ekonomin väsentligen genom att den påverkar kraftverkskostnaden K_v och kraftverkens livslängd, som i sin tur påverkar annuiteten a.

Som tidigare framgått så förbättras kraftverksekonomin väsentligt med stigande medianvind. Detta gör det naturligtvis angeläget att placera kraftverk på platser med höga medianvindar, men eftersom medianvinden ökar snabbt med höjden över marken så gör det också att höga kraftverk ter sig intressanta. Hur högt ett kraftverk bör byggas bestäms emellertid av många andra faktorer än den med höjden stigande medianvinden. Till att börja med är naturligtvis ett högt torn dyrare än ett lågt. Samtidigt förmår emellertid ett högt torn bära en större turbin än ett lågt (utan att turbinen slår i marken), vilket eventuellt också leder till en större generator. För vissa av komponenterna finns skalfördelar i den bemärkelsen att större komponenter kostar mindre per kW. Detta gäller bland annat generatorn. För andra komponenter, framför allt turbinen, gäller dock ett omvänt förhållande. Kommer man upp i tillräckligt stora höjder och storlekar ökar därför kostnaderna för ytterligare höjd mycket snabbt, samtidigt som ökningstakten hos medianvinden avtar. Det finns alltså en optimal höjd över vilken det inte lönar sig att gå. Att specifika turbinkostnaden ökar med tilltagande turbinstorlek beror bland annat på att materialmängden i turbinen av hållfasthetsskäl måste öka snabbare än svepytan.

Hittills har jag nästan uteslutande diskuterat vindkraftens ekonomi med utgångspunkt från det enskilda kraftverket och dess egenskaper. Lönsamheten påverkas emellertid också av hur många vindkraftverk som installeras. Mängden vindkraftverk påverkar olika faktorer i lönsamhetsvillkoret, men det som är av intresse här är inverkan på K_v. Ju flera vindkraftverk som installeras, det vill säga ju större serielängderna är, desto lägre blir inom vissa gränser K_v.
 

5.3 Högra ledet i lönsamhetsvillkoret

Vindkraftens lönsamhet är beroende av hur det kraftsystem i vilket vindkraftverken skall integreras ser ut. Av de olika faktorerna i lönsamhetsvillkoret är k₀, K₀, K_r, c och e beroende av kraftsystemets utformning.
 

5.3.1 Första termen

k₀ betecknar enligt definitionen den genomsnittliga kostnaden i kr/kWår för den energi man tack vare vindkraftutbyggnaden slipper köpa. Att bedöma storleken av denna kostnad vid en storskalig introduktion av vindkraft är svårt eftersom kraftsystemet i övrigt då också kommer att omoptimeras (se Appendix). Om man istället nöjer sig med att studera en vindkraftutbyggnad som är så liten att den inte nämnvärt påverkar den allmänna prisnivån på kraftmarknaden, och inte heller leder till några egentliga omoptimeringar i övriga kraftsystemet, så blir problemet enklare.

Som exempel kan man studera energibidraget från ett tänkt marginellt vindkraftbidrag i det svenska kraftsystemet under senare år. Enligt jämviktsresonemanget i avsnitt 4 ersätter vindkraften hela tiden den för tillfället dyraste energiformen i systemet (det vill säga den energiform som ger upphov till den för tillfället rådande marginalkostnaden).

Figur 6 visar de priser som rått under senare år för affärer mellan svenska kraftföretag.¹⁶ Dessa priser överensstämmer med den för tillfället rådande marginalkostnaden i kraftsystemet. Det genomsnittliga värdet av den energi som under en viss tidsperiod skulle ersatts av ett tänkt marginellt vindkraftbidrag svarar alltså mot den genomsnittliga marginalkostnaden för de tillfällen under perioden då det blåst.
 

Figur 6: Priser i elhandeln mellan kraftföretagen 1971-78

Men vad som är av intresse i samband med det svenska vindkraftprogrammet är naturligtvis inte vindkraftens värde under 70-talet utan prediktioner av k₀ för den framtid i vilken vindkraftsverken eventuellt skall användas. För den prediktionen är det diskuterade exemplet bara av begränsat intresse, men vissa slutsatser kan ändå dras. Det framgår av figuren att marginalkostnaderna varierar kraftigt över åren, över årstiderna och även till viss del över dygnet. Det är därför av intresse att veta om det också finns några systematiska vindhastighetsvariationer av samma slag. En del kunskap om detta finns. Man vet till exempel att det genomsnittligt blåser mera på vintern än på sommaren, vilket är gynnsamt för vindkraften eftersom marginalkostnaderna normalt är högre på vintern. Man vet också att det blåser mera på natten än på dagen, vilket i princip är ogynnsamt för vindkraften. Skillnaden mellan dag och nattvind är dock förhållandevis liten på vintern.¹⁷ Det finns emellertid också punkter där kunskaperna behöver ökas. Under vintrarna förekommer till exempel ofta stabila köldhögtryck. På grund av kylan är då marginalkostnaderna höga men samtidigt brukar det vara dåligt med vinden. En närmare kartläggning av sådana fenomen är av intresse.

Det är emellertid inte bara variationerna i marginalkostnaderna som är av intresse utan framför allt den nivå kring vilken dessa variationer sker. I figur 6 ligger denna nivå så lågt att vindkraften under den aktuella perioden skulle varit helt utan konkurrensmöjligheter. Kostnaderna för vindkraft kan eventuellt komma att ligga kring 1200 kr/kWår - se avsnitt 8.2.4 - och den nivån når ju marginalkostnaderna i figuren knappast aldrig upp till. Av olika skäl kan man emellertid hävda att marginalkostnaderna i figur 6 är onormalt låga och kan komma att stiga betydligt i framtiden. När det gäller den framtida nivån för k₀ ger därför figur 6 inte någon vägledning. Hur k₀ utvecklas i framtiden beror av ett flertal faktorer bland vilka finns utvecklingen av elefterfrågan, inställningen till utbyggnad av kärnkraften, inställningen till utbyggnad av vattenkraften, prisutvecklingen på eldningsolja och prisutvecklingen på kol.

Det är svårt att utan mera omfattande studier precisera hur k₀ beror av de nämnda faktorerna. En sannolik övre gräns ges emellertid av energikostnaden i oljekondenskraftverk. Det är fullt tänkbart att oljekondenskraftverk är igång under en stor del av årets timmar i det framtida kraftsystemet. Om man i ett sådant kraftsystem för in vindkraft kommer man alltså när det blåser ofta att kunna ersätta just olja. Den rörliga kostnaden i ett större modernt oljekondenskraftverk låg 1977 kring 800 kr/kWår (9,0 öre/kWh).¹⁸

I det hittillsvarande resonemanget har jag hela tiden förutsatt att vindkraften utnyttjas på ett optimalt sätt och att alltså k₀ blir så högt som möjligt. Att utnyttja vindkraften på det sättet är emellertid inte alldeles enkelt. I avsnitt 4 visades att den optimala driften av kraftsystemet bland annat är beroende av riktiga vattenkraftvärden. För att bestämma dessa värden erfordras prognoser på elefterfrågan, vattentillrinning och vindförhållanden under de närmaste timmarna, dygnen och månaderna. Om dessa prognoser i efterhand visar sig ha varit felaktiga så innebär det att kraftsystemet kunde ha körts på ett mer ekonomiskt sätt än man faktiskt gjort. För att k₀ skall bli högt är det därför angeläget att bland annat vindprognoserna är av god kvalitet. Frågorna hur goda vindprognoser som behövs, och hur bra vindprognoser som går att göra, är därför väsentliga. För att vindkraften skall kunna utnyttjas på ekonomiskt bästa sätt är det också angeläget att reglerkapaciteten är tillräckligt stor, men den frågan behandlas i nästa avsnitt.
 

5.3.2 Andra termen

Storleken av den andra termen i lönsamhetsvillkoret bestäms bland annat av vindkraftens effektbidrag och dess behov av reglerkapacitet. Ett stort effektbidrag och ett litet behov av reglerkapacitet gynnar vindkraftens konkurrenssitaution.¹⁹

Inom parentesen i andra termen finns till att börja med faktorerna c och e. Dessa faktorer bestäms både av de enskilda vinkraftverkens utformning och av totala mängden vindkraft i kraftsystemet. Ju större utnyttjandefaktorn u_v är desto större blir också c. Om den totala mängden vindkraft i kraftsystemet är liten så gäller under vissa betingelser att c är lika med u_v.²⁰ Från den synpunkten är det gynnsamt att bygga kraftverk med förhållandevis liten specifik effekt eftersom det ger högre värden på utnyttjandefaktorn u_v (ett kraftverk med låg specifik effekt arbetar på fullast en förhållandevis stor del av året, jämför figuren 3). Med tilltagande mängd vindkraft i kraftsystemet sjunker antagligen c. Storleksmässigt torde c alltid vara ett tal mellan 0 och 1.²¹

Värdet på e minskar antagligen med stigande utnyttjandefaktor och alltså med minskande specifik effekt hos kraftverket. Även från den synpunkten kan alltså en förhållandevis låg specifik effekt vara gynnsam. När mängden vindkraft i kraftsystemet ökar påverkas e på olika sätt. Å ena sidan finns ju redan i utgångsläget en viss reglerkapacitet i kraftsystemet och det är därför sannolikt att en del vindkraft kan installeras utan att man alls behöver bygga ut denna kapacitet. Om vindkraftutbyggnaden ökar utöver en sådan lägre nivå tillkommer dock efter hand ett behov av ökad reglerkapacitet, det vill säga e ökar. Å andra sidan förekommer också så kallade sammanlagringseffekter som kan medföra att e minskar med ökande vindkraftmängd. Sammanlagringen, som alltså gynnar vindkraften, innebär att vindvariationer på olika platser i landet delvis tar ut varandra så att den totala levererade vindeffekten blir jämnare än effekten från enstaka kraftverk. För att få en uppfattning om sammanlagringseffekternas storlek är det nödvändigt att utföra samtidiga och täta vindhastighetsmätningar på flera från varandra avlägsna tänkbara lokaliseringsplatser för vindkraftverk. Storleksmässigt kan e antagligen överskrida värdet 1. Av ekonomiska skäl är det ju önskvärt att reglera den totala vindeffektvariationen med hjälp av de vattenkraftverk i drift som har det högsta vattenkraftvärdet (jämför avsnitt 4). Om man delar in vattenkraftverken i grupper med hänsyn till nivån på deras vattenkraftvärden så kan det alltså vara önskvärt att ha en total reglerkapacitet för varje sådan grupp.

Inom parentesen i andra termen finns också storheterna K₀ och K_r. K₀ ligger någonstans i intervallet mellan kostnaden i kr/kW för de dyraste och billigaste kraftverkstyperna (kärnkraftverk respektive gasturbinkraftverk), men en närmare bestämning av positionen i detta intervall kräver studier av hela kraftsystemet (se Appendix). K_r är kostnaden för erforderlig reglerkapacitet i kr/kW. Reglerkapaciteten byggs ut genom införande av automatisk styrutrustning i existerande vattenkraftverk och/eller genom utbyggnad av dessa kraftverks vattenmagasin. Rimligen bör K_r vara väsentligt lägre än K₀ eftersom det inte är fråga om en komplett kraftverksutbyggnad utan om kompletteringar av existerande verk. Någon mera exakt skattning finns dock inte.
 

5.4 Sammanfattning

Jag har i det föregående redovisat ett lönsamhetsvillkor för vindkraften och också diskuterat vad det är som bestämmer de olika variablerna i detta villkor. Jag skall nu sammanfatta diskussionen på ett sådant sätt att det klart framgår vilka konkreta typer av mätningar och undersökningar som erfordras för skattningen av de olika variablerna. I tabell 2 anges i mitten olika informationsbehov som alltså skall tillgodoses med utredningar och undersökningar av lämpligt slag. Till vänster i tabellen anges vilka variabler i lönsamhetsvillkoret som bestäms av de olika informationskategorierna. Det bör betonas att variablerna inte bestäms direkt genom de angivna undersökningarna. Undersökningarna ger bara den basinformation som behövs för att genom optimeringsberäkningar med mera komma fram till bestämda variabelvärden. Till höger i tabellen har angivits vilket av de tre objekten "kraftverket", "vinden" och "kraftsystemet" som de olika undersökningarna primärt avser. Det skall sägas att tabellen inte anger all relevant information även om jag har försökt att göra den något så när detaljerad och utförlig. Annuiteten a bestäms till exempel inte bara av kraftverkens livslängd utan också av räntan som inte är angiven i tabellen.
 

Tabell 2: Utrednings- och utvecklingsuppgifter som ingår i arbetet att ta fram ett beslutsunderlag