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

8 BESKRIVNING AV HITTILLSVARANDE VERKSAMHETER INOM VINDKRAFTPROGRAMMET

8.1 Allmänt
8.2 Kraftverket
    8.2.1 Huvudinriktning
    8.2.2 Kalkugnen
    8.2.3 Systemanalysen
    8.2.4 Offertarbete avseende fullskaleprototyper
8.3 Vinden
8.4 Kraftsystemet
8.5 Sammanfattning av resultaten med hänsyn till lönsamhetsvillkoret
 
 

8 BESKRIVNING AV HITTILLSVARANDE VERKSAMHETER INOM VINDKRAFTPROGRAMMET
 

8.1 Allmänt

I detta avsnitt skall jag beskriva den hittillsvarande verksamheten inom vindkraftprogrammet på ett i möjligaste mån neutralt sätt. Beskrivningen följer den tidigare (tabell 2) gjorda kategoriseringen av olika undersökningsuppgifter med hänsyn till om de i första hand gäller kraftverket, vinden eller kraftsystemet.

Tabell 3 visar utgifterna för vindkraftprogrammet under den första treårsperioden, det vill säga fram till och med 30 juni 1978.
 
 

8.2 Kraftverket

8.2.1 Huvudinriktning

Vindenergiprogrammet inleddes den 1 juli 1975. I november samma år inleddes arbeten på dels ett försöksaggregat (Kalkugnen) och dels en så kallad systemanalys, det vill säga ett större beräkningsarbete avseende vindkraftverks kostnader och prestanda.

Innan dessa beställningar lades ut hade man fattat ett för den fortsatta verksamheten grundläggande beslut, nämligen att hårdvaruutvecklingen främst skulle avse horisontalaxlade, snabblöpande turbiner. Detta beslut är intressant bland annat därför att det står i konflikt med slutsatsen från den tidigare STU-utredningen att framför allt vertikalaxlade turbiner skulle kunna ge god produktionsekonomi. Till grund för beslutet låg bland annat utredningar vid Saab-Scania. Motiveringen var i stora drag följande. Bland de vertikalaxlade turbinerna intresserade man sig framför allt för den så kallade Darrieusturbinen som har svängda blad. Vertikalaxlade turbiner med raka blad ansågs underlägsna på grund av de svårbemästrade centrifugalkrafterna. När man sedan jämförde Darrieusturbinerna med horisontalaxlade turbiner så såg man väsentligen på själva turbinkostnaderna. Darrieusturbinen får en sämre verkningsgrad än en horisontalaxlad turbin eftersom den inte kan förses med bladvinkelreglering. En Darrieusturbin har också lägre varvtal än en horisontalaxlad turbin och måste bland annat därför ges större bladyta för samma energiproduktion. Darrieusturbinen måste av dessa skäl innehålla både större materialmängd och ha större bladyta än en jämförbar horisontalaxlad turbin och bedömdes därför också bli väsentligt dyrare. Den vertikalaxlade turbinens fördelar, bland annat låg placering av maskineriet, bedömdes inte väga tillräckligt tungt för att kunna kompensera för den högre turbinkostnaden. Man ansåg alltså inom vindkraftprogrammet att de horisontalaxlade, snabblöpande turbinerna borde kunna ge bättre produktionsekonomi än vertikalaxlade turbiner. Det avgörande skälet till att koncentrera insatserna på horisontalaxlade turbiner var dock att bara dessa var tillräckligt välkända (mogna) för att kunna utvärderas före 1985.28) Tidsrestriktionen spelade alltså en väsentlig roll för val av huvudprincip.

Tankarna bakom kraftverksprogrammet i sin helhet kan beskrivas på följande sätt. Syftet är att genom försök i full skala så noggrant som möjligt fastställa tekniska och ekonomiska prestanda för vindkraftverk. Det är alltså först genom fullskaleförsök som man räknar med att mera definitivt kunna precisera den specifika kraftverkskostnaden K_v och dess beroende av olika parametrar (se den tidigare tabell 2 överst). De tidigare stegen i kraftverksprogrammet skall därför till stor del ses som förberedelser för fullskaleförsöken. Framför allt gäller detta försöksaggregatet i Kalkugnen (avsnitt 8.2.2). Detta aggregat skall nästan uteslutande bedömas med hänsyn till i vilken utsträckning det underlättar ett tekniskt framgångsrikt konstruerande av fullskaleanläggningar. Syftet med Kalkugnen är inte väsentligen att ge en bättre bestämning av K_v eller andra variabler än vad man hade i utgångsläget. Med systemanalysen (avsnitt 8.2.3) förhåller det sig dock delvis annorlunda. Syftet med systemanalysen torde dels ha varit att studera konstruktionsprinciper med mera, som en förberedelse för fullskaleanläggningar, men dels också att ge säkrare skattningar av elproduktionskostnaderna än som dittills förekommit.
 

8.2.2 Kalkugnen

Ett försöksaggregat som skulle placeras i Kalkugnen, nära Älvkarleby, beställdes av Saab-Scania i november 1975. Syftet var att (l) få allmänna erfarenheter av vindkraft, (2) ge realism åt parallella studier av vindkraftaggregat i kommersiell skala (avsnitt 8.2.3), (3) ge tillfälle till lastmätningar och observationer, samt (4) att få en plattform för komponentprov till rimlig kostnad.

Det beställda försöksaggregatet skulle få en märkeffekt på ca 60 kW och en turbindiameter på 18 m, det vill säga en specifik effekt av 0,24 kW/m². Tornhöjden bestämdes till 23 m. Som framgår av sifferuppgifterna så är turbinen relativt liten i förhållande till tornet och turbinens nedre punkt ligger så högst som 14 m över marken. Man övervägde också i samband med beställningen andra utföranden med både lägre torn och större turbin. Man fastnade dock för det högre tornet eftersom det gav bättre vindförhållanden, och för den mindre turbinen eftersom den var billigare. Aggregatet är byggt som en försöksplattform eftersom man i experimentsyfte vill kunna byta ut komponenter som turbin, nav, generator och så vidare. I samband med sådana byten är det också möjligt att installera en större turbin än den ursprungliga.

Försöksanläggningen i Kalkugnen är med sina ca 60 kW generatoreffekt och 18 m turbindiameter en liten vindkraftanläggning även med 1975 års mått mätt. Detta framgår av tabell 4 som visar att Kalkugnen föregåtts av åtminstone 11 anläggningar utomlands med en effekt på 100 kW eller mer.²⁹ Ett av skälen till att försöksanläggningen gjordes så liten var att den skulle användas som försöksplattform. Ju större en sådan plattform är, desto dyrare blir givetvis den tilltänkta komponentprovningen.
 
 

Försöksaggregatet blev färdigt i april 1977 då det anslöts till det elektriska nätet. Efter kontroller och mätningar levererades aggregatet sedan formellt i september 1977. För att kraftverkets prestanda och beteende i olika avseenden skall kunna relateras till vindförhållandena har två master med vindmätningsinstrument också installerats i verkets omedelbara närhet. Mätningar från dessa master inleddes i oktober 1977. Komponentprovningen vid Kalkugnen är tänkt att i första hand hålla på fram till våren 1982.

Provningen är uppdelad i ett antal faser som karakteriseras av olika huvudkomponenter i aggregatet. För närvarande ser planeringen ut på det sätt som figur 8 visar. Den första fasen, som pågick fram till april 1978, avsåg studier av Kalkugnen i dess ursprungliga utförande med bland annat aluminiumturbin och stelt nav. I den andra fasen, som inleddes hösten 78, har man behållit aluminiumbladen men bytt det stela navet mot ett flappingnav. Senare kommer man även att byta aluminiumbladen mot glasfiberblad och kolfiberblad. Någon detaljerad planering för komponentprovningen på längre sikt finns ännu så länge inte. Resultat från Kalkugnen som kommer fram före september 1979 - den streckade lodräta linjen i figuren - kan påverka hårdvaran hos de planerade fullskaleprototyperna.³⁰
 
 

 
Figur 8: Plan för komponentutprovningen vid försöksaggregatet i Kalkugnen. 1) Provningen avslutades i april 1978.

Resultaten av mätningar med mera under den första fasen finns nu redovisade i en omfattande rapport.³¹ I detta sammanhang kan man speciellt peka på följande resultat.

• Vindhastigheterna har varit avsevärt lägre än man trodde då aggregatet byggdes. Detta beror på att omliggande skog och mark bromsar vinden mer än man antog. Däremot har vindarna inte varit onormalt svaga. Vid till exempel den närliggande fyren Örskär har vindarna under den tid aggregatet funnits haft genomsnittliga vindhastigheter i god överensstämmelse med genomsnitten över längre tidsperioder. De ofta låga vindhastigheterna har medfört att en del provverksamhet tagit längre tid än man ursprungligen räknade med. Stilleståndsperioderna har varit rätt långa. Däremot sägs felbedömningen av Kalkugnsvindarna inte ha några konsekvenser för resultaten i de allmänna vindprospekteringar för Sverige som gjorts.³²

• Sambandet mellan vindhastighet och elektrisk effekt har studerats empiriskt och resultaten har jämförts med teoretiska beräkningar. I figur 9 redovisas dels uppmätta värden på vindhastighet och effekt vid samma tidpunkt (punkterna) och dels det teoretiskt beräknade sambandet (kurvan). Man ser att överensstämmelsen mellan teori och empiri är god i delar av det aktuella vindhastighetsintervallet. För låga vindhastigheter blir dock effekten mindre än beräknat (punkterna ligger till stor del under kurvan) och för höga vindhastigheter större. Märkeffekten (59 kW exakt) uppnås någonstans mellan 10 och 11 m/s.

Figur 9: Sambandet mellan vindhastighet och elektrisk effekt vid försöksaggregatet i Kalkugnen

• Vissa mekaniska påkänningar på aggregatet har varit avsevärt större än beräknat. Det stela navet har överfört stora krafter till maskinfundamentet, i vilket en spricka uppstått. Sprickan har reparerats och utgör i sig inget problem. Vad som anses betydelsefullt är emellertid att försöken vid Kalkugnen visat att stela nav antagligen är sämre än man ursprungligen trott. Detta resultat anses vara av stor betydelse vid konstruktionen av fullskaleprototyperna även om de relativa fördelarna av ledade blad blir mindre ju större ett kraftverk är.³⁴

8.2.3 Systemanalysen

Systemanalysen beställdes liksom försöksaggregatet i november 1975 av Saab-Scania. Systemanalysen skulle inriktas på horisontalaxlade, snabblöpande turbiner för generering av elkraft och den skulle innehålla såväl konstruktionsstudier som kostnadsberäkningar. En preliminär slutrapport levererades i mars 1977 och en sammanfattande slutrapport i december samma år.³⁵ I huvudsak utfördes alltså systemanalysen samtidigt som försöksanläggningen i Kalkugnen byggdes.

I de delar där systemanalysen är inriktad på konstruktionsproblem diskuteras bland annat sådant som kostnad för, och nyttan av, bladvinkelreglering, torderade blad, ytfinhet och så vidare. På samma sätt diskuteras val av material för turbinen, konstruktionsprinciper för nav, torn med mera. Dessa delar av systemanalysen skall jag dock inte närmare beskriva här. I stället går jag direkt på kostnadsberäkningarna.

Kostnadsberäkningarna har inriktats på fyra så kallada basprojekt. Den tekniska utformningen av dessa basprojekt följer de linjer som de nämnda konstruktionsstudierna anvisar. Gemensamt för alla fyra basprojekten är att de har tvåbladiga turbiner i lä om tornet, bladvinkelreglering, kuggväxel, asynkrongenerator som är direkt inkopplad på kraftnätet och betongtorn. Basprojekten skiljer sig emellertid åt beträffande turbin- och navutformning med mera, på sätt som framgår av tabell 5. Turbindiametern är alltså 50 m i basprojekt 1 och 2 och 100 m i basprojekten 3 och 4. Den väsentliga skillnaden mellan 1 och 2 ligger i turbinmaterialet. I basprojekt 1 är turbinen av stål vilket medför relativt tunga och breda turbinblad, och därmed också ett relativt låg varvtal hos turbinen. Kolfibermaterialet i basprojekt 2 däremot medger relativt lätta och smala blad och ett högre varvtal hos turbinen. Turbinen (turbinaggregatet) i basprojekt 1 väger 55 ton och i basprojekt 2 endast 30 ton. Skillnaden mellan basprojekten 3 och 4 är i princip densamma. Basprojekt 3 är den tyngre, långsammare och enklare konstruktionen. Basprojekt 4 den lättare, snabbare och mer sofistikerade. Turbinen i basprojekt 3 väger 270 ton medan den i basprojekt 4 väger 190 ton.
 

Eftersom både tornhöjd och generatoreffekt har varierats inom varje basprojekt så rymmer varje sådant projekt nio olika kraftverk. Sammanlagt har alltså 36 kraftverk kostnadsberäknats. Beräkningen ger ett värde på K_v i kr/kW. För vart och ett av de 36 kraftverken har också årsenergiproduktionen beräknats för medianvindarna 6,5 och 7,5 och 8,5 m/s på 100 m höjd. Detta innebär att det också finns värden på utnyttjandefaktorn uv för varje kraftverk och medianvind. Sedan behövs bara en annuitet för att man skall kunna beräkna energiproduktionskostnaden aK_v/u_v för varje kraftverk och medianvind. Jag har givit a samma värde som i den tidigare refererade vattenfallsstudien, det vill säga 0,1. Resultaten utvisar att basprojekt 2 genom gående är gynnsammare än basprojekt 1, det vill säga för varje kombination av tornhöjd, generatoreffekt och medianvind så ger basprojekt 2 en lägre energiproduktionskostnad än basprojekt 1. I samma bemärkelse är basprojekt 3 generellt gynnsammare än basprojekt 4. För kraftverk med den mindre turbindiametern är alltså den lätta och snabba konstruktionen den gynnsammaste, medan det omvända gäller för kraftverken med den större diametern. I den fortsatta redovisningen begränsar jag mig till basprojekten 2 och 3.

I tabellerna 6 och 7 redovisas i 1976 års penningvärde elproduktionskostnaderna i basprojekten 2 och 3 under olika betingelser i avseende på tornhöjd, generatoreffekt och medianvind.³⁶ Dessa beräkningsresultat är de mest genomarbetade och utförligaste som hittills presenterats i Sverige. Av speciellt intresse är minimisiffrorna för olika medianvindar som strukits under i tabellerna 6 och 7 och också presenteras i tabell 8.

Tabell 8 Lägsta elproduktionskostnader i kr/kWår under olika medianvindar i basprojekten 2 och 3

Den lägsta redovisade produktionskostnaden är 930 kr/kWår. Detta värde ligger klart under den lägsta kostnaden i Vattenfalls utredning från 1974 på 1250 kr/kWår. Med tanke på penningvärdesförsämringen under tiden mellan de båda utredningarna är skillnaden ännu större än vad de redovisade siffrorna ger vid handen.

Tabellerna visar också att ökande medianvind snabbt ger lägre kostnader, som man ju har anledning att vänta sig. Av tabell 8 framgår också att basprojekt 3, det vill säga de större kraftverken, genomgående har lägre minimikostnader än basprojekt 2. Skillnaden mellan de båda projekten är förhållandevis stor för lägre medianvindar.
 

Av tabellerna 6 och 7 framgår vidare att man inte i någon större utsträckning "ringat" in minimivärdena i den bemärkelsen att man angivit tornhöjder och generatoreffekter på båda sidor om de värden som ger lägsta kostnaden. För det gynnsammare av de båda basprojekten, nr 3, gäller till exempel följande. För samtliga medianvindar uppnås den lägsta kostnaden för den maximala tornhöjden och det är därför fortfarande en öppen fråga i vilket intervall en optimal tornhöjd ligger. För två av medianvindarna - 7,5 och 8,5 m/s - uppnås på samma sätt den lägsta kostnaden för den maximala generatoreffekten. För dessa båda medianvindar har man alltså inte heller ringat in den optimala effekten.
 

För tolkningen av systemanalysens kostnadsuppgifter är följande av intresse. Kostnaderna avser den kompletta vindkraftanläggningen inklusive mark, erforderliga vägarbeten, transformatorer och anslutningsledningar. En inkörd serieproduktion av vindkraftverk på cirka 200 MW/år förutsätts. Prisnivån är enligt fjärde kvartalet 1976. Delkostnaderna är underbyggda på följande sätt.
 

• Vindturbinkostnaden har kalkylerats av Saab-Scania men navkostnaden också externt (i förhållande till Saab-Scania).
• Växeln kan enligt systemanalysen levereras av flera olika företag, men principerna för kostnadskalkylen är inte angivna.
• Generatorkostnaderna är framtagna genom en intern totalkalkyl baserad på externa komponentpriser.
• Maskinhuskostnaderna har kalkylerats av Saab-Scania och fundamentkostnaderna externt.
• Tornkostnaderna avser betongtorn och är externt kalkylerade.
• Servo- och kontrollsystemkostnaderna har kalkylerats av Saab-Scania, men baserar sig på externa komponentpriser.
• Elinstallationskostnaderna baserar sig på externa komponentpriser.
• Monteringskostnaden är kalkylerad av Saab-Scania och bedöms vara rätt osäker.

Följande allmänna kommentar till kostnadsberäkningarna finns i systemanalysen. "Säkerheten i kostnadsunderlaget är ej stor. Detta beror på att utredningen behandlat många alternativ men vart och ett med begränsat djup, på att vindkrafttekniken är ny i den meningen att man i vissa fall ej tillämpat den aktuella tekniken på så stora objekt eller i så stora antal. Denna osäkerhet är olika för de olika delobjekten. Vissa är tämligen konventionella medan andra förutsätter en betydande utveckling.

Denna osäkerhet har bemötts genom att det i delobjektkostnaderna ingår en viss post oförutsett, som valts olika för de olika delobjekten med hänsyn till deras olika utvecklingsgrad.

Med hänsyn till att tekniska alternativ existerar för alla delobjekten finns det möjligheter att söka sig andra vägar om det visar sig att ett visst tekniskt val ej är förenligt med de kostnadsmål som är aktuella."
 

8.2.4 Offertarbete avseende fullskaleprototyper.³⁷

I maj 1978 beställde Nämnden för energiproduktionsforskning (NE) offerter avseende fullskaleprototyper för vindkraftverk från intresserade företag. Avsikten var att beställa in minst två prototyper som skulle vara färdigbyggda 1981 - i Skåne och på Gotland. Offerterna skulle lämnas in före den 1 november 1978. Förberedelsearbetet för offertinfordran, det vill säga arbeten avseende kravspecifikationer med mera, bedrevs väsentligen under perioden september 1977 till mars 1978. Det utfördes av Flygtekniska försöksanstalten, Svensk industris konstruktions- och beräkningskontor AB (SIKOB), Vattenfall och Sydkraft samt de potentiella tillverkarna Saab-Scania och Statsföretag.

De offererade prototyperna skulle se ut på följande sätt. Generatorn skulle vara på 2-4 MW och kunde vara synkron eller asynkron. Turbindiametern skulle vara 70-90 m. Tornet skulle vara minst lika högt som turbindiametern. De angivna intervallen för generatoreffekt och turbindiameter innebär att specifika effekten kunde variera från 0,31-1,04 kW/m². Vid preciseringen av de vindförhållanden under vilka prototyperna skulle arbeta utnyttjade man bearbetningar av vindmätningar på 10 m höjd från Sturup. Offerterna skulle inte bara ange en kostnad för prototypen utan också innehålla beräkningar av vad motsvarande kraftverk skulle kosta i serieproduktion. Bland annat för att få till stånd ett seriöst beräkningsarbete på denna punkt åtog sig NE att betala upp till 1 miljon kronor per inlämnad offert.

Beträffande den allmänna filosofin kring offertinfordran kan följande anföras. Till att börja med fäste man stor vikt vid att få fram konstruktioner som lämpade sig för serieproduktion. Vidare var avsikten att ge de potentiella tillverkarna stor frihet i valet av tekniska lösningar. Offertinfordran är väsentligen en funktionsspecifikation och bara vissa grundkonstruktioner och data är fastlagda. Skälet är att man genom offerterna ville få olika konstruktionsprinciper belysta - till exempel olika material i turbinblad, olika navtyper, olika tornmaterial (betong och stål), olika generatortyper (synkrona och asynkrona), och olika växeltyper. Mera allmänt var man intresserad av att få både lätta och tunga konstruktioner belysta (jämför avsnittet 8.2.3).

Vid prototyparbeten är avvägningen mellan teknisk risk och ekonomiska prestanda ofta intressant. Om man redan i prototypstadiet driver den ekonomiska optimeringen långt så kan man därigenom tvingas till tekniska risker som skulle kunnat undvikas om man gav avkall på ekonomin. Vid planeringen av fullskaleprototyperna har filosofin med hänsyn till dessa problem varit följande. Man har visat starkt intresse för ekonomin genom betoningen av att de offererade grundkonstruktionerna skall vara serieproduktionsvänliga. Om man kan minska de tekniska riskerna hos prototyperna utan att ändra på grundkonstruktionen är man dock beredd att göra det. Någon ekonomisk optimering av prototyperna inom ramen för grundkonstruktionen sker sålunda inte nödvändigtvis. När det gäller grundkonstruktionerna som sådana tar man emellertid medvetet en viss teknisk risk eftersom det skall vara fråga om teknisk utveckling. Riskerna gäller framför allt strukturdynamiken, det vill säga det dynamiska samspelet mellan kraftverkets olika komponenter, mellan kraftverket och kraftsystemet, och så vidare. Om riskerna materialiseras kan detta ta sig uttryck i dynamiska svängningar som medför större påkänningar än beräknat på något ställe i konstruktionen. Detta kan i så fall innebära kortare livslängd för de berörda komponenterna. De strukturdynamiska fenomenen anses vara starkt skalberoende och man betonar därför inom vindkraftprogrammet nödvändigheten av att de studeras i full skala.

Det är av intresse att jämföra de planerade fullskaleprototyperna med systemanalysens resultat och med utländska planerade vindkraftverk. Jämförelsen med systemanalysen visar att prototyperna inte når de dimensioner som enligt systemanalysen ger de lägsta elproduktionskostnaderna. Det kraftverk som enligt systemanalysen gav de lägsta kostnaderna för medianvindarna 7,5 och 8,5 m/s hade ju en generatoreffekt på 6 MW och en turbindiameter på 100 m. Dessa värden ligger utanför specifikationerna i offertinfordran. Att man inte velat bygga så stora prototyper sammanhänger med att de tekniska svårigheterna då bedöms bli väsentligt större.

Tabell 9 visar vilka vindkraftverk i utlandet som blivit färdigbyggda efter 1975 eller som planeras bli byggda (tabellen utgör alltså en fortsättning av den tidigare tabell 4). Som synes är de svenska fullskaleprototyperna stora i en internationell jämförelse. De enda planerade kraftverk som med hänsyn till turbindiametern är större än de svenska prototyperna är amerikanska MOD-2 och västtyska Growian (med reservation för eventuella ryska kraftverk). För närvarande är det oklart vilket av dessa kraftverk som blir färdigt först.
 
 

Det är bara från svenska företag som man begärt offert. Detta beror bland annat på att man velat ha huvudkontraktskrivaren inom Sverige eftersom det underlättar kommunikationer med mera. Däremot har man stimulerat de svenska företagen att på egna vägnar söka medverkan av utländska företag i prototyparbetet. Man har dock krävt att det tekniska kunnande som eventuellt tas in utifrån skall vara importerbart i den bemärkelsen att det på sikt skall kunna leda till tillverkning inom Sverige.

Offerter har lämnats av följande företag:

• Karlskronavarvet
• Kockums
• Götaverken
• Karlstads Mekaniska Verkstad
• Swedevind (Saab-Scania plus Stal-Laval)

Av stort intresse är de i offerterna beräknade serieproduktionskostnaderna. Till att börja med gäller då att spännvidden mellan lägsta och högsta kostnad i offerterna är tämligen stor, till en del möjligen beroende på att en del av de lägre skattningarna kan ha varit alltför optimistiska. Beräkningarna i offerterna har på NE's uppdrag i efterhand granskats av SIKOB. Totalt har några manmånaders arbete satts in på den granskningsuppgiften. Man har för de olika komponenterna i kraftverken, och de olika momenten i byggandet, med utgångspunkt från relevant erfarenhetsmaterial sökt beräkna vilka kostnadsreduceringar serieproduktionen kan medföra. Slutresultatet av beräkningarna i offerterna, och den därefter följande granskningen, är i stora drag följande. Vid serier på 20-100 kraftverk per år beräknas produktionskostnaden för vindelektricitet i 1978 års penningvärde kunna bli ca 1200-1600 kr/kWår (14-18 öre/kWh). Spännvidden i skattningen beror inte väsentligen på den obestämda seriestorleken utan på andra faktorer. Kostnaden är beräknad med samma annuitet som använts tidigare i denna rapport, men är mera realistisk såtillvida att den också inkluderar driftkostnader.
 

8.3 Vinden

När det gäller vindundersökningar som utförts inom ramen för vindkraftprogrammet kan det vara lämpligt att skilja på bearbetningar av tidigare existerande vinddata, helt nya vindmätningar, samt vetenskapliga studier. Inom bearbetningsområdet har följande gjorts.

• Med utgångspunkt från vindhastighetsmätningarna från meteorologiska stationer på 10 m höjd har en beräkning av vindenergiresurserna i Sverige gjorts. Detta arbete har resulterat i isoventkartor som anger årsmedianvindar på 10, 50, 100 och 150 m höjd över hela landet.

• Data från 22 av de 45 meteorologiska stationerna har bearbetats för att ge en mer detaljerad bild av vindförhållandena. Bland annat har vindens variation över dygnet och året, förekomsten av perioder med speciellt svag eller stark vind, samt förekomsten av snabba vindhastighetsfall studerats.

• Vinddata från Sturup har bearbetats för att ge underlag för vindbeskrivningen i offertinfordran.

• Samtidiga timvärden av vindhastigheter vid Studsvik, Ringhals och Gladsax har bearbetats för att ge en bild av sammanlagringseffekter. På grund av de stora luckorna i datamaterialet har bara några få veckor kunnat studeras och slutsatserna är därför av begränsat värde.

Inom området vetenskapliga vindstudier är kanske det viktigaste att modellerna för beräkning av vindhastighet på högre höjder med utgångspunkt från hastigheten på låg höjd utvecklats avsevärt. Dessa utvecklade modeller har använts vid en del av de tidigare beskrivna bearbetningarna, till exempel vid bearbetningen av data från Sturup. Vidare har teoretiska och empiriska studier av vindförändringarna på läsidan av vindkraftverk utförts. Detta är av betydelse för grupperingen av kraftverk i en gruppstation. Utveckling av metoder att göra vindhastighetsprognoser har påbörjats. Slutligen skall nämnas att studier av luftens turbulens påbörjats, bland annat genom mätningar med hög tidsupplösning vid Kalkugnen.
 

8.4 Kraftsystemet

Endast mycket begränsade studier av kraftsystemet har utförts. Mera omfattande studier har dock planerats sedan länge.
 

8.5 Sammanfattning av resultaten med hänsyn till lönsamhetsvillkoret

Säkerheten i bedömningen av vänstra ledet i lönsamhetsvillkoret har ökat framför allt genom systemanalysen, genom beräkningarna i offerterna, och genom den efterföljande granskningen av dessa beräkningar. Med nu tillgänglig information verkar det inte otänkbart att elproduktionskostnaden vid höga medianvindar (8,5 m/s) kan komma att nå ner mot cirka 1200 kr/kWår. När det gäller högra ledet är kunskapsläget i allt väsentligt detsamma som i utgångsläget och någon preciserad bedömning är därför inte möjlig. Med utgångspunkt från framställningen i bland annat avsnitt 5.3.1 förefaller det dock inte orimligt att vindkraft som kostar kring 1200 kr/kWår kan bli av intresse i framtidens kraftsystem.