Page 1

Handbok i vindkraftprojektering

1


Handbok i vindkraftprojektering

Originalets titel: Tuulivoiman projektiopas av Energia-Ekono Oy, 5/1999 (numera Electrowatt-Ekono Oy) Översättning till svenska: F. Malmgren och R. Mansén/ Vindkraftföreningen r.f.

ISBN 952-5304-09-4 ISSN 1456-4483 Copyright Motiva, Helsingfors, 2000 Utformning Meridian X Oy och Eija Jaskari, Diktio Oy

2


Förord

Handboken i vindkraftprojektering är ett kunskapspaket som riktar sig till beslutsfattare inom elproduktions- och distributionsbolag, till kommuner och övriga myndigheter för markanvändning och beviljande av tillstånd, samt till övriga intresserade. Dess ändamål är att i koncentrerad form presentera de väsentligheter som behövs för att starta upp och genomföra ett vindkraftprojekt. Det begränsade sidantalet medger inte någon större detaljrikedom utan avsikten är närmast att åskådliggöra de väsentliga åtgärdsfaserna i projekteringen. Källförteckningen i slutet ger hänvisningar till vidare kunskap inom aktuella ämnesgrupper. Strukturen är uppbyggd så att de aktiviteter, som behandlas i samma avsnitt (del I–III) är sådana, som det även tidtabellsmässigt lämpar sig att starta och slutföra parallellt. Många aktivitetsfaser (t.ex. de i kapitlen 2, 4 och 5) är dock sådana, som bör tas upp till behandling upprepade gånger under projektets gång. Därför är innehållsförteckningen snarare ämnescentrerad än kronologisk. Bokens materialinsamling, tryckning och distribution har finansierats av Motiva. Innehållet är samlat och redigerat av Electrowatt-Ekono Oy:s projektgrupp. Som projektchef verkade DI Esa Holttinen, som även tillsammans med DI Jari Keinänen byggde upp huvuddelen av innehållet. Kapitlen 2.3–2.4 skrevs av EM Marjo Paavola, kapitel 2.5 av TkD Heli Antila, kapitel 4 av DI Sari Sarin och AFM Mika Pohjonen och kapitel 6 av EM Talvikki Mäkelä. För kapitel 7 konsulterades DI Harri Lamminmäki och för kapitel 8.3 ing Jarmo Hämäläinen. Medlemmarna i Electrowatt-Ekonos projektgrupp har deltagit i planerandet och genomförandet av olika aktiviteter i en mängd vindkraftprojekt på olika håll i Finland. Materialet till denna handbok härrör sig till största delen ur de erhållna erfarenheterna. Vid uppgörandet av handboken har man även utnyttjat rikligt med källmaterial såsom framgår av förteckningen i slutet av boken. Handbokens innehåll har under arbetets gång kommenterats av följande personer: Mika Anttonen och Sirkka Vilkamo/ handels- och industriministeriet, Herbert Byholm/ Vindkraftföreningen rf, Kimmo Dahl/ Tunturituuli Oy, Jorma Jantunen/ miljöministeriet, Aarne Koutaniemi/ Lumituuli Oy, Robert Mansén/ Ålands Teknologicentrum, Timo Mäki/ Hyötytuuli Oy, Mauno Oksanen/ Vapon Tuulivoima Oy, Kari Pakarinen/ Finlands kommunförbund, Eero Pere/ Sener och Bengt Tammelin/ Suomen Tuulivoimayhdistys ry. För innehållet svarar Electrowatt-Ekono Oy:s projektgrupp och de synsätt, åsikter och rekommendationer som presenteras i texten är författarnas egna.

3


Innehållsförteckning

1 Inledning: Allmänt om vindkraft 1.1 Den tekniska och ekonomiska utvecklingsnivån

6

1.2 Vindkraftens aerodynamik och meteorologiska grunder

9

1.3 Vindkraftsteknik

11

1.4 Lönsamhetsfrågor

13

Del I – Projektstart och förundersökning 2 Projektorganisation 2.1 Allmänt

16

2.2 Det lokala elbolaget som byggherre och ägare

19

2.3 Separat vindkraftbolag

20

2.4 Andelslag

23

2.5 Vindkraftproducentens avtal

24

2.6 Informationsverksamhet

28

2.7 Hjälp angående projektorganisation

29

3 Projektförutsättningar 3.1 Val av plats

30

3.2 Projektets ekonomi

37

3.3 Hjälp angående förundersökning

45

Del II – Förberedelse för genomförandet 4 Finansiering 4.1 Självfinansiering och lånekapital

47

4.2 Stödformer

49

4.3 Hjälp angående finansieringsfrågor

50

5 Markanvändning och miljövärdering 5.1 Markplanering

51

5.2 Markanskaffning

53

5.3 Ansökan om bygglov

54

5.4 Övriga tillstånd

57

5.5 Miljökonsekvenser och hur de beaktas

66

5.6 Hjälp vid markanvändnings-, tillstånds- och miljöfrågor

73

6 Val av vindkraftverk

4

6.1 Olika typer av vindkraftverk

75

6.2 Tillverkare av vindkraftverk

83

6.3 Anbudsbegäran

86

6.4 Utvärdering av anbud

88

6.5 Hjälp vid val av aggregat

90


Del III – Planering, uppförande och ibruktagning 7 Avtalsronden 7.1 Olika modeller för projektets genomförande

91

7.2 Upphandlingskontrakt och förhandlingar

94

8 Planering och övervakning av genomförandet 8.1 Planering av förläggningsplatsen

97

8.2 Fundamentbygge, mark- och vägarbeten

98

8.3 Elarbeten

100

8.4 Transport och installation av vindkraftverk

103

8.5 Ibruktagning

105

8.6 Testning av prestanda

105

9 Projektets efterskötsel 9.1 Försäkringar

108

9.2 Garantier, underhållsavtal, reservdelar, skolning

108

9.3 Information, guidning, produktionsuppföljning

109

Del IV– Sammandrag 10 Projektprocessen 10.1 Olika metoder för genomförande

111

10.2 Den totala tidtabellen

115

10.3 Kostnadsberäkning

117

Källförteckning

118

Litteratur

119

Internet-adresser

120

Bilaga 1 Exempel på genomförda projekt

121

Bilaga 2 Företag i branschen

128

Bilaga 3 TE-centralernas kontaktuppgifter

131

5


1

Inledning: Allmänt om vindkraft

1.1

Den tekniska och ekonomiska utvecklingsnivån

Den första energikrisen, i mitten av 1970-talet, ledde till att man började undersöka utnyttjandet av vindkraft för elproduktion i större skala. Några prototyper till kraftverk hade dock byggts redan under årtiondena efter andra världskriget. I slutet av 1970-talet och början av 1980-talet fokuserades forskningen på experimentkonstruktioner för flera MW och av 60–100 m dimensioner. Dessa, som enstaka projekt uppförda provstationer, visade sig olönsamma. I Danmark och i Kalifornien började vid decennieskiftet 1979–80 en annan typs utveckling; med skattelättnader och investeringsstöd kunde små, 10–55 kW anläggningar göras lönsamma och framställningsserierna började snabbt växa. Företagsamheten var i begynnelsen amatörmässig och anläggningarna blev, som följd därav, mindre tillförlitliga. Med ökande serier utvecklades tekniken sedan snabbt;

tillverkningskostnaderna

sjönk,

tillförlitligheten

ökade

och

anläggningarna växte i storlek. I slutet av 1980-talet serieproducerade man redan 200–450 kW anläggningar. Sedan år 1980 har tillverkningskostnaderna för vindkraftverk sjunkit med minst en faktor 3. Nuförtiden garanterar tillverkarna en 95 % ja upp till 97 % teknisk tillgänglighet och alla ledande tillverkare har ISO 9001 kvalitetscertifikat. För tillfället (1999) har de stora kommersiella vindkraftverken en nominell effekt på 1 000–1 600 kW och större, sannolikt 2–3 MW typer kommer ut i marknaden inom de närmaste åren, speciellt för offshore-bruk. Upp till 5 MW anläggningar är under utveckling. Vindkraften är den snabbast växande energiproduktionsformen. Under 1990-talet har vindkraftbaserad elproduktion ökat med 25–30 % per år i genomsnitt. På sommaren 1999 nådde den globala sammanlagda installerade effekten redan 11 000 MW. Vindkrafttekniken är på hög nivå och fullt kommersiell. Den tekniska utvecklingen är mycket snabb, speciellt i relation till de kapital som satsats på forskning och utveckling. Vindkraften anses vara en av de mest lovande teknologierna för utvinning av förnyelsebar energi. I de flesta västeuropeiska länder har man som resultat av kommersialiseringen av vindkraft byggt ut avsevärda mängder vindkraftkapacitet. I Tyskland nådde den installerade effekten sommaren 1999 över 3 000 MW, varav 793 MW byggdes under år 1998 och över 1 000 MW under 1999. I Danmark hade man samma tid installerat 1 500 MW med en årlig nyinstallation om ca 300 MW. Spanien hade ungefär 1 100 MW och under år 1999 kommer man förmodligen att ha byggt sammanlagt 1 000 MW till. Holland och Storbritannien hade båda knappa 400 MW var. Vid sidan om Västeuropa är USA en väsentlig utvecklare av vindkraft med en installerad kapacitet om 2 500 MW, varav ca 1 000 MW byggdes under 12 månader mellan somrarna 1998–99.

6


Under år 1998 installerades globalt sammanlagt 2 000 MW, vilket betyder ca 12 mrd mk i investeringar. Världsmarknadens årliga tillväxt är ca 30 %. År 2010 beräknas Europa förfoga över 40 000 MW vindkraft och USA över minst 10 000 MW. 10000

3500

9000 8000 7000

3000 MW M W/a

6000

2500 2000

5000 4000 3000

1500 1000

2000 1000 0

500 0

Bild 1 Utvecklingen av vindkraftkapaciteten i Europa åren 1980–99 /1/

Finlands första, till elnätet kopplade, vindkraftverk restes år 1986 i Ingå Kopparnäs av Imatran Voima Oy (numera Fortum). År 1987 påbörjade HIM (handels- och industriministeriet) och Meteorologiska institutet utredningen "Undersökning av storskalig vindenergiproduktion". Då HIMs NEMO-program, för undersökning av nya energiteknologier, startades år 1988, började kartläggningen av vindförhållandena och övrig vindkraftbefrämjande forskning systematiseras och utvidgas. Som resultat skapades bl.a. Meteorologiska institutets publikation över Finlands Vindatlas /2/ och Meteorologiska bakgrundskunskapen för kartläggning av vindenergi /3/. Kemijoki Oy uppställde en 65 kW arktisk provinstallation på Hetta i Enontekis år 1991. I slutet av samma år byggdes vårt lands första vindkraftpark (4 x 200 kW) i Korsnäs nära Vasa. År 1993 byggdes över tiotalet 200–300 kW vindkraftverk, huvudsakligen längs kusterna av Bottenviken. Åren 1995–1997 byggdes 450–600 kW verk vid Bottenhavet, på Åland och i Lappland. De verk som byggdes 1998 var av storleken 500–750 kW. Under 1999 uppnådde tillbyggnaden ca 20 MW, med enheter upp till 1,3 MW. De senaste installationerna är: •

Lumijoki 660 kW offshore, i början av 1999

Björneborg, som i somras fick landets största vindkraftpark, 8 x 1 MW

Kotka 2 x 1 MW

Nystad 2 x 1,3 MW

Oulunsalo 1,3 MW

Kuivaniemi 3 x 750 kW

Närpes 750 kW

Åland 2 x 600 kW

Lappland, fjället Olos, 3 x 600 kW utöver tidigare 2 x 600 kW

7


50 45 40

Kapacitet M Wh

35

P ro d u k t i o n G W h

38

30 25 20 17

15 10

12

5 5

6

7

1995

1996

0 1992

1993

1994

1997

1998

Bild 2 Utbyggnaden av vindkraftkapaciteten och dess produktion i Finland /4/

Bild 3 Installerade vindkraftverk och platser i Finland i slutet av 1999 /4/

8

1999


I det stimulansprogram för vindkraftbaserad elproduktion, som handels- och industriministeriet presenterade år 1993 var målsättningen att nå 100 MW till år 2005. Stimulansprogrammet har under hösten 1999 omarbetats och siktar nu på 500 MW till år 2010 och nämner vindkraften som producent av ett flertal procent av vår elkonsumtion kring år 2025. I slutet av 1999 steg den sammanlagda effekten av alla till nätet kopplade vindkraftverk till 38 MW.

1.2

Vindkraftens aerodynamik och meteorologiska grunder

De fysikaliska egenskaperna, som utgör grunden för utnyttjandet av vindkraften, bildar ett vidsträckt och komplext sammanhang, varav här endast presenteras några centrala och grundläggande fakta. Vindens energiinnehåll växer med tredje potensen av vindhastigheten. Härav följer att den momentana effekten, som ett vindkraftverk producerar, kraftigt varierar med vindhastigheten. Vindförhållandena inverkar alltså i högsta grad på vindkraftverkets lönsamhet. De tidsmässiga variationerna i vindens hastighet sträcker sig från mycket korta, några sekunder långa kast till årstidsbundna ändringar. De märkbaraste topparna i frekvensspektret representeras av de ca en minut långa kasten som beror på turbulens (virvelfenomen) och av de några dygn långa cyklerna som beror på vädersystemens rörelser. Andra märkbara cykler är dygns- och årscykeln. Märkbara skillnader uppstår även i medelvindhastigheten för olika år. På varandra följande år kan visa upp till 30–40 % skillnader /5/. De vindkrafttekniskt intressantaste variationerna är de snabba, som förorsakas av turbulens, och som utsätter vindkraftverken för mekaniska påfrestningar och förorsakar spänningsvariationer i elnätet. Betydelsefulla är även dygns- och årstidsväxlingarna som inverkar på vindkraftens ekonomi. I Finland är årstidsvariationerna fördelaktiga emedan medelvindhastigheterna är större under vintermånaderna då även elbehovet är större. Däremot uppvisar varandra påföljande vintrar och vintermånader stora skillnader. De allra strängaste köldperioderna är ofta lugna (förutom i fjälltrakterna), men å andra sidan inträffar mildare vintrars elbehovsmaximum ofta under tider av måttlig köld medan starka vindar ökar byggnadernas värmeförluster. Vindkraftproduktionens årsvariationer presenteras i bild 4. I närheten av markytan, i det sk ytskiktet (under 100–200 m), minskas vindhastigheten av den friktion som uppstår av växtlighet, byggnader och andra hinder. Vindhastigheten växer där med höjden över mark och ökar brantare ju tätare hindren är. Till den vertikala förändringen i hastighet medverkar även variationerna i luftens temperatur (stabilitet) /3/. Även markytans formationer, dvs höjdprofilen, inverkar på vindens hastighet i ytskiktet. En sådan inverkan är den sk backeffekten (speed-up); på kullens topp är vindhastigheten större än nertill. Backeffekten presenteras i bild 5. Backeffekten framträder bäst då kullen är långsluttande och jämn; branta och ojämna höjdskillnader ökar närmast vindens turbulens.

9


20

% av årlig produktion

1992 15

1993 1994 1995

10

1996 1997 1998

5

Medelvärde

0 1

2

3

4

5

6 7 Månad

8

9

10 11 12

Bild 4 Månadsfördelningen av ett nätkopplat vindkraftverks produktion I Finland åren 1992– 1998 /5/

Bild 5 Schematisk bild av backeffekten /6/. Bilden representerar en kal kulle där varken markytans friktion eller luftstabiliteten beaktats.

Av energin i den luftström som rör sig genom svepytan av ett vindkraftverks rotor, kan man teoretiskt utnyttja ca 59 %, vilket alltså är den teoretiska verkningsgradens maximum för ett vindkraftverk. Förlusterna kommer sig av att vindhastigheten bakom rotorn är mindre än framför den, och då hastigheten minskar utvidgas luftströmmen, eftersom luftmassans volym inte förändras. Den avsevärt lägre verkningsgraden jämfört med t.ex. en vattenturbin beror på att vattenturbinens strömningskanal är avgränsad, så att vattenströmmen inte kan utvidga sig. I praktiken ligger vindkraftverkens maximala verkningsgrad kring 50 %. Förluster uppstår av luftströmmens turbulens (rotorn kan endast utnyttja den rotationsaxelriktade strömningskomponenten) och av att rotorbladens profil och rotationshastighet inte är optimala. Förluster i verkningsgraden uppstår förutom i rotorn även i den mekaniska kraftöverföringen, i generatorn, transformatorn och kablarna, men de är inte av större betydelse för helhetens verkningsgrad. Den momentana verkningsgraden (luftströmmens rörelseenergi till elenergi) är i bästa fall 45–50 %. På årsbasis uträknad medelverkningsgrad beror på utfallet av den momentana verkningsgraden och hur bra vindkraftverket är anpassat för ifråga-

10


varande terrängläge. Bild 6 visar ett exempel på ett 1 MW vindkraftverks årliga produktion och medelverkningsgrad. Energifördelningen i den luftström som passerar vindkraftverkets rotor [MWh] Produktionsfördelningen hos ett verk med teoretiskt maximal verkningsgrad [MWh] Fördelningen av den producerade energin [M W h] Vindens hastighetsfördelning

800

16%

700

14% 12%

600 5900 MWh 500

10%

400

8%

300

6% 2200 MWh have = 37 %

200

4%

100

2%

0

0% 0

5

10

15

20

25

V i ndhastigheten [m/ s]

Bild 6 Exempel på hur vindhastigheterna fördelar sig på årsbasis, och den genom ett 1 MW verks rotor strömmande luftmassans energi- och elproduktionsfördelning som funktion av den momentana vindhastigheten. Vindhastigheten är för verkets navhöjd, Weibull-fördelad med parametrarna A=7,3 och k=2,11, varvid medelvindhastigheten är 6,4 m/s.

Emedan den effekt vindkraftverket presterar är starkt beroende av vindhastigheten är det, vid uppskattning av förväntad produktion, väsentligt att klargöra vindens statistiska hastighetsspridning och säsongberoende variationer för ifrågavarande läge. Närmare upplysningar i ämnet fås t.ex. ur källhänvisningarna 2–6.

1.3

Vindkraftsteknik

Moderna 500–1 650 kW kommersiella vindkraftverk har horisontal axel och trebladig rotor på vindsidan av tornet. På verk som byggdes under 1980-talet var rotorn ofta placerad på lä sida om tornet. Denna typ har dock nästan helt övergivits p.g.a. turbulens- och bullerproblem. Även vertikalaxlade verk har utprovats. Av dessa kan nämnas Darrieus- och Musgroveturbinerna samt Savonius-rotorn i mindre verk. Marknaden erbjuder även mindre storleksklasser (3 kW–50 kW) för t.ex. gårdsbruk, samt alldeles små (50 W–2 kW) för t.ex. fritidshus. Denna handbok gäller främst nätanslutna vindkraftverk på minst 500 kW för lokal elproduktion. Ett horisontalaxlat vindkraftverks komponenter presenteras i bild 7.

11


1.Rotor, 2 eller 3-bladig 2.Maskinhus 3.Torn 4.Nav 5.Huvudaxel och -lager 6.Skivbroms 7.Uppväxlingslåda 8.Generator 9.Styrsystemets riktningsoch hastighetsgivare 10.Vridsystem

Bild 7 Principskiss av ett vindkraftverks huvudkomponenter

Tornet till ett 500–1650 kW vindkraftverk är vanligen 50–90 m och rotordiametern 40–70 m. Tornet är i europeiska verk vanligen ett rörformat ståltorn (i USA används även fackverkstorn), som förankrats i ett betongfundament. Maskinhuset inrymmer växellåda, generator samt system för justering och styrning. Växellådan omformar rotorns låga varvtal, 10–40 rpm, till för generatorn lämpliga 1 000–1 500 rpm. Generatorn är vanligen en 4- eller 6-polig asynkrongenerator, varvid dess varvtal alltså styrs av nätets spänningsfrekvens. Särskilda motorer vrider maskinhuset upp mot vinden med hjälp av styrsystemen. Maskinhuset är vanligen av stål eller glasfiberlaminat. Rotorvingarna tillverkas nuförtiden vanligen av kompositmaterial, som består av glasfiber och ibland även av kolfiber eller trä tillsammans med epoxy eller polyester. Bladen fungerar även som justerings- och bromsmekanismer. Styrning av uttagen effekt sker med stall- eller bladvinkelmetoden, varom närmare i kapitel 5.1. Vindkraftverket stannas med hjälp av bladens tvärställbara spetsar (stallstyrda verk) eller genom att vrida hela bladet ur vindens grepp. Verken har dessutom ett annat separat bromssystem, en skivbroms, på endera den långsamma eller (vanligen) den snabba axeldelen.

12


1.4

Lönsamhetsfrågor

Vindkraftverkens ekonomi behandlas närmare i kapitel 3.2. Här följer ett sammandrag av de väsentligaste begreppen. Ett vindkraftverk är en kapitalintensiv elproduktionsform. De årliga driftsoch underhållskostnaderna är endast ca 2 % av investeringskostnaden. I praktiken betyder detta att den producerade elenergins pris till ca 70 % utgörs av kapitalkostnader och till 30 % av drifts- och underhållskostnader. Investeringskostnaden består av verkets upphandlingspris, infrastrukturkostnader (väg och elnät), verkets transport och montage, samt planeringskostnader. Drifts- och underhållskostnaderna består grovt uppdelat av underhåll och reparationer, försäkringar samt administrations- och övervakningskostnader. Vid beräknandet av elproduktionspriset beaktar man vanligen en realränta på 5 % och en brukstid på 20 år, en tid som befunnits vara en realistisk uppskattning i ett flertal internationella undersökningar. De äldsta danska anläggningarna är redan av denna ålder och en stor del fungerar fortsättningsvis. Nya vindkraftverk är tekniskt mera avancerade och därför tillförlitligare. Å andra sidan utsätts stora anläggningar för avsevärt större dynamiska belastningar och de säkerhetskoefficienter man använt i konstruktionsskedet har kraftigt reducerats, av konkurrensorsaker och i takt med utvecklingen av beräkningsverktygen. Produktionskostnaderna beror i avgörande grad även på verkens tekniska tillgänglighet. Vanligen garanteras 95–97 % tillgänglighet under 2–5 år, beroende på tillverkare. Med åldern, efter 10 års bruk, minskar tillgängligheten sannolikt småningom. Avgörande för produktionskostnadsnivån är naturligtvis den årliga mängden producerad elenergi. Som mått på den använder man vanligen toppeffekttiden, dvs årsproduktionen dividerad med nominella effekten. I Finland kan man hålla som tumregel att man längs kusterna och i skärgården uppnår 1 800–2 000 h/a på bra vindlägen. På de högsta fjällen kan man i princip uppnå nivån 2 500–3 000 h/a men hittills har fjällanläggningarnas produktion varit i nivå med medelmåttiga kustinstallationer. Toppeffekttiden beror förutom på vindläget även av den valda maskintypens egenskaper. Genom att för lägen med svagare vindar använda en maskintyp med längre vingar kan man förlänga toppeffekttiden. Sålunda är toppeffekttiden inte ett mått som allena beskriver lägets vindförhållanden. Vindkraftens produktionskostnader (mk/kWh) kan, liksom andra energiformers, beräknas med hjälp av formeln: p = (ci + com )I/e där ci är kapitalkostnadens annuitetsfaktor (med 5 % realränta och 20 års brukstid är ci = 0,08), com är de årliga drift- och underhållskostnaderna i relation till investeringskostnaden (normalt 0,02), I är totala investeringskostnaden i mk och e är den beräknade årsproduktionen i kWh. Nuförtiden kostar ett vindkraftverk, transporterat till platsen och till färdigt fundament mellan 4 500–5 500 mk/kW, där de stora verken (1 MW och över)

13


representerar övre gränsområdet. Härtill kommer kostnaderna för vägarbeten, eljobb och fundamentbyggandet samt kostnader för planering och koordinering. Då man bygger en vindkraftpark med flera verk inom samma område inbesparas kostnader för såväl elarbeten som för vägar och planering. Därutöver kan maskinleverantören ge rabatter på offererade pris eftersom inbesparingar kan göras vid transporter och montage. Trots detta stiger totalkostnaderna lätt över 6 000 mk/kW. Det fördelaktigaste bygget i Finland skedde 1995 då Eckerö 500 kW vindkraftverket uppställdes för 5 000 mk/kW. På bra vindlägen och byggmässigt fördelaktiga platser längs kusten och i skärgården når man för tillfället produktionskostnadsnivån 25 p/kWh (utan investerings- eller skattestöd). Bild 8 presenterar i grova drag vindkraftenergins produktionskostnadsnivå som funktion av investeringsnivån och toppeffekttiden. Vidare visar diagrammet i stora drag till vilken investeringskostnadsnivå, produktivitetsklass och produktionskostnadsnivå förefintliga vindlägen kan hänföras. Offshore vindkraftverkens kostnadsnivå är tillsvidare på mycket osäker grund, likaså investeringskostnaderna och förväntad produktion. Vid byggen till havs kan man dock anta att med ökande vindresurser (bättre vind längre ut från land) ökar även bygg- och underhållskostnaderna. Diagrammet kan även användas för beräkning av produktionspris för projekt, som åtnjuter investeringsstöd. 80 7000 mk/kW 6000 mk/kW

70

5000 mk/kW 4000 mk/kW

60

3000 mk/kW

Inlandet

50

40

Fjällområden

30

Offshore

Kusttrakterna

20

10

0 1000

1500

2000

2500

3000

3500

Toppeffekttid [h/a]

Bild 8 Ett vindkraftverks produktionspris som funktion av totalinvesteringen och toppeffekttiden (brukstid 20 år, 5 % realränta)

Redan nu kan man på de bästa lägena komma till 20 p/kWh produktionspris utan investeringsstöd. Framtida vindkraftverks upphandlingspris antas sjunka ytterligare med ökande tillverkningsserier och teknisk utveckling. Ökande anläggningsstorlek ger proportionella fördelar genom minskande infrastrukturkostnader per installerad kW. Brukstiden för kraftverken och deras komponenter förväntas öka med den pågående tekniska utvecklingen. Större anläggningars ( > 1 MW) investeringskostnader är normalt något högre per kW än i 500–750 kW klassen, men istället är den förväntade produktionen per installerad kW oftast större, och underhållskostnaderna lägre i relation till nominella effekten.

14


För energiproducenten beror den producerade vindkraftenergins värde på hur produktionen fördelar sig över olika årstider och dygnstider, och på vilken prisnivå den alternativa energin har. Detta i sin tur beror på vem byggherren är, eller egentligen vilka hans normala inköpsprisnivåer är. Allmänt kan sägas att det för ett kraftbolag kan vara svårt att påvisa lönsamhet emedan vindkraften tänkes ersätta alternativ energi som kan inköpas från stamnätet eller produceras på annat sätt i stora egna kraftverk. För privata konsumenter och små och mellanstora industriföretag kan vindkraftenergin vara av avsevärt större värde emedan den ersätter energi, som annars inköps ur distributionsnätet. Vindkraftenergins värde ökas av det faktum att en stor del av produktionen sker under vinterhalvåret då elenergin är dyrare. Årstidsinverkan är störst på de lappska fjällen och minst på inlandets flacka områden. Noggrannare uppgifter om vindkraftenergins värde kan inte ges i denna handbok emedan elmarknaden kontinuerligt befinner sig i kraftig omformning. Vindkraften har även andra än ekonomiska värden för producenter och kommuner. Många hittills förverkligade projekt har sålunda varit bundna till olika PR-målsättningar.

15


Del I – Projektstart och förundersökning 2

Projektorganisation

2.1

Allmänt

2.1.1 Projektets bakgrund och uppstart

Emedan vindkraften tillsvidare är ett ganska okänt begrepp i stora delar av landet kan man räkna med att, inledandet och genomförandet av ett vindkraftprojekt, inte kan göras med alltför snäv tidtabell. Snabbare går det om det i grannskapet finns vindkraftverk från förut och fenomenet sålunda är bekant för bosättningen och myndigheterna. Initiativet till ett vindkraftprojekt kan komma från många olika håll. Denna handbok behandlar kommersiella vindkraftverk (i motsats till forskningsprojekt), varvid initiativet vanligen uppkommer inom det lokala eldistributionsbolaget, inom kommunstyret eller på gräsrotsnivå bland bosättningen. Vindkraftföreningarna (Suomen Tuulivoimayhdistys ry och Vindkraftföreningen rf) strävar att, i sin informationsverksamhet, väcka intresse för vindkraften och kan härigenom inspirera till idéer, som leder till uppstart av vindkraftprojekt. Under senaste tid har konkurrensen om elmarknaderna, samt marknadsföringen av olika miljövänliga elprodukter, kraftigt stimulerat till uppkomsten av de projekt, som nu blivit genomförda. Konkurrensen mellan distributionsbolagen och den "kedjekoppling" som skett dem emellan har satt fart på uppkomsten av vindkraftprojekt där flera elbolag medverkat. Ett bolag som ursprungligen bildats för ett vindkraftprojekt kan senare äga flera vindkraftverk eller andelar i sådan på många håll i landet. Exempel på sådana är Fortums Tunturituuli Oy, Hyötytuuli Oy som samägs av flera städers energibolag, samt Propel Voima Oy, som bildades av samarbetsgruppen Voimatori. Som ett nytt fenomen i Finlands vindkraftutveckling bör ännu nämnas sammanslutningar av privata elkonsumenter, som skapar och genomför vindkraftprojekt. Ålands Vindenergiandelslag och det landsomfattande Lumituuli Oy är exempel på sådana som kommit längst i sin verksamhet. Projektets första skede är vanligen att inleda en förundersökning. Se kapitel 3. Kort sagt är ändamålet med förundersökningen att; a) finna bra platser för vindkraftverken och b) att uppskatta projektets tekniska, ekonomiska och markanvändningsmässiga premisser. Projektets bakgrund och uppstart är naturligtvis till sin natur olika, beroende på projektets storlek. För stora projekt behövs bättre organisatorisk och ekonomisk beredskap. Kommunstyrda, och av ideella föreningar eller privatpersoner uppstartade projekt, kommer sannolikt även i fortsättningen att vara anspråkslösare till sin volym; målsättningen blir att ställa upp ett eller på sin höjd några enheter. Ett större elbolag eller ett vindkraftbolag, som samägs av

16


Del I – Projektstart och förundersökning

flera elbolag, kan från första början planera byggprojekt på 5–10 ja flera tiotals MW, eventuellt uppdelat på flera geografiska platser. Då elmarknaderna internationaliseras kan det i Finland i princip även uppstå vindkraftparker som ägs av internationellt verksamma storbolag eller t.ex. av tillverkarbaserade bolag. Under senaste år har det enligt sådana modeller förverkligats projekt i såväl England, Spanien, Irland som i USA. Tillsvidare har vindkraftenergins marknadspris i Finland (även inkluderande "eko-el-tilläggen på några p/kWh) hållits på så låg nivå, att investeringarna inte lockat utländskt kapital. Uppstarten av ett vindkraftprojekt – från idé till förundersökning – kan fordra tid från ett par månader till flera år, beroende på aktivitet hos den som driver projektet samt på projektets storlek. Framskridningstakten beror dessutom på hur lätt man finner ett potentiellt placeringsläge och i vilken mån vindkraften är bekant på orten, dvs graden av fördomar angående vindkraftens inverkan på miljön. Parallellt med förundersökningen bör man planera organisationen för genomförandet. Längre fram i texten presenteras några alternativa modeller. För detta skede bör reserveras några månader. För att projektet skall lyckas är det viktigt att bosättningen på orten, medborgarorganisationer och myndigheter, inriktas på att projektet är ett lokalt utvecklingsprojekt, som betjänar hela trakten och icke bara någon enstaka instans. Bygglov och övriga tillstånd fås i allmänhet snabbare om kommunens beslutande organ deltar i valet av byggplats. Likaså lönar det sig att klargöra naturskyddsföreningars och andra liknande instansers åsikt om placeringen redan i begynnelseskedet, så att man redan från början får en miljövänlig inställning till projektet. Före projektet förs vidare bör naturligtvis markägarens positiva inställning vara bekräftad. Ifall traktens elnätsbolag inte själv innehar anläggningar bör man överenskomma om elförsäljningen och överföringen. I praktiken bör detta göras i alla fall emedan elproduktion och överföring är separata affärstransaktioner. Ibland blir det aktuellt att även överlåta drift och underhåll åt det lokala elbolaget. Avtalsfrågorna behandlas senare i detta kapitel. Med markägaren kan man komma överens om att ersätta markarrendet med andelsel eller att ersättningen på annat sätt görs beroende av energiproduktionen. För projektören innebär detta dock egna risker, varför engångsersättning blir redigare. Om markarrendet binds till elproduktionen bör avtalet noga omfatta händelseförloppet i fall av generationsskifte, utflyttning från trakten eller inverkan av andra ändringar i ägoförhållandena. Fördomar kan även undanröjs och positiv inställning till projektet ökas genom att närbosättningen inkopplas som andelsägare. Detta är synnerligen viktigt om elbolaget är projektör emedan elbolag lättare uppfattas som drivare av egna intressen, utan att bry sig om bosättningens behov, än kommunen eller någon personsammanslutning inom kommunen. Nackdelen är den extra administration, som en mängd små delägare medför, bl.a. ifråga om elkontrakt, extra fakturering osv.

17


Del I – Projektstart och förundersökning

Sannolikheten för att motstånd uppstår är störst om projektören är en helt utomstående instans, t.ex. ett enbart på affärsmässiga grunder opererande, landsomfattande eller internationellt företag. Erfarenheterna från andra länder, speciellt Storbritannien, visar att denna typ av ägarstruktur har allra svårast att få stöd av den lokala bosättningen. Obekanta och nya fenomen skapar alltid misstroende. Sannolikt kan inga vindkraftprojekt genomföras utan någon part ställer till besvär. Det lönar sig att öppet informera om projektet redan i ett tidigt stadium via press och t.ex. lokalradiobolag. Det minskar misstroendet och motståndet. Eventuellt motstånd bryter ut redan i början och med faktabaserad öppen information kan man oftast övervinna fördomarna. Opinionsundersökningar visar att motståndarna, i alla de kommuner där det byggts vindkraftverk under senaste år, nästan undantagslöst bytt åsikt, senast då de fått se anläggningarna i funktion. Det värsta för projektets publicitet är om det sker i hemlighet och det endast offentliggörs med bristfällig och motsägelsefull information. 2.1.2 Val av projektorganisation

Det är på många sätt naturligast om det lokala elbolaget själv kan genomföra projektet och äga det direkt eller via en separat affärsenhet. Den ekonomiska lönsamheten är dock härvidlag svårare att påvisa, emedan den vindkraftproducerade energin ersätter el från grossistmarknaden, eller el från egna storanläggningar. Som vi tidigare konstaterat möter även det lokala elbolaget lättare på motstånd än sammanslutningar av andelsnatur. Ifall elbolaget inte själv genomför projektet som enda ägare, är det ofta motiverat att grunda ett separat bolag, som de olika intressenterna kan ansluta sig till. Fastän nätbolaget själv är koordinator av projektet kan det ändå vara av ekonomiska eller administrativa skäl orsak att grunda ett bolag för skötsel av ägoförhållanden och nödig byrokrati. Finsk lagstiftning ger tre egentliga bolagsalternativ; öppet bolag, kommanditbolag och aktiebolag. Övriga juridiska privatföretagsformer är andelslag och förening. Även sammanslutning kan utöva affärsverksamhet. För vindkraftprojekt kommer närmast aktiebolag och andelslag ifråga. Öppet bolag eller kommanditbolag används vanligen inte för projekt som förutsätter stora investeringar och där det i princip kan finnas förlustrisker. I praktiken utesluts val av sådana företagsformer p.g.a. svårigheter med administration och överlåtelse av ägoandelar, samt det personliga ansvaret för företagets förpliktelser. Föreningar och samfund kommer inte heller ifråga p.g.a. ofullständig lagstiftning och skattemässig ställning.

18


Del I – Projektstart och förundersökning

Valet av bolagsform påverkas av åtminstone följande faktorer: •

Det behövliga kapitalet

Den avkastning kapitalet kräver

Hur bestämmanderätten fördelas i bolaget

Svårighetsgraden av administrationshanteringen

Möjligheten att byta företagsform till annan och därvid uppstående beskattningsfrågor

Beskattningen ur bolagets och dess ägares synpunkt

Bolagsandelarnas likviditet i investerarens ögon

Aktiebolags- eller andelslagsformen motiveras av bl.a. följande: •

Stort antal investerare möjliggör insamling av stort kapital. Den enskilda investerarens förlust blir liten vid ett eventuellt misslyckande

I aktiebolag eller andelslag undgår delägarna personligt ansvar för bolagets åligganden. Delägarens ansvar begränsas till hans egen satsning.

Dividend på aktiekapitalet utdelas bara ur bolagets fria kapital dvs av insamlade överskott. Aktiekapitalet tillbakabetalas vanligen inte under verksamhetstiden. Andelslagets kapital kan däremot variera

Om det bland delägarna finns skattepliktiga företag (aktiebolag och andelslag) kan de delta i ett annat bolags upphandling av anläggningstillgångar och få avskrivningsfördel och drifträttighet till anläggningen

2.2

Det lokala elbolaget som byggherre och ägare

Det lokala leveranspliktiga elbolaget (t.ex. det kommunala energiverket) har specialiserat sig på att införskaffa och leverera energi enligt affärsekonomiska principer. Således kan det helt naturligt fungera som byggherre för vindkraftverk, varvid vindkraften blir en del av affärsverksamheten och får stå för en del av elanskaffningen. Ett sådant bolag har tekniska och ekonomiska förutsättningar för projektets genomförande. Vanligen behövs inga specialarrangemang; ny personal behöver inte anställas, anläggningens anslutning till nätet är rutinjobb osv. Fördelaktigt är dock att bilda en särskild arbetsgrupp, vars medlemmar ges möjlighet att i tillräcklig mån koncentera sig på projektets genomförande. I de projekt, som dragits

ev

energibolag,

har

stundom

uppstått

tidsproblem

med

projektfördröjning som följd. För vindkraftspecifika frågor bör dock även energibolag ta med utomstående expertis, åtminstone då det första projektet planeras. Även finansieringen lyckas vanligen utan specialarrangemang för ett stort eller mellanstort elbolag. Små bolag upplever ofta de begränsade ekonomiska och personalresurserna som problem vid uppstart av ett vindkraftprojekt. För kommunala eller kommunägda energiverk kan även politiska aspekt i beslutsfattandet skapa extra fördröjningar och försvåra planering och genomförande. Det vanligaste problemet för den elbolagsägda modellen är dock att påvisa lönsamhet. Den låga prisnivån på inhandlad el och de stora investeringskostnaderna för vindkraftverk gör att man inte ens med de statliga stöden får budgeten i jämvikt. 19


Del I – Projektstart och förundersökning Elbolaget som byggherre – fördelar:

Elbolaget har goda tekniska, ekonomiska och praktiska förutsättningar för projektet (nätanslutning, driftledning osv)

Elbolaget kan ordna med drift och underhåll

Lätt att sköta avtal angående försäljning och överföring av el

Bolaget får positiv offentlig PR genom projektet

Markanskaffningsbyrokratin är vanligen lätthanterad

Negativa sidor

Med nuvarande elprisnivå är det svårt att påvisa lönsamhet

Projekten är marginella jämförda med annan verksamhet; det kan vara svårt att lösgöra resurser för projektets genomförande, planering och verkställande förskjuts från år till år.

2.3

Separat vindkraftbolag

2.3.1 Juridiska och administrativa frågor

Aktiebolaget är en juridisk person, sk kapitalbolag, där envar aktionär ansvarar för bolagets förpliktelser endast till värdet av sin egen andel. I bolaget satsat aktiekapital blir således i nyckelposition angående bolagets verksamhet och ansvarskraft. Aktiebolaget kan vara privat eller publikt (Ab eller Abp). Det privata aktiebolagets aktiekapital bör vara minst 8 000 euro och det publikas minst 80 000 euro. Aktierna bör vara av lika värde ifall kapitalet är uppdelat i flera aktier. Till bundet kapital räknas förutom aktiekapitalet även överkursfond, reservfond och värdeökningsfond. Aktiebolag används typiskt i sådana fall då bestämmanderätten önskas hållas koncentrerad och samlad fastän bolaget i övrigt har ett stort antal aktionärer. Bolagets löpande ärenden handhas av dess verkställande organ, verkställande direktören och styrelsen. Aktionärerna utövar sin makt i bolaget vid bolagsstämman bl.a. genom att välja styrelse och bestämma om vinstutdelning. Aktionärernas

rättigheter

är

administrativa

(bolagsstämman)

och

förmögenhetsriktade (dividender och delningsandelar). Bolagets aktier ger vanligen lika stora rättigheter i bolaget. I bolagsordningen kan man dock specificera olika aktier, varvid olika aktionärer kan ha olika förmögenhetsoch/eller administrationsinriktade rättigheter. I ett aktiebolag kan man därför, lättare än i ett andelslag, koncentrera bestämmanderätten i bolagets ärenden till definierad aktionärskategori. I aktiebolag kan specificeras aktieserier, som ger olika stor rösträtt eller olika fördelar till dividend. Bolagets ändamål antas vara att inbringa vinst åt aktionärerna, men det kan även ha annat ändamål, t.ex. förvaltande av vetenskapliga, konstinriktade, politiska eller andra värden. Avvikande ändamål bör upptas i bolagsordningen, som även bör omfatta specificering av vinstdisposition. Aktiebolag förutsätts redovisa förklaring av hur periodens resultat uppstått, den ekonomiska situationen vid bokslutsdatum jämte bilageuppgifter och verksamhetsberättelse.

20


Del I – Projektstart och förundersökning

Bland aktiebolags bilageuppgifter bör ingå uträkning av utdelbar vinst. (Aktiebolagslagen 12:2 §). Utträde ur aktiebolag sker enkelt så att aktierna avyttras, t.ex. genom försäljning. 2.3.2 Beskattning

Ett aktiebolags beskattningsbara resultat beräknas separat för vart inkomstslag, genom att från beskattningsårets resultat avdra från tidigare år fastslagna förluster för likadant inkomstslag. De bekattningsbara resultaten för vart inkomstslag sammanräknas och beskattas med bolagsskatt. Aktiebolags alla inkomstslag beskattas med 29 % skatt. För aktiebolag uträknas inte separata beskattningsbara resultat för stats- och kommunalbeskattning. De dividender aktionärerna erhåller uppdelas i kapitalinkomst och förtjänstinkomst. Dividend som utbetalas av börsbolag är kapitalinkomst allt igenom. Av andra bolags dividender utgörs kapitalinkomstdelen av 13,5 % av det matematiska värdet av aktionärens aktieinnehav, medan den överstigande delen räknas som förtjänstinkomst. En akties matematiska värde beräknas genom att dividera bolagets nettoförmögenhet med aktiernas antal. Vid uträknandet av nettoförmögenheten beaktas totalbeloppet av skulderna. Kapitalinkomstskatten är 29 % medan förtjänstdelen följer progressiv skala. I ett aktiebolag är det möjligt att inverka på om bolagets vinst beskattas som bolagsvinst eller som aktionärs förtjänst. Om dividend inte utbetalas beskattas bolagets vinst med den relativt låga 29 % bolagsskatten. Om vinst utdelas som dividend, beskattas aktionären i privatbolag dels för kapitalinkomst, dels för förtjänstinkomst. Angående kapitalinkomstdelen, där skatten är 29 %, förorsakar den sk. "gottgörelsen för bolagsskatt" att små dividendinkomster i allmänhet är skattefri inkomst för naturliga personer. Oftast beskattas dividend till naturlig person lika mycket som bolaget. Man bör minnas att den del av dividenden som anses vara kapitalinkomst är 13,5 % av nettoförmögenhetsandelen. Överstigande del räknas vid beskattningen som förtjänstinkomst. Utdelning kan man nuförtiden även sträva till att göra så att ingen skatt alls blir utmätt. Det kan man försöka nå genom att sälja bolagets produkter eller andra fördelar åt aktionärerna till underpris eller genom att betala överdimensionerade arvoden för tjänster som aktionärerna gör åt bolaget. För att eliminera sådana arrangemang har det i bolagsbeskattningen medtagits regler angående sk. förtäckt dividend. Med det menas "med pengar jämförbar fördel, med vilken bolaget gottgör aktionär eller anhörig, vanligen som avsevärt avvikande prissättning eller gratis". Ändamålet med alla dessa regler är att de fördelar aktionärerna åtnjuter skall beskattas inom bolaget. Förtäckt dividend beskattas progressivt hos mottagaren, som förtjänstbaserad inkomst, men gottgörelse beviljas för den skatt bolaget erlägger. Personbolag är underkastade egna regler om privat utnyttjande samt kringgående av skatt. Reglerna angående förtäckt dividend blir besvärliga angående ömsesidiga bolag. Med ömsesidiga bolag menas företag, vars ändamål är att betjäna sina ägare till självkostnadspris. Gällande bostadsaktiebolag säger skattelagen helt klart att självkostnadsprincipen gäller, utan beskattningsföljder.

21


Del I – Projektstart och förundersökning 2.3.3 Prissättning av självkostnad

I rättsförfarandet är prissättning av självkostnad tillåten i vissa fall. Ett viktigt prejudikat utgör HFD:s beslut (HFD 1963 B I 5) som gällde ett energibolag, som enligt sin bolagsordning var förpliktigat att leverera sådana mängder elström till sina delägare, som stod i relation till respektive ägarandelar, och ägarna var förpliktigade att stå för bolagets kostnader i samma förhållande. Bolaget ansågs inte ha utdelat dividendliknande eller annan fördel, trots att det debiterade elpriset kunde anses ha varit under gängse värde. Det väsentliga i beslutet är det att el levereras till aktionär endast till den del ägoandelen utgör. Skulle överstigande mängd säljas till nedsatt pris skulle den sannolikt bli underkastad beskattning. Av ovanrelaterade beslut följer å andra sidan att ett vindkraftbolag, som prissätter till självkostnadspris, inte torde kunna ha andra aktionärer än sådana, som använder dess elproduktion och som deltar i kostnaderna. Till denna slutsats leder redan det faktum att aktionärerna principiellt är jämställda. Här nedan presenteras ett sammandrag av fördelar och nackdelar hos ett separat vindkraftbolag jämfört med den elbolagsägda modellen och andelslaget. Separat vindkraftbolag – fördelar:

Jämfört med elbolag •

Ekonomisk lönsamhet lättare att påvisa

Resurserna kan koncentreras på genomförandet av projektet

Närbosättningens inställning till projektet är oftast positivare om det är möjligt att själv delta

Jämfört med andelslag •

Aktiekapitalet är fixerat (förutom vid kraftigare förlustfall)

Ägandet och beslutsrätten kan lätt koncentreras till en fåtalig aktionärsgrupp

Det är lätt att träda ut ur aktionärsskapet

Nackdelar:

Jämfört med elbolag •

Det fordras särskilda avtal för försäljning och överföring, vilket medför mera fakturering och administration Underhåll och reparation av anläggningarna är inte nödvändigtvis lika lätt. Av det föregående följer att projektet i alla händelser, delvis bör dras i samarbete med det lokala elförsäljnings-/eldistributionsbolaget

Jämfört med andelslag •

22

I vissa fall säkras delägarnas likställdhet bättre i ett andelslag


Del I – Projektstart och förundersökning 2.4

Andelslag

2.4.1 Juridiska och administrativa frågor

Andelslag är ett samfund, vars delägarantal och kapital icke är fastslagna i begynnelsen, och vars ändamål är att bedriva verksamhet så, att delägarna deltar i andelslagets verksamhet genom att använda dess funktioner, t.ex. som konsumenter eller som producenter. Andelslagets bundna egna kapital bildas av andelskapital, tilläggsandels- och placeringskapital samt reservfond och värdestegringsfond. Placeringskapitalet påminner om aktiebolags aktiekapital. Fördelningen mellan bundet och fritt kapital lämnas ospecificerad i balansräkningen. Andelslag rekommenderas dock att i tilläggsuppgifterna uppge det fria utdelbara kapitalets storlek, vilket även behövs för att ge tillräcklig och rätt bild av samfundet. Andelskapitalet kan ständigt förändra sig när andelar säljs åt nya medlemmar eller när tidigare medlemmar lämnar andelslaget. I princip kan vem som helst bli medlem, men oftast har man i andelslagets regler begränsat anslutningen eller ställt villkor. Andelslagets ändamål är inte strävan efter egentlig vinst. Liksom i aktiebolagsfallet är ej heller andelslagsmedlemmarna ansvariga för andelslagets förpliktelser. I reglerna brukar dock fastlås tilläggsbetalningsplikter, varvid följden är att medlemmarna kan råka ut för att ansvara för samfundets förpliktelser. Andelslagets löpande ärenden sköts av dess verkställande direktör och styrelse. Andelsägarna utnyttjar sin makt vid årsmötet genom att välja styrelse och bestämma om utdelningar. Bestämmanderätt vid mötet utövas av närvarande medlemmar. Envar närvarande medlem har en röst. Om reglerna förespråkar att majoriteten av medlemmarna skall utgöras av andelslag eller andra samfund, kan i reglerna stipuleras att sådan samfundsmedlem har flera än en röst. Emedan andelslagsmedlemmarna vanligen har jämlik rösträtt vid andelslagets möten är maktkoncentration inte typisk inom andelslag. Detta kan stundom räknas till andelslagens fördelar, t.ex. om projektet startats av ett byalag eller annan lokal instans, och man vill garantera alla deltagare lika rätt och ansvar. Andelsavgifterna bör vara lika stora. Reglerna kan stipulera att medlem har rätt att, eller åläggs att, delta med mera än en andel. Reglerna kan även fastställa att andelslagsmötet har rätt att bestämma om uppbärande av extra avgift vid behov, för verksamhet som stadgats i reglerna. Därutöver kan reglerna fastställa olika inträdes- eller anslutningsavgifter samt tidigare nämnda tilläggsavgifter. I reglerna upptagen tilläggsavgift kan betyda att medlem personligen ansvarar för andelslagets förbindelser och övriga skulder, t.ex. vid andelslagets konkurs, ifall andelslagets egna medel icke är tillräckliga. Andelslaget kan även samla kapital med tilläggsandelsavgifter eller i form av placeringskapital. Tilläggsandelsavgifter kan bara erläggas av medlem medan placeringskapital kan inbetalas av utomstående. Ingendera kapitalformen ger bestämmanderättigheter utan de motsvarar placeringsmedel för vilka andelslaget betalar ränta ur sitt överskott. Placeringsandelarna har förhandsrätt till utdelningsandel om andelslaget upplöses. Utdelningsandel svarar mot placeringsandel. 23


Del I – Projektstart och förundersökning

Medlemsskap i andelslag kan inte överföras till annan men man kan utträda ur andelslaget. Utträde fordrar skriftlig anhållan till andelslagets styrelse. Åt medlem som utträtt ur andelslag utbetalas andelsbetalningen ett år efter det bokslutsdatum som följer näst inpå anhållan, ifall andelslagets ekonomiska tillstånd, enligt lagen om andelslag (30.1 §), ger möjlighet därtill. 2.4.2 Beskattning och självkostnadsprissättning

Andelslagets beskattningsbara resultat beräknas på samma sätt som för aktiebolag; separat för vart inkomstslag genom att från beskattningsårets resultat avdra från tidigare år fastslagna förluster för likadant inkomstslag. Även andelslags beskattningsprocent är 29. Den ränta på andelskapitalet, som andelslaget betalar åt sina medlemmar jämställs beskattningsmässigt med aktiebolags utbetalade dividend. Sålunda är även försäljning av andelsberättigad elenergi till självkostnadspris möjlig att ordna på samma sätt som i aktiebolag. Prejudikat saknas emellertid.

2.5

Vindkraftproducentens avtal

Vindkraftproducenten bör göra upp entydiga avtal angående överföringen av elströmmen. Elförsäljningsavtal bör göras om producenten inte själv konsumerar all vindel. Dessutom blir det motiverat med avtal angående drift, underhåll och möjligen angående driftsledningen. 2.5.1 Överföring av el

Elmarknadslagen förpliktigar nätbolaget att till sitt nät ansluta sådana kraftproducerande anläggningar, som uppfyller de tekniska kraven, och att för skälig ersättning sälja elöverföringstjänster åt behövande, i den mån nätets kapacitet tillåter. Vindkraftproducenten gör anslutnings- och överföringsavtal med det nätbolag på vars distrikt vindkraftverket skall byggas. Producenten erlägger anslutningsavgift åt nätbolaget. Avgiften varierar från bolag till bolag. Listpriserna berättigar närmast till kontakt med nätet och täcker de vanliga anslutningsarbetena. Men förfarandet varierar mellan bolagen, om anslutningen fordrar utbyggnad av nätet eller förbättringar. Somliga bolag debiterar hela eller merparten av kostnaderna som anslutningsavgift. Andra uppfattar

nätbyggnad

som

normal

nätförbättring,

som

debiteras

i

överföringstariffen. Det går inte heller att entydigt särskilja nätbyggnad från -förbättring. Därför kan anslutningskostnaderna variera avsevärt även inom samma nätbolags distrikt. Det lönar sig därför att i projektets början förhandla med det lokala nätbolaget, så att anslutningskostnaderna blir klargjorda utgående från kraftverkets placering och storlek. Nätbolagen har olika tariffer för producenter och konsumenter. Det lokala eldistributionsbolagets överföringsavgifter fås direkt av bolaget eller från Elmarknadscentralen. Överföringstariffen består vanligen av en grundavgift plus en energibunden del, som kan variera med dygnets timmar och årstiden. 24


Del I – Projektstart och förundersökning

Somliga bolag definierar även avgiftskomponenter som beror på anslutningsoch reaktiva blindeffekter. Tariffen kan även variera beroende på i vilken spänningsnivå anslutningen görs. Överföringstarifferna för producenter varierar mycket från varandra i olika bolag. Somliga elbolag har rentav negativa avgiftskomponenter medan andra bolag har mycket höga. De stora olikheterna beror vanligen på olika balans mellan produktion och konsumtion i olika bolag. Det lönar sig att göra klart för sig vilka överföringstariffer och anslutningsavgifter som gäller redan vid jämförelsen av alternativa byggplatser. Senast bör de beaktas vid uppgörande av lönsamhetskalkylerna (se kapitel 3.2.3). 2.5.2 Försäljning av el

Då vindenergi konsumeras är problemet det att den momentana produktionen sällan sammanfaller tidsmässigt med konsumtionen. Därför kan vindkraften inte ensam svara för konsumentens elförsörjning – om inte eldistributören tar ansvar för att kompletterande energi finns till hands. Detta sker ju för övrigt då konsumenten köper hela sitt elbehov, som vindkraft, av bolag som erbjuder sådan. I det följande betraktas hur det är möjligt att kombinera vindkraft med annan elupphandling. Vindkraft åt ägarna

Vindkraftverkägaren kan själv konsumera sin produktion eller sälja den. Då all energi konsumeras själv behövs inget försäljningsavtal. En förutsättning är dock att såväl produktionspunkt som konsumtionspunkt förses med timenergiregistrerande mätare. Konsumtionen bör i var stund vara större eller lika med produktionen. Om vindkraftverkets produktion i något moment (på timbasis) överstiger konsumtionen bör, för överskjutande del, göras försäljningsavtal. För den del av konsumtionen, som överstiger produktionen, bör finnas ett inköpsavtal med något elförsäljningsbolag. Ovanstående gäller även då vindkraftverkägaren har flera konsumtionspunkter, eller om ägarna är många med därav följande många konsumtionspunkter. Det väsentliga är att det i produktionspunkten och i alla konsumtionspunkter sker timbaserad energimätning. Produktionspunkten och konsumtionspunkterna kan befinna sig i olika nätbolagsdistrikt. Ifall vindkraftverkägarens konsumtion inte mäts med timbaserad mätare är det enklast att använda elbolaget som mellanhand. Bolaget köper upp hela produktionen och säljer åt vindkraftverkägaren den del han behöver. Alla finska elbolag är möjliga parter, varför även flera olika anbud angående provision mellan köp och försäljning kan inhämtas. Samma försäljningsbolag säljer sedan (åt vindkraftverkägaren) även den behövliga tilläggsenergin. Detta förfaringssätt hämtar in nya kunder åt elbolaget, varför det blir möjligt att förhandla fram mycket små förmedlingsprovisioner.

25


Del I – Projektstart och förundersökning Försäljning av vindkraftel

Vid försäljning av vindkraftel bör försäljningsavtal uppgöras. Produktionen kan säljas åt något elförsäljningsbolag eller direkt åt konsument. Direktförsäljning till konsument fordrar timbaserad mätning. Om konsumtionen alltid är större än produktionen behövs inga andra avtal. Konsumenten behöver dock ett annat inköpsavtal för den del konsumtionen överstiger vindkraftproduktionen. Det är okomplicerat att sälja vindkraftproduktion till ett elbolag. Det innebär visserligen inte högsta möjliga pris för den producerade energin, men även i detta fall kan man konkurrensutsätta elbolag och begära flera upphandlingsanbud. Elbolagen kan vara beredda att betala överpris av imageskäl. Om vindkraftel önskas säljas till konsument som inte har timbaserad mätare är elbolaget som mellanhand ofrånkomligt. Verksamheten avviker inte från den, som relaterades ovan, angående vindkraftverkägaren som konsument. Hittills tillämpade elförsäljningsavtal

När ett elbolag äger ett vindkraftverk, marknadsför och säljer det sin produktion åt sin egen kundkrets. Vindkraft används i reklamsyfte men kan även säljas under särskilda avtal, varvid priset vanligen är något högre än för annan el. Hos separata vindkraftbolag finner man många olika former av avtal, bl.a. för att lagstiftningen, då äldre vindkraftverk byggdes (före avregleringen 1997), var annorlunda än för dagens. Några exempel: Korsnäs vindkraftpark säljer numera hela sin produktion till Vasa Elektriska Ab, som sköter marknadsföring och försäljning. I Kemi finns ett separat vindkraftaktiebolag, vars aktionärer är kunder hos Kemi Energi. Energibolaget övervakar vindkraftproduktionen och sköter faktureringen till aktionärerna. Vindkraftparkens aktionärer har rätt att köpa en ägarandelrelaterad energimängd till självkostnadspris. Varje år bestäms utbud och pris enligt föregående års produktionsresultat. Vindkraftelen är specificerad i aktionärernas fakturor. Kemi Energi utjämnar den momentana obalansen, mellan vindkraftenergins produktion och konsumtion, med hjälp av sin övriga elupphandling. Lumituuli Oy fungerar i princip på samma sätt som Kemi vindkraftpark. En aktie i Lumituuli Oy berättigar till köp av 500 kWh/a vindkraftel. Om aktionär önskar utnyttja sin andel för egen konsumtion bör han göra kontrakt med Kainuun Sähkö Oyj, som sköter faktureringen. En aktionär kan täcka hela sin konsumtion med vindkraftel eller köpa resten av sitt behov av Kainuun Sähkö. Som ett komplement till sin ekoenergiupphandling inköper Kainuun Sähkö den del av Lumituuli Oy:s produktion som inte kontrakterats till aktionärer. Hyötytuuli Oy är ett vindkraftaktiebolag som bildats av nio städers energiverk. Bolaget säljer sin produktion till sina aktionärer till självkostnadspris, i mängder som svarar mot ägarandelarna. Delägarbolagen säljer sina andelar vidare till egna kunder. Tunturituuli Oy är ett av Fortum administrerat bolag, som fungerar enligt samma princip som Hyötytuuli. Då aktionärerna/kunderna i huvudsak är småkonsumenter, är praktiskt taget enda möjligheten för ett fristående vindkraftbolag den verksamhetsmodell, som Kemi och Lumituuli bedriver. Vindkraftbolaget behöver en ansvarstagande partner (ett elbolag), vars övriga elhandel kan täcka den momentana obalansen 26


Del I – Projektstart och förundersökning

mellan produktion och konsumtion av vindkraftenergi. Samarbetsparter torde inte vara svåra att hitta emedan elbolagen i sådan verksamhet ser möjligheter att få nya kunder, som gör kontrakt på åtminstone en del av sin konsumtion. Samma princip gäller idag även för andelsägarna i Ålands Vindenergi Andelslag (egen el till självkostnadspris). Skillnaden är främst att ÅVA är ett andelslag och andelsägaren således undviker skatt för den egna elen. Den balanstjänst, som behövs för komplettering av leveranser från Åländska vindkraftverk, handhas av Ålands Kraftverk Ab. Avregleringen av elmarknaden i Norden leder sannolikt i en nära framtid till förändringar, som inte bara berör vindkraften utan hela energiförsörjningen på Åland. 2.5.3 Drift- och underhållsavtal

Vindkraftverksägaren kan endera själva sköta kraftverkets drift och underhåll eller skaffa den av underleverantör. Leverantörer av vindkraftmaskinerier förutsätter i allmänhet att underhållsavtal tecknas med dem för att garantin skall gälla. Garantitiden varierar från ett par år upp till fem år. Då det lokala elbolaget äger vindkraftverket finns det tillgång på ändamålsenlig personal för att sköta drift och underhåll efter garantitiden. Om vindkraftproducenten däremot inte har resurser, eller finner det olönsamt att själv sköta drift och underhåll, är det klokast att skaffa underleverans. Som underleverantör efter garantitiden kan maskinleverantören fortsättningsvis fungera, men även lokala elbolag eller andra företag, och t.o.m. fysiska personer. Angående driften och underhållet bör man dock minnas att elbranschen ställer vissa kompetenskrav. Under vissa omständigheter krävs även driftledning, vilket behandlas närmare i 2.5.4. 2.5.4 Driftledning

Enligt elsäkerhetslagen bör innehavare av elapparatur utnämna en driftledare för

driftarbeten

(Säkerhetsteknikcentralen

TUKES

anvisning

S

2-96,

www.tukes.fi), ifall det i anläggningen ingår spänningsförande delar för över 1 000 V nominell spänning, eller om anläggningens anslutningseffekt är över 1 600 kVA. Driftledaren bör vara innehavare av elanläggning eller anställd hos någon som är det. Som driftledare kan även fungera person ur sådant samfund, som har underhållskontrakt över en elanläggning eller med innehavare av sådan. Dessutom kan person, som inte är anställd av innehavare av elanläggning, vara driftledare för elanläggning, om anläggningen omfattar högst tre st 20 kV transformatorer eller med transformatorstation jämförbart separat ställverk för nominell spänning över 1 000 V. Driftledaren bör inneha behörigt kompetensintyg. För att erhålla intyget behövs utöver utbildning och arbetserfarenhet även avlagd säkerhetsexamen (TUKES S5-98). Vindkraftverk omfattar i allmänhet inte delar för över 1 000 V. Ett undantag utgör fall där vindkraftverket ansluts till det lokala nätbolagets mellanspänningsnät (20 kV) och anslutningspunkten är på mellanspänningssidan. För att undvika utnämning av driftledare rekommenderas att anslutningen görs på transformatorns lågspänningssida, varvid transformatorn förblir på

27


Del I – Projektstart och förundersökning

nätbolagets ansvar. Samma innehavares vindkraftverks anslutningseffekter sammanräknas. Om anslutningen t.ex. omfattar två vindkraftverk med samma ägare, och varderas anslutningseffekt är 1 000 kVA, behövs driftledare. Om vindkraftverkena har olika ägare behövs ingen driftledare. Elentreprenörsförbundets (STUL, www.stul.fi) informationsenhet, Sähköinfo Oy, har i elbranschens faktapärm publicerat en blankett: "Sopimus sähkölaitteiston käytön johtamisesta" (avtal för ledande av elanläggningsdrift, underhållsavtal). Avtalsblanketten kan beställas från STUL.

2.6

Informationsverksamhet

Informationsverksamheten i samband med projektets uppstart berördes flyktigt redan tidigare i 2.1. En möjligast öppen information blir i många fall nyckeln till att projektet kan genomföras, och till att det får publicitet. Å andra sidan kan det vara klokt att i början undvika publicitet, tills markområdens tillgänglighet och brukbarhet kunnat säkras genom konfidentiella förhandlingar. Först bör markområdets ägoförhållanden och användningsändamål klargöras, och kontakt tas med ägare och de lokala myndigheterna för markdisposition (kommunens byggnadsinspektör och miljövårdsbyrå). Genom personliga diskussioner fås sålunda en realistisk bild av möjligheterna till att förverkliga projektet, och anskaffningen av markområde kan avtalas preliminärt innan projektplanerna kungörs offentligt. Speciellt områden med bra produktionsutsikter väcker lätt andra potentiella markanvändares intresse, vilket kan leda till att markpriserna lätt stiger, och i värsta fall förlorar man hela platsen till någon konkurrent. Markägare och miljömyndigheter ger kanhända motstridiga uppgifter angående möjligheterna att genomföra projektet på utvald plats, varför erhållna synpunkter bör kontrolleras. Markägaren är kanske villig att sälja området i vetskap om att det inom kort beläggs med byggnadsbegränsningar. Även kommunens och miljöcentralens syn på ett områdes användningsmöjligheter och miljövärden kan avvika åtskilligt från varandra. Härvid är det väsentligt att klargöra vem som har bestämmanderätt i frågan, vilket i sin tur beror på områdesplaneringen. Beroende på markområdets storlek, rågrannarnas intressen, områdesplaneringen och miljövärden osv är det ofta motiverat att få även rågrannarnas inställningar klarlagda, genom personliga förhandlingar, före ärendet ges större publicitet. Detta gäller speciellt i sådana fall där rågrannar kan ha giltiga motiv till besvär mot ansökningar av tillstånd (t.ex. byggnader i närheten). När förhandsavtal kunnat slutas med markägaren, och åtminstone en del av rågrannarna invigts i projektet, är det tid att informera hela trakten om projektet. Det kan göras genom lokal press eller radio, ärendet kan tas upp till offentlig diskussion osv. I detta skede är det väsentligt att framhålla att projektet endast befinner sig på planeringsstadiet, att inga beslut gjorts och att allas åsikter blir beaktade. Såvida man i detta skede lyckats skapa en positiv anda, för projektet i trakten, är det osannolikt att den senare blir negativ. Man bör beakta, att även

28


Del I – Projektstart och förundersökning

om den offentliga opinionen är positiv, kan grannskapets inställning vara mycket negativ. Det är klart att grannarnas inställning härvid är helt avgörande, och den är mycket svår att senare omvända till positiv.

2.7

Hjälp angående projektorganisation

I fall det lokala eldistributionsbolaget eller energiverket är byggherre och då vindkraftproduktionen är avsedd för bolagets egen elupphandling, är organiserandet av projektet på många sätt enklare än i andra fall. Det lokala elbolaget kan naturligtvis erbjuda sin medverkan i projektorganisationen fastän det inte skulle delta som delägare. Så gjorde man bl.a. i Kemi där det lokala elbolaget till största delen ansvarade för bildandet av separat bolag, Kemin tuulivoimapuisto Oy. Även kommunens utvecklingsbolag, såsom i Korsnäs, eller någon annan instans kan sköta organiserandet av projektet. Bildandet av separat aktiebolag eller andelslag är en juridisk process, till vilken det finns hjälp att få av jurister, ekonomer eller andra experter på ekonomisk administration. Det lönar sig även att kontakta elbolag och konsultföretag inom energibranschen. Då avtal görs med nätbolag och andra eventuella instanser är det bra att använda någon opartisk instans som granskar att avtalens alla detaljer blir juridiskt täckande och acceptabla för alla parter. Bäst lämpade för detta torde vara jurister eller ekonomer med erfarenhet av energibranschen, eller branschens konsulter med insikter i avtalsfrågor. Säkerhetsteknikcentralen TUKES tillhandahåller information gällande elsäkerhetsanvisningar, och angående tolkningar av elmarknadslagen kan man i första hand vända sig till Elmarknadscentralen (www.sahkomarkkinakeskus.fi). Angående informationsaktiviteter kan man vända sig till vindkraftföreningarna (Suomen Tuulivoimayhdistys ry, www.tuulivoimayhdistys.fi och Vindkraftföreningen rf, www.vindkraftforeningen.fi). Vindkraftföreningarna kan medverka till att ordna informationstillfällen och skaffa fram expertis för inledningsanföranden. Till informationstillfällena är det bra att inbjuda lokal press och radio och stundom även medier på riksnivå. Föreningarna står även till tjänst med informationsmaterial att distribueras bland ortsbor, beslutsfattare, medier osv.

29


Del I – Projektstart och förundersökning 3

Projektets förutsättningar

3.1

Val av plats

3.1.1 Allmänt

Val av plats blir vanligen en kompromiss mellan olika faktorer. Platser med enbart goda förutsättningar är synnerligen sällsynta. Det blåsigaste stället är inte nödvändigtvis det bästa, andra egenskaper blir ofta utslagsgivande. Sådana är t.ex. infrastrukturen (vägar och ellinjer), markdispositionen och bosättningen, markens åtkomlighet, samt frågor angående placeringen av anläggningarna. Till god hjälp, vid val av plats, är de kartläggningar, som gjorts över lokala vindförhållanden. Sådana har gjorts för nästan alla kustområden och för Lappland. Rapporter över sådana vindkraftutredningar fås av myndigheter för områdesplanering eller av landskapsförbunden. 3.1.2 Vindläge och produktionsprognos

Vid val av plats, och för bedömning av produktionsförutsättningarna, är det ytterst viktigt att beakta den lokala blåsigheten och produktionsberäkningen. Vindförhållandena längs Finlands kuster, och på fjällen i Lappland, är gynnsamma för vindkraftproduktion. Topparna på fjällen, som reser sig högt över omgivningen, är enligt europeisk måttstock goda, och även kusttrakterna är av god medelklass. Vid jämförelse med länder, där vindkraft utnyttjas i större skala, är Finland dock ett skogigt land. Skogen börjar nästan undantagslöst nära strandlinjerna och de större sammanhängande odlade fältområdena ligger vanligen relativt långt in i landet. Längs sydkusten, i Åboland och Åland är stränderna även ofta branta och klippiga. Finland saknar nästan helt sådana vida, sammanhängande öppna betes- och åkermarker, som huvudsakligen valts för vindkraft i Mellaneuropas kustområden. Följden är att vindkraft, med nuvarande elprisnivå, blir lönsam bara nära strandlinjen längs kusterna och längre in i landet på toppen av fjäll, höjder och kullar, som reser sig högt över omgivningen. Därtill kan man finna medelmåttiga vindlägen vid stora sjöars stränder och holmar, samt vid de allra största åkerslätterna i kusttrakterna.

30


Del I – Projektstart och förundersökning Tabell 1 Riktgivande värden för vindhastighetens årsmedelvärde (m/s) på 30 m höjd över mark/havsyta för olika terrängtyper på olika ställen i Finland /7/ Inlandet

Kustremsan

Utskärs

Skogsterräng

3,5–4,5

4,5–5,0

5,0–5,5

Öppen slätt

5,0–5,5

5,5–6,0

6,0–6,5

5,5–6,5

6,5–7,0

5,0–7,0

6,0–8,0

Havsstrand Skärgård

5,0–5,5

Stora sjöar

4,5–6,5

Höga höjder

5,0–7,0

Öppet hav

(5,5–7,5) 7,5–8,0

Kalfjäll

7,5–8,5

6,5–9,0

Allmänt taget är årsmedelvindarna i Finland bäst på Åland och i Åbolands skärgård och blir långsamt svagare mot öster och norr. Längs den öppna kusten mellan Karleby och Uleåborg är vindförhållandena något bättre än i Kvarken och Bottenhavs-bukten. I inre Finland är höjden över omgivningen avgörande medan den geografiska positionen är av mindre betydelse. Om området inte förut blivit vindmässigt kartlagt lönar det sig i allmänhet att göra en datorbaserad vindutvärdering utgående från Finlands Vindatlas /2/ och med hjälp av specialprogrammet WASP /6/. Sådana datorbaserade vindutvärderingar kan man beställa av Meteorologiska institutet, VTT Energi eller av vindkraftkonsulterna. 6838000 8.00

Tahkoluoto

6837000

7.90 7.80 7.70

Lampaluoto

6836000

7.60 7.50

6835000

7.40 7.30

6834000

7.20

Reposaari

7.10 7.00

6833000

6.90 6.80 6.70

6832000

6.60

Mäntyluoto

6.50

6831000

1519000

1521000

1523000

1525000

1527000

1529000

Bild 9 Datorbaserad vindkartläggning av Björneborgs skärgård. Referenshöjden är 50 m över land/hav. Electrowatt-Ekono.

Inne i landet, speciellt på fjällen och på områden med starkt varierande höjdprofil, ger WASP-programmet och vindatlasen tillsvidare mindre tillförlitliga resultat, varför man får nöja sig med grövre uppskattningar vid analys av potentiella platser.

31


Del I – Projektstart och förundersökning

Vid sökandet av lämpliga vindlägen kan man ha hjälp av följande tumregler: •

Syd, sydväst och väst är vanligare vindriktningar än andra i Finland och från dessa riktningar blåser det i allmänhet starkare än från de övriga.

Kraftigt förhärskande vindriktningar har vi emellertid inte i Finland (förutom älvdalar och dyl.). Vid sträng köld råder i allmänhet ostliga och nordliga vindar, varför dessa sektorers ekonomiska betydelse kan vara större än årsmedelvärdena antyder.

Fullt utvuxen skog bromsar vind mycket effektivt. På skogiga stränder bör vindkraftverken placeras möjligast nära strandlinjen eller/och förse dem med tillräckligt höga torn.

På toppen av jämt stigande höjder är vindhastigheten större än på omgivande flacka områden. Om höjdskillnaderna är avsevärda (flera tiotals meter), kan det vara fördelaktigare att bygga på en höjd än vid strandlinjen. Detta beror dock även på terrängens växtlighet.

Mycket branta sluttningar och klippor ökar snarare vindturbulensen, och strömningarnas vertikalkomponent, än dess horisontala hastighet. Turbulensen och vertikalströmmarna minskar den energi man kan få ut och belastar kraftverkets konstruktioner.

Massiva och höga byggnader (kraftverk, fabriker, oljelager osv.) skapar kraftiga virvlar omkring sig. Till sådana är det skäl att lämna minst några hundra meters avstånd.

I inlandet bör potentiella vindlägena ligga åtminstone 100 m över omkringliggande omgivningars medelhöjd. Enstaka kullar, som reser sig förhållandevis brant över omgivningen, är vindkraftmässigt intressantast. Ju mera långsluttande stigningarna är, och ju mera det finns liknande höjder i närheten, desto svagare är vindförhållandena.

På basen av ovannämnda tumregler väljer man ut de platser, som vindmässigt kan antas vara tillräckligt bra, och gör en noggrann vindanalys för respektive plats. I vissa fall kan vindanalys av hela området rekommenderas. Då får man en helhetsbild av alla potentiella platser och skillnaderna i förväntad produktion mellan dem. Om det betraktade området är litet, med endast några få potentiella platser, ger en sådan områdesanalys inte motsvarande nytta. Områdesvisa

vindkartläggningar

har

redan

gjorts

för

de

flesta

kustområden och för de lappska fjällområdena. Man har med datorprogram bedömt de undersökta områdenas vindförhållanden, och sökt fram de ställen där vindkraftverkbyggen kunde tänkas, med beaktande av såväl tekniska som markanvändningsmässiga och miljömässiga synpunkter /8, 9, 10, 11, 12/. Det bör dock observeras att de gjorda kartläggningarna inte är så täckande eller eliminerande att det inte skulle kunna finnas ytterligare platser på undersökta områden. Tillförlitligheten för de vindvärden man kommit till är inte den bästa i komplicerad terräng. Vindkraftens tekniska utveckling kan mycket väl hämta fram lösningar, som möjliggör byggande på sådana platser, som vid kartläggningen förefallit tvivelaktiga. Även markanvändningsfrågorna ändrar sig kontinuerligt.

32


Del I – Projektstart och förundersökning

I Finland görs vindanalyser, såväl för enstaka definierade platser, som för större områden, med det WASP program som utvecklats i Danmark, och med den Vindatlas för Finland, som Meteorologiska institutet gjort upp. För områdesanalyser behövs utöver WASP programmet dessutom speciella, för ändamålet framtagna, databehandlings- och grafiska rutiner. Vindatlasen omfattar tabeller för över 60 mätstationer runt om i Finland. Med WASP programmet har man eliminerat terrängens inverkan runt mätpunkten och på det sättet fått fram de vindförhållanden, en sk vindatlas, som beskriver ortens generella blåsighet. Med WASP programmet kan man undersöka varje punkt genom att kombinera en beskrivning av terrängen runt undersökningspunkten med vindatlasens vindtabell för den orten. Som resultat av analysen får man fram vindens medelhastighet för ifrågavarande plats på önskad höjd, Weibullparametrarna för vindens hastighetsfördelning per riktningssektor, samt den uppskattade årliga vindkraftproduktionen för ett tänkt vindkraftverk på platsen. Ifall den undersökta platsen är av sådan karaktär, som man inte har mätvärden av från tidigare, och ej heller erfarenheter från vindkraftverk i närheten, bör blåsigheten och produktionsberäkningen bekräftas med vindmätningar. Inlandets sjöstränder och höga höjder t.ex. är typiska sådana platser. Användbarheten av WASP programmet och vindatlasen för Lapplands fjällområden är tillsvidare bristfällig, och för fjällens del bör vindprognoserna i första hand göras med vindmätningar. Mätperioden bör vara tillräckligt lång, i praktiken minst ett år i havsområden och på fjällen flera år, för att ge en uppfattning om årstidernas inverkningar. Om man har tillgång till längre tids mätvärden eller produktionsstatistik, från vindkraftverk på liknande plats i närheten, kan man eventuellt redan med ett halvt års mätning få tillräcklig noggrannhet. Mätperioden borde nödvändigtvis omfatta åtminstone några vintermånader, emedan vindvariationerna då är häftigare än om somrarna. Mätperiodens vindvärden bör, oberoende av periodens längd, jämföras med de värden någon närbelägen väderstation insamlat under samma period, samt med medelvärdena av stationens långtidsstatistik, för att man skall kunna eliminera det aktuella årets avvikelse. Mätresultaten påverkas av en mängd faktorer varav här några av de viktigaste: •

Inverkan av omgivande terräng, byggnader, träd, höjdskillnader osv

För låg mätnivå jämfört med det tänkta kraftverkets tornhöjd

För massiv mast, så att dess tjocklek påverkar mätinstrumentet

Instrumentens kalibrering

Inverkan av de icke horisontella luftströmmarna i kuperad terräng

Frost- och isbildning på mätarna under vintern

Icke representativ mätperiod med tanke på längre intervall

Av ovanstående orsaker kan feluppskattningen i en produktionsprognos, som görs på basen av mätvärdena, lätt överstiga 10 %, och man förlorar den fördel de lokala mätningarna skulle ge utöver en noggrant förberedd datorbaserad analys. Utöver vindvärdena bör man i Finland även fästa uppmärksamhet vid isbildningsfrågorna redan i förundersökningsstadiet, åtminstone då placerings-

33


Del I – Projektstart och förundersökning

punkten ligger högt över havsnivå eller omgivande terräng, eller ifall man planerar för större enheter (över 1 MW). 3.1.3 Infrastrukturen

Närheten till elnätet är en viktig förutsättning vid val av platser. Även elnätets "styvhet", dvs dess förmåga att ta emot producerad effekt och utjämna effektvariationer, kan begränsa vindkraftverkbyggen. Uppgifter angående nätet fås av det lokala nätbolaget. Goda vägförbindelser hör även till vindkraftverkbyggandets teknisekonomiska förutsättningar. Att bygga längre vägstycken lönar sig åtminstone inte i oländig terräng. Transporten av olika stora och olika typer av vindkraftverk ställer i någon mån varierande krav på vägkvaliteten, men vanligen räcker det till med en allmän grusväg i normal kondition. Skogs- och traktorvägar måste dock oftast rätas ut, förstärkas och breddas. Transport och montagelyft kan i vissa fall även skötas vattenvägen eller över is. Tillräckligt tilltagen markareal och stadig grund för transport och montage hör även till de erforderliga förutsättningarna för en god byggplats. Det lönar sig nästan undantagslöst att bygga flera vindkraftverk på en gång, endera nära varandra eller på närliggande platser i trakten. Speciellt blir montaget av de stora verkena (> 1 MW) avsevärt fördelaktigare emedan mobilisering av stora mobila kranar representerar ett stort värde, som är nästan oberoende av antalet verk. När det är fråga om större vindkraftparker kan vägar och ellinjer byggas flera km utan att projektets lönsamhet nämnvärt påverkas–speciellt om man därvid kommer åt att bygga på en betydligt bättre plats. I små projekt måste väg- och nätbyggandet ovillkorligen minimeras. Oftast är skärgårdsprojekten i Finland små, beroende på att vår brutna strandterräng inte tillåter mera än några enheter per plats. Även nätets överföringskapacitet begränsar vindkraftparkernas storlek, emedan de radialt utbyggda och förgrenade näten ofta är långa och avsedda för en liten konsumtion. Förstärkning av nätet, eller byggande av en helt ny förgrening från närmaste 110 kV matarstation, kommer bara ifråga för stora projekt (> 5 MW). Vid mycket stora projekt kan det vara motiverat att ansluta direkt till 110 kV nivån. Ovannämnda orsaker förespråkar byggande på sådana ställen där väg och tillräckligt styvt nät sträcker sig ända fram. Sådana är t.ex. industri- och kraftverksområden, små hamnar, samt skidcentra i fjällen. På sådana ställen blir i allmänhet inte heller de miljömässiga aspekten lika kritiska, som vid byggande i orörd terräng. 3.1.4 Markägandet och–användningen samt miljöfrågorna

Ett vindkraftverk kan, liksom andra byggnader, bara byggas på mark som man har juridisk rätt till att disponera. Markområdet kan anskaffas genom köp eller arrende. Tomtfördelningen och markägandet framgår av respektive kommuns fastighetsregister. Det är värt att kontakta markägaren i möjligast tidigt skede.

34


Del I – Projektstart och förundersökning

Ifall kommunen aktivt driver vindkraftprojektet vidare är det naturligast att placeringen sker på kommunens mark. Anskaffning av kommunal eller statsägd mark är däremot inte alls alltid lättare än privat mark. Det kan vara lättare och flexiblare att förhandla med privata ägare och det kan gå snabbare att komma till avtal. Istället kan markpriserna vara högre. Anskaffning av mark från statlig, kommunal eller annan offentlig inrättning förutsätter många instansers utlåtanden, utdragna förhandlingar och beslut på många nivåer. Markägare, i all synnerhet privata sådana, kan med fördel anknytas till projektet genom erbjudande av arrende t.ex. i form av fördelaktig elström. Härvid uppfattar markägaren inverkan av verket, ifråga om landskapsbild eller buller, som mindre störande. Markanvändningen i omgivningen inverkar på förutsättningarna för vindkraftverkbyggandet och på erhållandet av erforderliga tillstånd /13/. Emedan ett vindkraftverk i regel uppfattas vara en byggnad, underkastas det samma lagar och förordningar som övrigt byggande. Därtill förutsätter vindkraftverket byggande av väg och ellinje, vilket även är lagstyrt och fordrar tillstånd. Vilket tillstånd områdesplaneringen befinner sig i kan kommunen informera om. De regionala miljöcentralerna har de färskaste uppgifterna om eventuellt pågående planeringar för nya naturskyddsområden och andra sådana miljöfrågor, som måste beaktas vid val av plats och placering av anläggningar. Angående behövliga tillstånd är det skäl att, redan i ett tidigt skede av förberedelserna för projektet, kontakta kommunens byggnads- och miljönämnd, regionala miljöcentralen, luftfartsverket (angående flyghinderförordningar) och stundom även sjöfartsverket, teleförvaltningscentralen, museiverket osv. Vindkraftens inverkan på miljön och de frågor, som därav uppstår angående markanvändningen, behandlas närmare i kapitel 5. Här presenteras några väsentligheter, som bör beaktas redan i början av platssökandet. Det ljud vindkraftverken genererar består närmast av rotorvingarnas sus. Ljudet kan urskiljas från naturliga bakgrundsljud på 200–300 m avstånd på plan mark, och från en vindkraftpark med flera enheter t.o.m. på längre avstånd /13/. Härav följer att vindkraftverk inte borde byggas närmare än 300 m från bostadsbyggnad. Om vindkraftverket står högre än omgivningen (på en höjd eller ett fjäll) kan ljudet i vissa fall bära betydligt längre. Om det på området förekommer bakgrundsljud från t.ex. industri eller trafik försvinner verkens driftljud på betydligt kortare avstånd. Även skog dämpar ljuden. Skogig och kuperad terräng får även vindkraftverken att snabbt försvinna ur sikte. Då blir det i vissa fall möjligt att bygga närmare bosättning, såvida överenskommelse med grannarna kan nås. Ovannämnda kriterium gallrar bort en avsevärd mängd potentiella platser längs Finlands kuster. På många ställen står det sommarstugor med några hundra meters mellanrum, och emedan vindbromsande skog vanligen börjar nära stranden, är det inte heller lönt att placera vindkraftverk längre än 300 m från strandlinjen. I regel bör vindkraftverk ej heller placeras på naturskyddsområden eller på övriga områden, som är känsliga av naturskäl eller landskapsmässiga orsaker. På lagstadgat skyddade områden kan man inte bygga alls. På fritidsområden är

35


Del I – Projektstart och förundersökning

det däremot ofta möjligt att bygga, ifall inte området är speciellt värdefullt ur natur- eller landskapsmässig synpunkt. Om området har kulturhistorisk betydelse (t.ex. gammal kulturmark, kulturhistoriskt värdefulla byggnader eller bysamhällen, fornminnen mm) kan det vara svårt att få bygglov. Även om bygglov blir beviljat, kan byggande på miljömässigt känsliga områden skapa negativ publicitet, och försvåra genomförandet av senare projekt. Utöver miljö- och landskapsmässiga konsekvenser kan även inverkan på fågellivet vara av betydelse. Det är orsak att undvika placering på platser, som är viktiga rastplatser för flyttfåglar. Även sällsynta lokala fågelarter, som häckar eller jagar på området (särskilt stora rovfåglar), bör beaktas. På försvarsmaktens områden är det svårt att få bygga, men ställvis dock möjligt. Försvaret har rätt rikligt med områden längs Finska vikens kust och i Skärgårdshavet. Vindkraftverken förorsakar inte fara för närliggande industriverksamhet eller trafik, t.ex. i form av lossnande delar. Verken kan t.ex. tryggt placeras på vågbrytarpirar i hamnar, längs vägbankar och motsvarande ställen, bara man försäkrar

sig

om

att

jordgrunden

håller.

Den

enda

beaktansvärda

säkerhetsrisken gäller i praktiken is, som vintertid lossnar från rotorbladen. I synnerhet stora verk kan förväntas samla is, som mestadels faller rakt ner under rotorn, men som även kan flyga längre. Enligt internationella rekommendationer borde man vid sådana installationer, där isbildning sker regelbundet och där allmänheten rör sig livligt, som skyddsavstånd lämna 1,5 x verkets höjd (torn + vinge), dvs 90–120 m för 500–750 kW verk och 115–170 m för 1 000–1 500 kW verk /14/. Nationella rekommendationer har tillsvidare inte utarbetats. Risken för fallande is kan i praktiken elimineras, t.ex. genom att förse verken med ishindrande system eller med isdetektorer, som stannar verken vid nedisning. 3.1.5 Markområdesbehovet och verkens placering

Ett vindkraftverk skapar virvlar och dämpar vinden på läsidan. Därför kan de inte placeras omedelbart inpå varandra. Dämpningen (vindskuggan) minskar energiproduktionen, men en kanske mera avgörande faktor är att de virvlar, som uppstår, skapar belastningar på vingar, lager, växellådor osv, vilket förkortar anläggningarnas livslängd. På platser där vissa vindriktningar är kraftigt förhärskande kan man placera verken i en rad, som står vinkelrätt mot vindriktningen, och rätt nära varandra. I Finland är det sällsynt med så förhärskande vindriktningar. Verkens inbördes minimumavstånd bör därför hållas kring 5 gånger rotordiametern (5 D). Om vindparken består av högst 2–3 st verk kan man använda mindre avstånd (3,5–4 D). Om verken är många och ställs i flera rader, bör avstånden i de vanligaste vindarnas riktningar vara större, upp till 7–8 D. Vindenergiproduktion fordrar enligt ovanstående en ganska stor vindsamlande areal per producerande enhet. Längs Finlands kuster och i skärgården är det ofta svårt att finna platser för flera än några få verk, p.g.a. markanvändningsbegränsningarna och terrängens småskurenhet. Topparna av vissa fjällområden skulle vara tekniskt möjliga t.o.m. för väldigt stora vindkraftparker 36


Del I – Projektstart och förundersökning

men miljömässiga faktorer begränsar i många fall utnyttjandet av sådana långa fjällryggar. I princip är markområdena mellan vindkraftverkena fortsättningsvis användbara för jordbruk eller dyl. I Mellaneuropa har man noterat att anläggningarna inklusive fundament, vägar, ellinjer, transformatorer och dyl. bara upptar 1–2 % av vindkraftparkens totala areal. I Finland är marken mellan verken sällan odlad jord, och utbudet på annan samtidig användning av vindkraftparkområdet är begränsat. 3.1.6 Övriga faktorer

De omständigheter, som nämnts i de tidigare kapitlen 3.1.2–3.1.5, gallrar vanligen bland de potentiella lägena så kraftigt att det inte just blir några alternativ kvar. Såvitt möjligt är det dock värt att beakta även följande faktorer. I Finland har vindkraften tillsvidare ett huvudsakligen positivt publicitetsvärde. Därför borde anläggningen eller vindkraftparken byggas på ställen med goda vägförbindelser. Det att vindkraftverken syns på några kilometers håll från huvudvägar, turistmål eller tätbebyggelse ger riklig publicitet åt projektet. Vägskyltning från huvudvägar till anläggningen kan rekommenderas. Det ovannämnda är ofta i konflikt med det faktum, att de bästa vindlägena uppnås på uddar eller öar inför öppet hav. I glesbygder är det även lättare att finna platser som ligger över 300 m från närmaste bosättning. Ur miljöhänseende är däremot byggande i orörd natur inte något rekommendabelt alternativ. Placeringen av ett vindkraftverk eller en vindkraftpark blir därför alltid en kompromiss mellan alla de ovan uppräknade omständigheterna. På alla sätt idealiska platser är synnerligen sällsynta. Till dem hör sådana som ligger invid öppet hav, men ändå har god vägförbindelse, samt i tätbebyggelse liggande hamnar, lagerområden och andra dylika områden för trafik eller industri, och vars närhet inte besitter kulturhistoriska eller miljömässiga värden.

3.2.

Projektets ekonomi

3.2.1 Investeringskostnader

Såsom vi konstaterade i kapitel 1.4 är vindkraften en kapitalintensiv elproduktionsform. Ca 70 % av produktionskostnaderna utgörs av kapitalkostnader. För att projetet skall bli lönsamt bör alltså byggkostnaderna minimeras medan produktionen bör maximeras. Vanligen blir det att söka en kompromiss mellan dessa båda faktorer. Kapitalkostnaderna härrör sig från anläggningens upphandlingspris, infrastrukturkostnader (fundament, väg, elnät) samt planeringskostnader. Av dessa brukar upphandlingspriset utgöra 70–80 %. Planeringskostnadernas andel är vanligen mycket liten, beroende på projektets storlek, från mindre än en procent till några procent. Minimeringen av infrastrukturkostnaderna har avsevärd betydelse för ekonomin, när det gäller små, högst några enheters projekt. I större projekt är infrastrukturkostnaderna inte en lika kritisk faktor.

37


Del I – Projektstart och förundersökning

Fabrikspriset (ex works priset) utgör typiskt 80–90 % av upphandlingskostnaden. De vanligaste merkostnaderna är: •

Transport jämte fraktförsäkringar

Montagekostnader, inklusive lyftkran, försäkringar och dyl.

Fjärrstyrningssystem (om det ej ingår i fabrikspriset)

Skolning av driftpersonal

Garantitidens underhåll (2–5 år)

Standarduppsättning av reservdelar och förnödenheter för drift

Specialverktyg för underhåll

De två sistnämnda kan undvikas men om de utelämnas kan underhållsavtalens pris och reparationskostnaderna höjas i motsvarande mån. Minimering av investeringskostnaderna betyder i praktiken att man väljer det maskineri, som ger bästa förhållande mellan pris och prestanda, och att infrastrukturkostnader undviks genom omsorgsfullt val och planering av byggplatsen. Vid val av maskintyp bör man emellertid beakta att ett prisfördelaktigt maskineri kan ställa sig dyrare i drift och ha lägre tillgänglighet och kortare livstid än ett dyrare. Vi återkommer till det i kapitel 5. Vid förhandsuppskattning av ett projekts investeringskostnader kan man som utgångspunkt använda t.ex. följande ungefärliga värden: Vindkraftverkets pris installerat (600 kW)

3,0 Mmk

5 000 mk/kW

Vindkraftverkets pris installerat (1 MW)

5,5 Mmk

5 500 mk/kW

Vindkraftverkets pris installerat (1,5 MW)

9,0 Mmk

6 000 mk/kW

Fundament på berg (600 kW)

250 kmk

420 mk/kW

Fundament i mjuk mark (600 kW)

450 kmk

750 mk/kW

Fundament på berg (1 MW)

350 kmk

350 mk/kW

Fundament i mjuk mark (1 MW)

600 kmk

600 mk/kW

Fundament på berg (1,5 MW)

550 kmk

370 mk/kW

Fundament i mjuk mark (1,5 MW)

900 kmk

600 mk/kW

20 kV nätlinje (luftkabel)

100–150 kmk/km

20 kV nätlinje (sjökabel)

200–300 kmk/km

Transformatorer och övriga elarbeten

300–500 mk/kW

Vägbyggnads-, jordschaktnings- och transportkostnaderna beror så intimt på projektförhållandena att det är svårt att ange någon entydig uppskattning. Till planerings- och projekteringskostnaderna hör bl.a. tilläggsundersökningarna (markgrundsundersökning, eventuell vindmätning) planering av aggregatupphandling och anbudstävling, lönsamhetsberäkningar, anskaffning av jordområde och behövliga tillstånd (inklusive eventuellt behövliga miljöutredningar, informationstillfällen osv), elplanering, planering av fundament, transport och montage, projektuppföljning och övervakning mm. Dessa kostnader uppgår normalt till några hundratals tusen mark eller några procent av totalkostnaderna. Om projektet gäller tekniska speciallösningar, såsom off-shore projekt, ökar expertbehovet och planeringskostnaderna. Planeringskostnadernas relativa andel minskar med ökande projektomfång. Större vindkraftenheter ger skalenliga

38


Del I – Projektstart och förundersökning

fördelar i infrastrukturkostnaderna men medför kraftigt ökande transport- och montagekostnader. Det är fördelaktigt att bygga flera enheter på samma område emedan kostnaderna för markarbeten, transporter och montageutrustning sjunker kraftigt per enhet räknat. Visserligen behövs mera ellinjearbeten per installerad kW då enheterna är många, men detta kompenseras oftast av minskningen av de övriga infrastrukturkostnaderna. För beställningar på flera enheter är tillverkarna vanligen villiga att ge smärre mängdrabatter. 3.2.2 Drift- och underhållskostnader

Som drift- och underhållskostnader bör man åtminstone inberäkna: •

Servicekostnader

Kostnader för reservdelar och driftsavbrott

Reparationer efter garantiperioden

Försäkringar

Administrations- och övervakningskostnader

Markarrende

Eventuella skattemässiga avgifter

Vid estimering av drift- och underhållskostnader bör man beakta de speciella omständigheter det finska klimatet skapar (särskilt i fjällen och till havs). Likaså kan långa avstånd i ödsliga trakter åstadkomma avsevärda merkostnader. Underhållskostnaderna grundar sig vanligen på avtal som görs upp med aggregatleverantören och består av en fast årsavgift. För verk i storleken 1–1,5 MW är den i storleksordningen 50–75 000 mk/enhet och för mindre verk något mindre, i någon mån beroende t.ex. på verkens antal och placering. För ett vindkraftverk som ställts upp på ett normalt ställe är garantitidens underhåll (2–5 år) en fixerad del av priset och betalas vanligen i förskott, i samband med upphandlingen. Under garantitiden kan det möjligtvis uppstå smärre problem, som inte hör till garantin och vars kostnader inte heller försäkringarna täcker. Om projektet gäller ett off-shore läge bör man i garantitidens underhållskostnader även inkludera förbindelsefartygskostnader, vilket inte alltid har medräknats i underhållsavtalen. Man kan räkna med 2 000–10 000 mk/a (land–offshore) per enhet och 2 servicebesök per år. Vindkraftbolaget kan efter garantitiden själv ta över ansvaret för underhållet. Då bör man i årskostnadsbudgeteringen estimera utbildningskostnader, arbetslöner jämte bikostnader, transport- och materialkostnader. På längre sikt och för större vindkraftparker blir sådan lösning sannolikt fördelaktigare. För enstaka och glest placerade vindkraftverk är det troligen motiverat att anförtro underhållet åt någon servicefirma som är i samarbete med tillverkaren. Reparationskostnaderna varierar med åldern. Under garantiperioden förorsakas reparationskostnader endast av sådana åtgärder, som inte faller inom ramen för garantin, och som inte täcks av försäkringar. För enstaka verk kan de antas hålla sig i klassen 3 000 mk/a. Reparationskostnaderna för tiden efter garantiperioden är svåra att uppskatta, men man kan anta att de håller sig låga de första 5–10 åren. Någon

39


Del I – Projektstart och förundersökning

av aggregatens huvudkomponenter (generator, växellåda, rotorblad) kommer man sannolikt att behöva byta efter 10–15 år. Om vindläget är turbulent bör man förbereda byte av huvudkomponenter redan tidigare. Härav följer att man för åren 11–20 bör budgetera med minst 1–2 större huvudkomponenthaverier per verk, vilket kan betyda 200–800 000 mk i engångsutgifter. Inverkan av dessa kostnader minskas av att deras, till investeringstiden diskonterade, värde är betydligt mindre än realvärdet (de betalas ju inte i drifttidens början utan man hinner förtjäna in medel till dem). För enstaka vindkraftverk är dock sannolikheten, för dylika större haverier, svår att beakta. Försäkringskostnaderna kan för ett 1 MW verk uppskattas till ca 25 000 mk/a under de första 10 åren, förutom för garantiperioden, då de är lägre. Emedan försäkringspremien kan antas sjunka i relation till restbeloppet på anläggningens bokföringsvärde, kan vi anta att de sjunker med ökad ålder, först till nivån 20 000 mk per år och verk (för åren 11–15), och slutligen till 15 000 mk/a (för åren 16–20). Enheternas antal antas inte inverka på försäkringspremien per verk. Försäkringspremierna beror naturligtvis på försäkringens täckningsgrad. Man kan t.ex. teckna en avbrottsförsäkring, varvid produktionsbortfallet ersätts. En sänkning av försäkringspremien, på bekostnad av täckningsgraden, ökar sannolikt reparationskostnaderna med ungefär samma belopp, räknat över hela drifttiden. Kostnaderna för administration och övervakning beror i hög grad på projektets storlek och organisation, men inte mycket av enheternas storlek. I stora vindkraftparker blir dessa kostnader små per enhet räknat, på samma sätt som då elbolaget själv äger och driver dem. Om ägargruppen består av ett stort antal småägare behövs vanligen extra avtalsarrangemang, fakturering mm. Sådant skapar naturligtvis merkostnader, som belastar ägarnas ansvar. Kostnaderna för administration kan för ett verk antas vara ca 10 000 mk/a och för en 10 verks anläggning av storleken 30 000 mk/a. De extra kostnader, som tillkommer för skötseln av större haverier under åren 11–20 år, kan för enkelhetens skull antas inkluderade i respektive reparationskostnader av engångstyp. För det första året lönar det sig att budgetera ett extra engångsbelopp på 50–100 000 mk (för 1–10 verk) för administrativa aktiviteter som avtalsförhandlingar, försäkringsarrangemang, informations- och PRverksamhet osv). Anskaffningen av markområde (köp eller arrende) är inte heller någon negligerbar kostnadspost. Dess storlek bör dock uppskattas för respektive fall, emedan den beror på områdets storlek (och därigenom på antalet enheter och placering), på försäljaren/arrendegivaren och på det ändamål som markområdet annars skulle kunna säljas/arrenderas till. Längs kusten kan t.ex. markvärdet bero på priset på tomter för fritidsstugor.

40


Del I – Projektstart och förundersökning

Angående fastighetsskatten gäller två typer av beslut. Somliga kommuner tolkar vindkraftverken som hörande till fastighetsskatteobjekten, andra inte. Saken fordrar separat beslut av respektive kommuns skattebyrå. Andra avgifter av skattetyp är olika elskatter och miljöbaserade avgifter. Tillsvidare har vindkraftverken inte belastats av sådana. Ett 1 MW vindkraftverks drift- och underhållskostnader är i grova drag presenterade i vidstående tabell 2. Markarrendet är vanligen en dekad lägre än övriga kostnader och för enkelhetens skull därför inkluderat i administrationskostnaderna.

1

Driftår

2

3

4

5

6…10

11…15

16…20

50 000

50 000

50 000

50 000

50 000

50 000

25 000

25 000

25 000

25 000

20 000

15 000

5 000

20 000

20 000

20 000

30 000

50 000

75 000

Administration

50 000 10 000

10 000

10 000

10 000

10 000

15 000

20 000

Sammanlagt

65 000 25 000 105 000 105 000 105 000 115 000 135 000 160 000

Årsunderhåll Försäkringar Reparationer

10 000 10 000 5 000

Tabell 2 Riktgivande årliga drift- och underhållskostnader (mk) för ett 1 MW verk. 3.2.3 Vindkraftverkets produktionskostnader

Ett vindkraftverks produktionskostnader beräknas vanligen utgående från 5 % realränta och 20 års drifttid. Man har i många internationella undersökningar konstaterat att 20 års drifttid är en realistisk uppskattning. Många av de danskbyggda 50–100 kW vindkraftverken från 1980-talets början fungerar ännu tillförlitligt och genom produktutveckling, ökade tillverkningsserier och drifterfarenheter har tillverkningen utvecklats avsevärt de senaste 15–20 åren. Däremot medför ökande typstorlek att de krafter som belastar konstruktionerna kraftigt ökar. Förr överdimensionerade man "för säkerhets skull" när de dynamiska påfrestningarna inte ännu kunde simuleras. Utvecklingen av metoderna för belastningsberäkning har medfört sänkta tillverkningskostnader, men de minskade säkerhetsmarginalerna kan med tiden betyda större haveririsk per enhet än hos de äldre och mindre vindkraftverkena. Trots detta torde felfrekvensen per kW eller per producerad energimängd dock vara lägre hos de nyare och större verken. I lönsamhetsberäkningarna, för i Finland genomförda projekt, har man hittills vanligen använt 20 års drifttid. Det kärvare klimatet i Finland (kallare omgivning, stora temperaturskillnader) och turbulentare vindar (jämfört med t.ex. Danmark) kan tänkas sänka drifttiden med några år eller åtminstone leda till flera byten av huvudkomponenter under drifttiden. Den moderna vindkrafttekniken, som bygger på stora tillverkningsserier och certifierad kvalitetsgaranti, är dock av verkligt hög nivå och de åldersrelaterade riskerna torde vara relativt små. Kostnaderna för den genererade elproduktionen hänger intimt samman med anläggningarnas tekniska tillgänglighet. Den kan normalt antas vara 95 %, vilket tillverkarna vanligen garanterar som minimum för sina produkter. Ofta är tillgängligheten under de första två åren något under genomsnittet beroende på 41


Del I – Projektstart och förundersökning

att största delen av de störningar som uppstår p.g.a. fabrikationsbrister yppar sig under de första 1–2 åren. Efter det håller sig tillgängligheten hög tills den mot slutet av drifttiden (efter 10 år) sannolikt sjunker, när slitna komponenter skall förnyas. I fjällen och ute till havs kan tillgängligheten minska för att otjänlig väderlek försenar transporter av behövlig hjälputrustning med flera veckor. I Finland var den genomsnittliga tillgängligheten, för vindkraftverkena (exklusive forskningsenheterna), år 1996 uppe i 98 % och följande år 97 %, men under år 1998 endast 94 %. År 1998 uppträdde speciellt störningar i växellådorna (mestadels i ca fem år gamla verk). Under första delen av 1999 har tillgänglighetsvärdena igen varit höga. I vidstående tabell 3 presenteras ett 1 MW vindkraftverks elproduktion och produktionskostnad, som funktioner av årsmedelvinden. Den visade relationen är dock grov, den slutliga produktionen beror, förutom på medelvindnivån,

även

vindens

fördelning

hastighetsskalan

ifrågavarande plats, samt av typen av vindkraftverk. Medelvindhastigheten vid navhöjd, m/s

Typisk toppeffekttid för 1 MW verk, h/a

c:a produktionskostnad, penni/kWh

5,0

1 000

60

5,5

1 400

45

6,0

1 800

35

6,5

2 100

30

7,0

2 400

26

7,5

2 700

23

8,0

3 000

21

Tabell 3 Ex. på produktionens och produktionskostnadernas beroende av vindens medelhastighet

Ur tabellen ser vi att produktionskostnaderna börjar stiga mycket kraftigt när medelvindhastigheten sjunker under 6 m/s. Vid vindhastigheten 5,5 m/s är produktionskostnaderna redan av nivå 45 p/kWh (utan statligt investeringsstöd) varför vindkraftprojekt blir svåra att få lönsamma under denna nivå. Goda vindlägen kan man anse de platser vara där årsmedelvinden på 50 m höjd är över 6 m/s. Över 7 m/s medelvindar möter man bara invid öppet hav i utskären eller på uddar, dock frekventare på Åland. På högre fjäll är medelvindarna uppe i 8–9 m/s /15, 16/. Största delen av fjällen torde dock vara av samma klass som kustlägena. Tillsvidare har tillgängligheten hos vindkraftverkena i fjällen legat något under kusttrakternas, p.g.a. tekniska problem. 3.2.4 Produktionens tidsfördelning och ekonomiska värde

Enbart estimeringen av produktionsvärdet (p/kWh) ger oftast inte tillräcklig information för att bedöma projektets ekonomiska förutsättningar. Avgörande är att därtill veta prisnivån på den elenergi, som den producerade vindkraftelen skall ersätta, eller vad priset skulle bli om den säljs. Dessa faktorer beror på hur produktionen fördelar sig tidsmässigt, på producentens verksamhetsbransch och

42


Del I – Projektstart och förundersökning

hur fördelaktiga de avtal blir, som förhandlas fram mellan olika instanser angående elförsäljning och/eller överföring. Vindkraftens värde för producenten måste beräknas separat för varje fall. Kalkylen försvåras av att vindkraftproduktionens fördelning över olika månader och dygnstimmar inte kan förutsägas lika noggrant som årsmedelvärdena, men riktgivande värderingar kan ändå göras. Eftersom olika år skiljer sig vindmässigt radikalt från varandraär dessa riktvärden oftast tillräckliga. Produktionens värde kan t.ex. beräknas så att man med hjälp av WASP programmet och Vindatlasen (eller genom att använda någon redan känd anläggnings årsprofil) skapar en genomsnittlig tidserie för vindkraftverkets produktion. Med adb-program som utvecklats för analys och optimering av elupphandling sammankörs den erhållna tidserien med ägarbolagets övriga elupphandling. Som resultat erhålls den kostnadsinbesparing, som härör sig från vindkraftverkets produktion. Genom att jämföra inbesparingarna med vindkraftverkets årliga kapital- och driftkostnaderna kan man dra slutsatser angående lönsamheten. Andra än elbolagen, och de största industriföretagen, saknar noggranna uppgifter om elupphandlingens tidsbundna fördelning. För utomstående kan dock utarbetas grövre metoder med vilka det går att beräkna hur stor andel den producerade vindelen ersätter av annan el vid olika prisnivåer. På elbolagsnivå är det ekonomiska värdet på vindkraftproducerad el behäftat med den nackdelen, att vindhastigheten under konsumtionstopparna inte kan förutsägas tidigare än en eller högst två dagar före. Somliga år producerar anläggningen energi under toppkonsumtionstid, andra år står det stilla. I svenska och danska undersökningar har man observerat att vindkraftverk, i genomsnitt på lång sikt, producerar 20–30 % av sin nominella effekt under toppkonsumtionstid. I Finland har vi tillsvidare för lite drifterfarenhet för sådan bedömning. Sannolikheten för att vindkraftverkena skall kompensera toppeffekt är troligen klart större på de lappska fjällen än vid kusten, och på låglänta trakter i inlandet är den antagligen mycket låg. Frågan är emellertid inte systematiskt utforskad. För ett elbolag är vindkraftproduktionen värdefullare i de fall den kompletterar egen vattenkraft. Vindkraftproduktionen är störst om vintern då vattenkraftens tillströmning är minst. Då kan man minska upphandlingen av annan ersättande energi och, ifall vattenfördämningarnas volym är kritisk, få dem att räcka längre in mot våren. Produktionens säsongberoende är häftigast i fjällen och minst på inlandets slätmarker /2, 15/. En viktig omständighet angående vindkraftens ekonomi är även det faktum att just vinden kyler ner byggnadernas väggar. Därför är efterfrågan på elvärme ofta stor under vindkraftverkens produktionstoppar. När man jämför vindkraftproduktion med elproduktion av större format bör man även minnas att vindkraften matas direkt i distributionsnätet, och att man på så sätt undviker förluster i transformatorer och överföring. Förutsättningen är att konsumtionen, längs samma distributionsgren, håller sig större än den sammanlagda produktionen av de tillkopplade vindkraftverkena, och att produktion och konsumtion tidsmässigt stämmer någorlunda väl överens, vilket även ofta är fallet i Finland. 43


Del I – Projektstart och förundersökning 3.2.5 Lönsamhetsberäkning

Ett vindkraftverks ekonomiska lönsamhet kan analyseras med samma nyckeltal som andra investeringars lönsamhet. I det följande presenteras tre allmänt använda nyckelvärden: Investeringens nettonuvärde (NPV) definieras som nuvärdet av alla kommande årsresultat: NPV = (1 – (1 + i)-n )F/i – C,

där i är önskad räntefot, n är investeringens ekonomiska drifttid, F är årsavkastningen (årens intäkter minskade med kapital- och driftkostnader) och C är begynnelseinvesteringen. (1 – (1 + i)-n )/i

kallas återbetalningsförhållande, betecknas ofta även R(i,n). Den interna räntan (ROI) beräknas genom att bestämma det värde på i för vilket nettonuvärdet NPV blir noll. Det är alltså den högsta ränta det lönar sig att betala för investeringen. Återbetalningstiden bestäms som det värde på n för vilket NPV blir noll, och då värdet på i är valt på förhand. Återbetalningstiden måste, för något realistiskt värde på i, bli mindre än den beräknade ekonomiska drifttiden. I annat fall kan man inte anse investeringen lönsam. Den återbetalningstid man kräver av projektet beror på ägarinstans, finansiering, ägarens övriga affärsverksamhet och ekonomiska tillstånd mm. Med nuvarande elprisnivåer är vindkraften, utan subventioner, inte lönsam för ett elbolag. Med det investeringsstöd och skattestöd (återbäring av energiskatt åt vindkraftproducenter), som handels- och industriministeriet beviljar, kan det dock bli möjligt, även för ett elbolag, att på affärsmässiga grunder genomföra vindkraftprojekt. Det pristillägg, som eventuellt kan debiteras för ekologiskt producerad el, förbättrar ofta vindkraftprojektens lönsamhet avsevärt. Vindkraftens ekonomiska lönsamhet förbättras sannolikt märkbart med tiden, när olika miljöbaserade avgifter ökar sin andel av konsumentens elpris, samtidigt som vindkraftverkens kostnadseffektivitet ytterligare förbättras. Ett vindkraftverk är till sin natur en engångsinvestering vars brukstid är 20 år. Vindelens prisnivå kan sålunda antas hålla sig nära nog konstant över hela brukstiden. Förutom att den jämförs med nupriser för annan elproduktion och inköpsel borde den även jämföras med prisprognoser, som görs upp för längre tidsperioder, under olika antaganden. På lång sikt kan ett vindkraftverk, som byggs nu, vara en klart lönsammare investering än vad dagens elprisnivåer indikerar.

44


Del I – Projektstart och förundersökning 3.3 Hjälp

angående förundersökningar

Förundersökningen av en potentiell plats bör vara tillräckligt täckande, för att man skall kunna göra ett entydigt beslut om fortsättningen, och för att i möjligaste mån eliminera genomförandets risker redan i begynnelseskedet. Förundersökningen borde omfatta åtminstone följande ärenden: •

Vindförhållanden, produktionsberäkning, isbildningsrisk

Infrastrukturfrågor

Markanvändnings- och ägarfrågor samt miljöaspekt

Preliminär placeringsplan för anläggningarna

Investerings- och driftbudget beräknad på basen av det föregående

Beräkning av produktionsvärdet och lönsamheten

Rekommendationer för fortsatta aktiviteter

En del av de uppräknade ärendena kan byggherren själv utföra, men utomstående hjälp rekommenderas varmt, åtminstone angående vind- och produktionsestimering. Anskaffning och användning av WASP program och Vindatlas för Finland är ingen oöverkomlig sak i sig, men en tillförlitlig vindestimering fordrar förutom rutinmässigt bruk av adb-program även erfarenhet och insikt, samt att man behärskar vindkraftens fysikaliska grunder. Det går inte att lita på resultaten av datorkörningar som sådana, utan de bör kunna tolkas med beaktande av de speciella karaktärsdragen hos respektive plats. Om vindförhållandena och deras utnyttjande i Finland finns det rikligt med litteratur (se litteraturförteckningen), som projektplanerande instanser kan fördjupa sig i så långt resurserna räcker. För de ekonomiska kalkylerna kan man få hjälp av energibranschens konsult- och ingenjörsbyråer, samt av ekonomer eller motsvarande. De regionala vindkartläggningar som tidigare gjorts för Finlands kuster och för Lappland är till god hjälp vid förundersökningar, men presenterade värden och beräkningar måste i alla händelser uppdateras, emedan storleken, antalet och många tekniska detaljer angående planerade anläggningar inverkar avgörande på kostnads- och produktionsberäkningen. Även markägarfrågor och områdesplaneringen angående månget område kan ha ändrats radikalt efter kartläggningen. Nedan uppräknas en grupp instanser som utför förundersökningar: Meteorologiska institutet besitter rikligt med erfarenhet om hur vindförhållanden

och

isbildningar

kan

bedömmas

i

Finland,

samt

innehar

mätobservationer från olika håll i Finland. Meteorologiska institutet utför vindläges- och isbildningsprognoser även för kommersiella vindkraftprojekt. Statens tekniska forskningsanstalt VTT har gjort vindlägesanalyser för många av de kommersiella projekt, som genomförts i Finland, speciellt under de första åren av vindkraftverksbyggandet. VTT utför även vidsträktare vindlägesinriktade förundersökningar, där man utöver vindförhållandena granskar frågor angående infrastruktur och ekonomi. VTT besitter även specialkunskap gällande isbildningsfrågor. Utöver dessa statliga institutioner omfattar branschen flera privata konsultbyråer. Dem kan man få hänvisningar till via vindkraftföreningarna. 45


Del I – Projektstart och förundersökning

Även

många

universitet

och

högskolor,

regionala

forskningsinstitut,

teknologicentraler och tekniska läroverk kan erbjuda olika tjänster, som hänför sig till utvärdering av möjligheter att genomföra vindkraftprojekt. Av dessa kan speciellt nämnas Ålands Teknologicentrum, som har ett brett kunnande angående vindkraftproduktion, men tillsvidare endast medverkat i projekt på Åland. Vid val av vindkraftkonsult är det naturligtvis på sin plats att fästa uppmärksamhet vid den aktuella instansens anseende och erfarenhet. Utöver dessa uppräknade instanser kan det för uppstart av en förundersökning även löna sig att kontakta det elbolag, som driver det lokala distributionsnätet. Angående markanvändningen är det skäl att underhandla med kommunen och ofta även med den regionala miljöcentralen, samt i somliga fall också med t.ex. museiverket och miljöministeriet. Vi återkommer till detta i kapitel 5.6. De vindkraftbolag som har egen erfarenhet av hur projekt förverkligas kan ge värdefull hjälp vid förundersökning. Förundersökningar för vindkraftprojekt kan också beställas av inhemska representanter för vindkraftverktillverkare. Det förutsätter dock vanligen att man binder upp sig till ifrågavarande tillverkare redan i begynnelseskedet. I vissa fall kan det vara det fördelaktigaste alternativet, men allmänt taget brukar det löna sig med en konkurrensskapande anbudstävling bland leverantörerna. Kostnaderna och nyttan av att använda en eller flera yttre experter till ett projekt bör bedömas per fall. Det är fullt möjligt att låta en instans sköta vindoch produktionsberäkningen medan en annan får reda ut miljö- och markanvändningsfrågorna osv. Det kan visserligen leda till att samma basuppgifter för platsen insamlas flera gånger, och att projektets uppdelning i bitar därför inte nödvändigtvis leder till inbesparingar. Om projektet är så i sin begynnelse att någon plats inte ännu fixerats, eller om det granskade området är stort med många potentiella platser, kan det löna sig att låta göra en undersökning som täcker hela trakten (om sådan inte gjorts därförinnan). Man undersöker då vindförhållanden samt kriterierna kring infrastrukturen och markanvändningen för alla de potentiella platserna. På så sätt får man de möjliga platserna ställda i fördelaktighetsordning. Ifall prioriterad plats senare visar sig olämplig, kan man genast välja följande plats utan att behöva börja med en ny grundundersökning. Det lönar sig att satsa på förundersökningen. Bristfälliga utredningar hämmar projektet i senare skeden genom betydande fördröjningar, motstånd från grannskapet eller genom att fälla hela projektet vid tillståndsbehandlingen eller p.g.a. medelbrist. En grundligt utförd förundersökning betalar sig genom uppsnabbad tidtabell, mindre osäkerhetskomponenter vid genomförandet och kostnadsbesparingar i projektets senare skeden. Det är även skäl att minnas att förundersökningens kostnader är ganska marginella jämfört med hela projektets kostnader (förutom för alldeles små projekt). Därför är det sällan motiverat att spara på bekostnad av kvaliteten.

46


Del II – Förberedelse för genomförandet 4

Finansiering

4.1 Självfinansiering

och lånekapital

Vindkraften är en mycket kapitalintensiv elproduktionsform, vars lönsamhet i avgörande grad beror på hur den finansieras. Som det redan framgick i kapitel 3.2.2 beror produktionens värde, och hela vindkraftprojektets lönsamhet, på vem som genomför det, m.a.o av anskaffningspriset på den elenergi som blir ersatt. Även bolagets finansiella uppbyggnad har avgörande inverkan på lönsamheten. Kapitalanspråken förutsätter att företaget är finansiellt starkt, dvs har tillräckligt stor andel eget kapital. Det ger bolaget möjligheter att förverkliga sina investeringsplaner samt att stå för driftkapitalet, som växer med verksamheten. På kapitalbilden inverkar naturligtvis investerarens bakgrund och bolagsform. Vindkraftprojektets byggherre kan t.ex. vara ett elbolag eller ett energiverk, eller kan projektet genomföras av ett särskilt vindkraftaktiebolag eller -andelslag. I det följande fokuseras på de två sistnämnda fallen. 4.1.1 Finansiering med egna medel

Det egna kapitalet utgör grunden för bolagets soliditet. Det har vanligen satsats i bolaget för obestämd tid. Återbetalning av aktiekapital är t.ex, för aktiebolag, förhindrat i lag. Det egna kapitalet är riskkapital. Med det menar man att dess juridiska förhandsrätt kommer i sista hand. Företagets förluster täcks först ur det egna kapitalet. Å andra sidan förs företagets vinst, efter avdrag av skyldigheter med förhandsrätt, till det egna kapitalet, m.a.o till ägarna. Det egna kapitalet består av det placerade kapitalet (aktie- eller andelskapitalet) och av vinstmedel, som samlats genom bolagets intäkter. Placerarna äger företaget och utnyttjar sin rätt som ägare. Deras inflytande kan göras beroende av aktie- eller andelskapitalinsatsen. När man grundar ett nytt separat aktiebolag för vindkraftprojekt, görs anskaffningen av det egna kapitalet på normalt sätt genom aktieemission. Nedre gränsen för bolagets aktiekapital bör i bolagsordningen specificeras så högt att man därmed kan täcka största delen (helst alla) av de kostnader, som begynnelseinvesteringen medför. Drift- och underhållskostnader samt övriga rörliga och fasta årskostnader (elöverföring, administration, försäkringar mm) kan täckas med intäkterna av elförsäljningen till aktionärer eller kunder. Elpriset kan av skattetekniska skäl specificeras så att bolagets bokslut visar nollresultat. Tilläggsinvesteringar, som eventuellt blir nödvändiga efter garantitidens utgång (utbyte av komponenter, reservdelar mm), kan täckas genom en höjning av aktiekapitalet, riktad emission, höjning av försäljningspriserna, eller med främmande kapital. Det är skäl att i bolagsordningen lämna rum för dylika förändringar.

47


Del II – Förberedelse för genomförandet

I andelslagsfallet är arrangemangen likadana förutom att begynnelsekapitalet insamlas som andelsbetalningar. Senare tilläggsinvesteringar kan finansieras med tilläggsandelsavgifter, placeringskapital eller lån. 4.1.2 Finansiering med främmande kapital

Ifall det blir nödvändigt med främmande kapital redan i investeringsskedet, bör man självfallet sträva till möjligast förmånliga lånevillkor. Lönsamhetsberäkningarna skall omfatta tillräckliga säkerhetsmarginaler, och speciellt bör man beakta sådana alternativ, där t.ex. elproduktionen under de första åren blir avsevärt lägre än beräknat. De första åren är ofta de mest kritiska när verksamheten baseras på lånekapital. Lån är ett sätt att finansiera bolaget med yttre medel. Karakteristiskt är att lånet beläggs med ränta och avtalsdefinierad återbetalningstid. För finansiering av vindkraftbolag lånar man vanligen av banker, försäkringsbolag, finansieringsbolag eller direkt av aktionärerna. Banklånen återbetalas vanligen enligt en definierad plan eller i en rat, sk bullet-lån. Bankerna har möjlighet att säga upp lånet ifall låntagaren får betalningssvårigheter. För beviljade lån fordrar bankerna vanligen säkerheter i form av t.ex. bankgaranti eller fastighetsinteckning. Försäkringsbolagslånen är även vanliga vid finansiering med främmande kapital. De grundar sig vanligen på återbelåning, eller på försäkringsbolagets placeringsbehov. Lånen kan vara kort- eller långfristiga. Återbelåningen är långfristig. Placeringslånen löper vanligen med 5–10 års fasta amorteringstider. Med återbelåning menar man lån av pensionsbolag mot arbetspensionspremier. Lånet kan lyftas endera så att APL-försäkringspremier betalas med skuldsedlar eller man återlånar tidigare betalade försäkringspremier. Försäkringsbolagslånen fordrar alltid pantsäkerhet, som kan vara bankgaranti eller fastighetsinteckning. Finansieringsbolagslånen kan vara av finansieringsbolag, som är bundna till någon bank eller obundna, och de beviljas ofta som kundspecifika lån. Typiska för finansieringsbolag är krediter som beviljas för investeringar och driftkapital. Investeringsfinansieringen kan vara leasing- eller factoring-finansiering, finansiering av anskaffningsfakturor eller hyreskontrakt. Med leasing-finansiering menar man längre tids hyresavtal angående produktionsanläggning. Förutom produktionsanläggningar kan leasing-objekten vara bilar, kontorsmaskiner, -inventarier osv. Leasing-finansieringen kräver vanligen inte säkerheter, emedan äganderätten inte övergår till användaren. Vid factoring-finansiering ges lån mot bolagets försäljningsfordringar. Vindkraftbolaget kan även ta upp lån direkt av placerarna, t.ex. med vanliga skuldbrev. Vanligen avtalas sådana lån mellan bolaget och dess huvudägare. De kan vara utan säkerhet och med eller utan ränta. Sådana lån är typiska mellanformer av finansiering, som har likheter med såväl eget kapital som med främmande. Lånen är vanligen mycket långfristiga. De påminner om aktieplacering emedan de endast kan motivera räntebetalningar och amorteringar ur medel som är fria för utdelning. Sådan finansieringsform skiljer sig från riskfinansieringen så till vida att de i princip bör återbetalas någon gång

48


Del II – Förberedelse för genomförandet

och att de inte ger rösträtt vid bolagsstämma. De berättigar inte heller till delaktighet i bolagets egendom.

4.2 Stödformer

Offentliga inrättningar inverkar på många sätt på bolagets finansieringsarrangemang. Inverkningarna kan vara direkta eller indirekta . Skattelagstiftningen inverkar t.ex. på de olika finansieringsformernas lönsamhet. Direkt på bolagets finansiering inverkar sådana finansieringsformer som; lån, räntestöd, subventioner, aktieplaceringar, säkerheter och garantier, vilka beviljas av offentliga inrättningar, endera direkt eller genom specialfinansieringsinrättningar. Förutom genom direkt stöd bistår offentliga inrättningar med råd och konsulttjänster. Rådgivningstjänster erbjuds av bl.a. näringsombudsmännen och näringsverksamhetscentralerna runt om i Finland. Dessa "TE"-centraler ger råd och anvisningar samt finansierar företag bl.a. vid grundandet och vid utvidgningsprojekt. I Statsrådets beslut n:o 29/1999 (21.1.1999) fastslås att handels- och industriministeriet kan bevilja stöd för energiinvesteringar och utredningar angående sådana. För vindkraftprojekt kan stödets andel uppgå till högst 40 % av godkända kostnader. Acceptabla kostnader är bl.a. investeringens planeringskostnader, anskaffning och montage av maskiner och anläggningar samt byggnadsarbeten. Investeringsstödet ansöks på blanketter som styrkts av HIM. Ansökningar angående utredningar och investeringar lämnas till företagsavdelningen i den TE-central, i vars verksamhetsområde investeringen sker eller där objektet för utredningen ligger. TE-centralerna är uppräknade i bilaga 3. TE-centralen skickar ansökan jämte eventuella kommentarer till ministeriet som gör beslutet. Angående projekt som gäller vanlig teknik och vars totalinvestering är under 10 Mmk besluter TE-centralerna själva. Ansökningar tas kontinuerligt emot. Ansökan bör inlämnas före byggnadsarbeten påbörjas eller t.ex. före anskaffning av anläggningstillgångar. Behandlingstiden för stödansökan kan vara några veckor till några månader. Investeringsansökan bör åtföljas av bl.a. en noggrann kostnadsuppskattning och finansieringsplan samt lönsamhetskalkyl (värdet av ersatt elenergi, investeringens räntebärande dels återbetalningstid, utan stöd och med stöd mm) och eventuella kostnadsinbesparingar, projektets tidtabell, byggplan osv. Av ovannämnda framgår att det inte är värt att lämna in ansökan i ett alltför tidigt skede. HIM rekommenderar att projektets övriga kriterier (status och övrig finansiering) förberetts tillräckligt långt före understöd beviljas, så att det m.a.o finns tillräckligt underlag för att projektet kan genomföras. Emedan bara en begränsad mängd understöd kan beviljas ur varje års budget, är det HIMs naturliga strävan att endast bevilja stöd till projekt, som blir genomförda med stor sannolikhet. För projekt, som är långt förberedda, kan stödbesluten göras med kort behandlingstid.

49


Del II – Förberedelse för genomförandet

För att sköta statens specialfinansieringar har man grundat Finnvera Abp. Där sammanfördes från 1999 års början Kera Abp och Statens garanticentral. Som gruppens systerbolag fungerar Industriella samarbetsfonden Finnfund och som dotterbolag ränteutjämningsbolaget Fide Ab. Finnvera (Kera) finansierar sm-företag. Av dess beviljade finansieringar har 21 % gått till startande företag. Det beviljar företagskrediter både för anläggningsinvesteringar och driftkapital. Lånens amorteringstid är vanligen 5–14 år. Även korta lån, t.o.m. för några månader är möjliga. Företagslånen fordrar vanligen säkerhet. Åt en producent av vindkraftel utbetalas skattestöd för den producerade elmängden. Det är lika stort som den elskatt hushållen betalar, för tillfället 4,1 p/kWh. Under vindkraftprojektets gång kan man även ansöka om EU-stöd via olika kanaler. Stöd kan t.ex. erhållas så att den grundforskning, som anknyts till projektet (vindförhållanden, isbildning), samordnas med något undersökningsprojekt inom EU. Såvida projektet omfattar tekniska innovationer kan sk. demonstrationsstöd från EU komma ifråga. Information angående projektet, dess uppföljning mm kan eventuellt anslutas som delar i EUs stödprogram för förnyelsebara energier (Altener) osv.

4.3 Hjälp

angående finansieringsfrågor

Ifall intressegruppen bakom vindkraftprojektet inte besitter kunskap och erfarenhet angående finansiering lönar det sig att utnyttja konsulter, ekonomer oa. som har specialiserat sig på finansieringsarrangemang. Sakkännare är till hjälp både vid anskaffandet av eget och upplånat kapital. Emedan projektet är kapitalintensivt kan kostnaderna för expertis betala sig flera gånger om. I dessa frågor kan man även få värdefulla råd och anvisningar av instanser som tidigare genomfört vindkraftprojekt. I frågor gällande stödansökningar är det värt att i god tid (genast då förundersökningen är klar) vända sig till TE-centralens företagsavdelning och HIM. Det är skäl att med regelbundna intervall informera HIM om projektets framskridande. Då kan man välja rätt tidpunkt för stödansökan och samtidigt får ministeriet information, som hjälper till att gör snabba beslut.

50


Del II – Förberedelse för genomförandet 5

Markanvändning och miljövärdering

5.1

Markplanering

I markplaneringen dvs planläggningen av hur markområden skall användas, sammanpassar man olika markanvändningsbehov som t.ex. bosättning, näringsliv, trafik, fritid, tjänster, naturskydd osv. Uppföljning av planen övervakas med hjälp av bygglovsförfarandet. Det behandlas närmare i kapitel 5.3. Såväl planläggnings- som bygglovsförfarandet är stadfäst i markanvändningslagen samt i bygglagen och -förordningen. En total omarbetning av markanvändnings och av bygglagen har nyligen färdigställts. Lagen (nr 132/1999) är stadfäst 5.2.1999 och trädde i kraft 1.1.2000. Lagens författningar specificeras av markanvändnings- och byggförordningarna, som även omarbetats. Den nya lagen ersätter den tidigare byggnadslagen, som delvis förnyats i flera repriser. Författningen har förnyats för att täcka bl.a. fordringarna på hållbar utveckling. Efter förnyandet beslutar kommunerna mera självständigt än förut om ärenden angående planläggning och tillstånd. Det tidigare systemet med hörande av intressenter i ärendet är ersatt med öppen och växelverkande planläggningsmetodik. Eftersom gjord plan ligger som grund för utfärdande eller avslag av tillstånd bör den, som driver ett vindkraftprojekt, känna till planens innehåll och den utsedda platsens planläggningsstatus. På så sätt undviks många missförstånd och det ger kunskap om vilka möjligheter gällande plan erbjuder. Dessutom undviks onödiga utgifter. Det nya planläggningssystemet omfattar två generella planer och en detaljomfattande plan. I de generella planerna (region- och generalplanen) anger områdesreserveringarna de huvudsakliga mark-användningarna. På sådana områden kan byggas och idkas verksamhet, som inte följer det huvudsakliga markanvändningsändamålet, men bara till sådan grad att områdets karaktär och bruk inte riskeras. På detaljplanerat område får inte utan beviljat undantag avvikas från avsett bruk. Fastän vindkraftens områdesbehov nuförtiden beaktas i allmännare grad än tidigare, har äldre områdesplaner vanligen inte några vindkraftsområden utsatta. Sålunda kan vindkraftverksbyggen genomföras på mark, som avsetts för annat bruk, p.g.a. av planens generella utformning, eller med undantag. Även ändring av planer kan komma ifråga. Planlagda områden för glesbosättning har vanligen en fastslagen landskapsplan (tidigare regionplan) eller generalplan. På sådana glesbosättningsområden, som inte har fastslagen plan, kan man endast bygga med bygglov (undantag kan även bli aktuellt). Naturskyddslagen av 1997 förändrade praktiken angående byggande på strandområden. Byggande på strandområde fordrar alltid fastslagen detaljplan eller undantag för sådana fall, där gällande generalplan inte uttryckligen angetts utgöra grund för utfärdande av tillstånd.

51


Del II – Förberedelse för genomförandet

I det gamla planläggningssystemet fordrade bildande av tätbebyggelse alltid detaljplanläggning eller undantag. Huruvida vindkraftbyggandet bildar tätbebyggelse är en tolkningsfråga och härtill inverkar bl.a. hur mycket projektet fordrar att det byggs kommunalteknik såsom vägar och elnät på området. I den nya markanvändnings- och bygglagen motsvarar "planläggningsbehovsområdet" huvudsakligen den gamla byggnadslagens tätbebyggelse. Kommunen kan i generalplanen eller i byggnadsordningen specificera utsträckningen av planläggningsbehovet utgående från byggnadstryck och miljövärden. Den kommunala myndigheten avgör förutsättningarna för byggande på planläggningsbehovsområdet i samband med bygglovet eller separat. Områdesplanen omfattar det aktuella områdets plankarta, planebestämmelser och planbeskrivning. I planen reserverade områden är utmärkta på kartan

med

åtskiljande

streck.

Varje

reservering

symboliseras

med

bokstavstecken, som definieras i planen. De olika plantyperna har officiella, från varandra något avvikande utmärkningar. Ju mera detaljerad planen är dess utförligare beskrivs utmärkningarna. Planerna åtföljs även alltid av skrivna planbeskrivningar,

varur

närmare

framgår

målsättningen

med

envar

områdesreservering, samt olika bestämmelser och rekommendationer. På grundval av planuppgifterna (bokstavsmärkningarna mm) kan man bedöma platsens lämplighet för vindkraftverk. Närheten till bosättningsområde, skola eller sjukhus (eller planer på placering av sådant) kan t.ex. utesluta byggande av vindkraftverk. Såhär förhåller det sig speciellt på naturskyddsområden och i vissa fall gäller det även för fritidsområden. Ofta är potentiellt goda vindlägen vid kusterna just reserverade för fritidsverksamhet eller liknande och det kan vara svårt att finna alternativa platser. Härvid är det värt att hålla fast vid den tänkta platsen och att börja reda ut möjligheterna till avvikelser från planen eller ändring av densamma. I dessa frågor bör man uttryckligen ta kontakt med kommunen (bygg- och miljömyndigheter). De utmärkta områdena på plankartorna ger inte någon entydig anvisning om man kan eller inte kan bygga vindkraftverk på dem. Sådana frågor måste alltid vägas separat fall för fall, när områdets alla förhållanden är kända. Saken påverkas också av om projektet gäller ett enstaka vindkraftverk eller om det är fråga om ett projekt med flera kraftverksenheter. Planläggningsläget, dvs vad slags plan som gäller för platsen och i vilket skede eventuellt pågående planläggning befinner sig i framgår bäst genom att höra sig för hos respektive landskapsförbund, stad eller kommun och genom att studera planerna. Vanligen finner man kommunens planläggningsinstanser direkt ur telefonkatalogen under respektive stad eller kommun. Man kommer även åt planerna på andra sätt. Landskapsplanerna (tidigare regionplanerna) kan man bekanta sig med på Finlands kommunförbunds bibliotek i Helsingfors (alla Finlands planer). På andra ställen i Finland erbjuds motsvarande möjligheter till att bekanta sig med de aktuella landskapsplanerna hos

respektive

landskapsförbund

(tidigare

regionplaneförbund).

Mera

detaljerade planer lönar det sig att fråga efter på respektive stads- eller kommunkansli. Vid uppgörande av landskapsplanen görs det rikligt med olika utredningar till grund för reserveringarna. Vindkraftprojektören gör därför klokt i att börja

52


Del II – Förberedelse för genomförandet

utforskningen av områdesanvändningen just på landskapsförbundet. Landskapsförbunden har varit med i många av de kartläggningar av vindkraftmöjligheterna, som gjorts längs kusterna och i Lappland, och där man för områdesplanering och projektering, utrett de tekniska möjligheterna för byggande av vindkraftverk. I somliga kartläggningar har man även behandlat synpunkter gällande markanvändning och miljö. Planläggningssystemet Landskapsplan

Landskapsplanen är den allra vanligaste nivån av plan. Där presenteras principerna för områdesanvändningen och samhällsstrukturen samt anges områden som är nödvändiga med tanke på landskapets utveckling. Områdesreserveringar anges endast i den mån och med den noggrannhet som behövs med tanke på de riksomfattande målen eller landskapets mål för områdesanvändningen eller för att samordna områdesanvändningen i flera kommuner än en. Skalan är 1:100 000 – 1:200 000. Generalplan

Syftet med generalplanen är att i allmänna drag styra samhällsstrukturen och markanvändningen i kommunen, eller en del av den, samt att samordna funktionerna. Kommuner kan även upprätta gemensamma generalplaner. I generalplanen anges principerna för den eftersträvade utvecklingen, och anvisas nödvändiga områden till grund för den detaljerade planläggningen och annan planering, samt för byggande och annan markanvändning. Skalan är 1:5 000– 1:10 000. Detaljplan

För den detaljerade regleringen av områdesanvändningen, och för byggande och utvecklande av områden, utarbetas en detaljplan, vars syfte är att anvisa behövliga områden för olika ändamål, och att styra byggandet och annan markanvändning. Detaljplanen ersätter det gamla planläggningssystemets detalj-, byggnads- och strandplaner. Den mera detaljerade plan, som nu träder ikraft, ersätter allmännare plan. Allmännare plan styr upprättandet av mera detaljerad plan.

5.2 Markanskaffning

När man planerar byggplatser för vindkraftverk bör man beakta det relativt stora vindupptagningsområde de behöver samt omgivningens markanvändning. Själva vindkraftverket behöver i praktiken inte mark annat än för fundamentet och för montage och underhåll samt fritt luftrum för rotorns rotation. En del miljöfaktorer inverkar dock ökande på kraven på områdets storlek. Då man planerar i en trakt, som kan störas av ljud, är det bra att veta att skyddsavståndet till närmaste objekt, som kan störas av ljud, bör vara minst 300–500 m. Dessutom begränsas grannskapets markanvändning av att vindkraftverkets

53


Del II – Förberedelse för genomförandet

näromgivning bör hållas öppen p.g.a. vindförhållandenas inverkan på vindkraftproduktionen. Hinder som borde undvikas är t.ex. höga trän och byggnader. För vindkraftparker med flera enheter tillkommer egna markområdeskrav av produktionstekniska orsaker. Som tumregel kan man hålla att anläggningarna inte kan ställas närmare än 200 m från varandra. Dessutom bör man vid anskaffningsplanerandet beakta mark för vägar och ellinjer. Det är lättare att bygga väg på eget område än på främmande. (Se 5.4.7 och 5.4.8) P.g.a. ovanstående bör en vindkraftprojektör beakta den möjligheten att han måste skaffa sig besittningsrätt till ett betydligt större område än vad de egentliga vindkraftverken kräver. Om det är möjligt att utöva annan verksamhet på vindkraftparksområdet, såsom t.ex. jordbruk, är det inte nödvändigt att förhindra det, utan man kan då sträva till någon form av gemensam markanvändning. Det viktiga är att man är medveten om att markanskaffningen inte alltid kan begränsas till enbart det område som vindkraftverken upptar. Besittningsrätt till markområde kan anskaffas endera genom köp eller arrende. Om det önskade området redan besittes av annan instans (t.ex. en annan arrendator) än ägaren, behövs även dennas medgivande. Sådan gemensam besittning av samma område kan komma ifråga, om det t.ex. står en telelänkmast på det planerade området. Så värst många användningsformer av gemensamt område finns dock inte. Om man inte på annat sätt får fram vem som äger marken, kan man vända sig till traktens lantmäteribyrå. Uppgifter begärs av den inrättning, inom vars distrikt det ifrågavarande området ligger (landskapsvis). För en liten avgift tar lantmäteribyråerna reda på uppgifterna ur fastighetsregistret, där alla Finlands fastigheter finns registrerade.

5.3 Ansökan

om bygglov

Enligt markanvändnings- och bygglagen (125 §) behövs bygglov för att uppställa en byggnad. Man ansöker om lovet hos kommunens byggnadstillsyningsmyndighet (t.ex. byggnadsnämnden). Vindkraftverk har hittills huvudsakligen tolkats vara det, som i bygglagen avses med byggnader. Frågan har betydelse emedan det i annat fall inte skulle behövas bygglov. Om vindkraftverket inte anses vara en i markanvändningsoch bygglagen avsedd byggnad kan det, trots att bygglov inte behövs, ändå fordras åtgärdstillstånd. Åtgärdstillståndet utfärdas av samma myndigheter som utfärdar bygglov. I den nya markanvändnings- och byggförordningen är vindkraftverk som separat anläggning nämnt i förteckningen över sådana anläggningar och konstruktioner, som fordrar åtgärdstillstånd. Då projektet omfattar flera vindkraftverk är det en tolkningsfråga huruvida åtgärdstillstånd räcker till eller om det behövs bygglov. I förordningen nämns t.o.m. att inte ens åtgärdstillstånd behövs om åtgärden grundar sig på områdesplan med rättslig inverkan. För att klara upp huruvida man behöver bygg- eller åtgärdstillstånd, eller om det räcker med bara bygganmälan är det bäst att först bekanta sig med ifrågavarande kommuns byggnadsordning. Varje kommun har sin egen

54


Del II – Förberedelse för genomförandet

byggnadsordning, varför uppgifterna om tillståndskrav eller anmälningsplikt kan variera mellan kommunerna. Man kan även förhöra sig om förfarandet inom kommunen hos respektive kommuns byggnadsmyndighet (t.ex. byggnadsinspektör). När det gäller planering för vindkraftverk är det annars också till nytta att vara i kontakt med bygglovsmyndigheterna i god tid. Fastän vindkraftverk i den nya markanvändnings- och byggförordningen hänförs till sådana anläggningar, som fordrar åtgärdstillstånd är det skäl att för projekt, som omfattar flera vindkraftverk, beakta att det behövs bygglov. Bygglov bör finnas före byggnadsarbetena inleds. Före man ansöker om bygglov eller åtgärdstillstånd är det skäl att reda ut projektets inverkan på miljön. Enligt lagen om bedömning av miljökonsekvenser (468/1994) 25 § bör den projektansvariga vara medveten om projektets miljökonsekvenser, fastän projektet inte förutsätter sk MKB-förfarande. Ifall det för uppförande av vindkraftverk behövs sådant tillstånd, som stadgats i lagen om miljötillståndsförfarandet,

kan

bygglovets

behandling

senareläggas

tills

miljötillståndsfrågan är löst. Om sådan utredning, som stadgats i lagen om bedömning av miljökonsekvenser (468/1994), krävs bör den bifogas tillståndsansökan eller anmälan. Miljökonsekvensbedömning och miljötillstånd angående vindkraftprojekt är beskrivna i kapitel 5.4 och 5.5. Som redan konstaterats i kapitel 5.1 övervakas bl.a. områdesplanläggningen med hjälp av bygglovsförfarandet, varför vindkraftprojektören bör känna till den områdesplan, som gäller för platsen. Emedan vindkraftproduktion tillsvidare inte allmänt beaktats vid planerandet av markanvändning, finner man sällan några reserverade områden eller platsanvisningar för vindkraftverk. Det kan därför uppstå oklarheter angående vilka områdesreserveringar som får användas för placering av vindkraftverk. Då bygglov utfärdas bör tillsynsmyndighet tillse att områdesplanen efterföljs. Oberoende av detta kan bygglov utfärdas i strid med plan. Då bör emellertid först ansökas om undantag. Enligt den nya markanvändnings- och bygglagen ansöks om undantag hos respektive kommuns byggnadstillsyningsmyndighet. Undantag kan beviljas såvida det inte skadar områdesplanen, förverkligandet av planen eller arrangemang för annan verksamhet på området, ej heller försvårar naturskyddet eller uppnåendet av målsättningar angående skyddandet av bebyggd miljö. Före undantagsärende löses bör vid behov begäras utlåtande av miljöcentral eller annan myndighet på riks- eller landskapsnivå, ifall undantaget märkbart berör deras intressesfär. Ifall undantaget inverkar i avsevärd mån på grannkommunens markanvändning, bör även grannkommunens utlåtande inhämtas. Strandzonen utgör en avvikelse från detta. För byggande på strandzon behövs enligt naturskyddslagen alltid detaljplan eller behörigt undantag, ifall inte gällande generalplan speciellt angetts som grund för utfärdande av bygglov. Undantag beviljas härvid av den regionala miljöcentralen. Strandzonen sträcker sig från strandlinjen 50–200 m inåt land med beaktande av terrängen. Det att vindkraftproduktion inte ännu beaktats vid planläggningen kan göra bygglovsansökandet för vindkraftverk besvärligt, emedan utfärdandet av bygglov då förutsätter att områdesplanens ändamålsenliga förverkligande övervägs. Områdesplaneringen borde därför i Finland utvecklas så att

55


Del II – Förberedelse för genomförandet

vindkraften skulle tas i beaktande på de områden, där uppställande av vindkraftverk är möjligt med hänsyn till vindtillgången. Bygglovsansökan

Bygglov söks med skriftlig ansökan, för vilken det finns färdiga blanketter. Ansökan riktas till kommunens byggtillsyningsmyndighet. Till ansökan bör bifogas handling som visar att vederbörande har besittningsrätt över platsen samt anläggningens huvudritningar, som planeraren bestyrker genom signering. Även övriga utredningar kan vid behov krävas av sökanden. Han kan t.ex. till sin ansökan bifoga uppgifter om att grannarna informerats om projektet, och en utredning över hur de ställer sig till det. Ifall det krävs miljöredogörelse enligt lagen om miljökonsekvensbedömning (468/1994) bör sådan bifogas bygglovsansökan eller anmälan. Ifall det för byggande av vindkraftverk fordras sådant tillstånd, som avses i lagen om miljötillståndsförfarandet (735/1991), kan bygglovsfrågan bli senarelagd tills miljöärendet har avgjorts. Då ansökan om bygglov anhängiggjorts bör grannarna meddelas, dvs ägarna eller innehavarna av fastigheter som ligger invid eller mittemot. Byggtillsyningsmyndighet skall meddela om bygglovsansökan åt grannarna och reservera minst sju dagar tid för dem att göra anmärkning. För det fall att ansökaren lämnat in en utredning över att grannarna hörts är ovanstående hörande onödigt. Samtidigt bör sökanden, på lämpligt sätt på byggplatsen, informera om att ärendet är anhängiggjort. På byggplatsen bör vid behov förrättas syn för att utreda hur anläggningen passar in i miljön, för att bedöma konsekvenserna av byggandet, och för att höra grannarna. Sökanden samt innehavarna av grannfastigheterna skall underrättas om tidpunkten för synen. Om den verksamhet som avses med byggandet kräver sådant tillstånd, som

avses

i

lagen

om

miljötillståndsförfarande,

kan

bygglovsärendet

senareläggas tills miljötillståndsfrågan avgjorts, ifall det t.ex. är motiverat med beaktande av byggnadens konsekvenser på omgivningen. Över bygglovsbeslutet kan man besvära sig inom 14 dagar efter beslut till regional förvaltningsdomstol (tidigare länsrätten). Över förvaltningsdomstolens beslut kan besvär riktas till HFD. Ansökan om undantag

Ansökan om undantag görs skriftligen på därför avsedd blankett (undantag betyder inte detsamma som besvär över bygglovsbeslut). Ansökan riktas till myndighet för undantag, dvs kommunens byggtillsyningsmyndighet. Om behandlingen av ansökan är underställd den regionala miljöcentralen, bör kommunen skicka ansökan dit tillsammans med sitt eget utlåtande. Undantag sökes hos regional miljöcentral då det är fråga om bygge på strandområde, som saknar gällande detaljplan, eller då giltig generalplan inte särskilt angetts vara grund för utfärdande av bygglov. För grannar och andra vars boende, arbete eller övriga omständigheter i avsevärd mån påverkas av projektet bör reserveras möjlighet att göra skriftlig anmärkning. Ovannämnda instanser bör informeras om inkommen undantags-

56


Del II – Förberedelse för genomförandet

ansökan, och ges minst sju dagar tid för hemställan av skriftlig anmärkning mot ansökan. Sökande kan till sin ansökan bifoga redogörelse för att grannarna eller en del av grannarna är medvetna om projektet, samt redogörelse för deras eventuella ställningstagande till projektet. Till den del sökande har presenterat utredning om att grannarna hörts behöver kommunen inte ordna hörande. Före undantag beviljas bör även inhämtas utlåtande av den regionala miljöcentralen, eller av övrig myndighet på riks- eller landskapsnivå, ifall undantaget i avsevärd mån berör deras verksamhet. Ifall undantaget i avsevärd mån

inverkar

grannkommunens

markanvändning

bör

även

grannkommunens utlåtande inhämtas. Till ansökan bifogas sk omgivningskarta och situationsbild, en handling, som visar att sökande har besittningsrätt till byggplatsen, eller att det finns någon annan grund för ansökan om undantag, samt utredning om att grannarna hörts, ifall sökande ombesörjt det. I ansökan skall ges en bedömning av de centrala verkningarna av det projekt, som gäller undantaget, samt motiveringarna till ansökan möjligast noggrant. Även över undantagsbeslutet kan man besvära sig på sätt som framgår i beslutet. Undantag undanröjer hindret för utfärdande av bygglov. Undantaget ersätter således inte bygglovet utan bygglov skall fortsättningsvis sökas efter att undantag erhållits.

5.4 Övriga

tillstånd

Utöver bygglov eller åtgärdstillstånd kan för vindkraftverk ytterligare behövas miljötillstånd. Under utredande av eventuellt miljötillståndsbehov kan det vara värt att utreda projektets beröring med åtminstone följande föreskrifter: •

Förfarandet för miljökonsekvensbedömning

Naturskyddslagen och skyddsprogram på riksnivå

Områden som hänförs till Natura 2000-nätet

Bullerförordningarna och bullerskydd

Förordningar angående luftfartshinder

Byggande av kraftlinjer

Vägbygge

Förbudet mot att förstöra fornminnen (fornminneslagen)

57


Del II – Förberedelse för genomförandet 5.4.1 Miljötillstånd Nuvarande tillståndsförfarande

Lagen om miljötillståndsförfarande samlar flera lagars tillstånds- eller motsvarande beslut till en enda beslutsprocess. I samband med ett tillstånd enligt denna lag om miljötillståndsförfarande behandlas följande tillstånds- eller motsvarande beslut: •

Förläggningstillstånd enligt Lagen om hälsovård (HälsovL)

Immissionstillstånd enligt lag angående grannelagsförhållande (GranneL) (immission = obehag av rök buller o.dyl från grannfastighet)

Luftvårdsanmälan enligt lagen om luftvård

Avfallstillstånd enligt lagen om avfall

I fråga om miljötillståndet kan vindkraftverk beröras av förläggnings- och immissionstillståndet, varvid alltså miljötillstånd bör sökas. Oftast är det dock sannolikt att miljötillstånd inte alls behövs för vindkraftprojekt – åtminstone inte i glesbyggden. HälsovL:s motivering är att avvärja för människan hälsovådlig inverkan. Bl.a. kan buller vara hälsovådligt. För verksamhet som kan medföra hälsovåda är förläggningstillstånd enligt HälsovL nödvändigt, ifall inte anläggningen finns anvisad i detaljplanen. För stora vindparker kan förläggningstillstånd i vissa fall vara av nöden. För enstaka vindkraftverk eller för vindkraftparker med endast några få enheter behöver man inte söka miljötillstånd, med tillhörande förläggningstillstånd, ifall inte byggplatsen är mycket nära bosättning. GranneL strävar att säkerställa grannens privata rättigheter till att inte utsättas för oskäligt intrång. lagen förbjuder att man utsätter granne för oskälig belastning med bl.a. rök, gaser, vibrationer, bultningar eller annat dyl. Immissionstillstånd innebär myndighetsbeslut på att anläggningen placeras så, att den inte enligt förhandsbedömning anses förorsaka immission. En vindkraftpark (med många enheter) kan orsaka sådan störning att det blir motiverat att söka miljötillstånd med tillhörande immissionstillstånd. Ifall immissionstillståndet dvs enligt GranneL är enda orsak till att miljötillstånd borde sökas, behandlas saken i samband med bygglovsansökan. Om det i samband med projektet även blir aktuellt med förläggningstillstånd enligt HälsovL ansöks alltså om miljötillstånd. Miljötillståndet söks hos kommunens miljötillståndsmyndighet (ofta miljöskyddsnämnd) eller hos regional miljöcentral (gäller bara för stora och betydande projekt). Kommunal myndighet kan även förskjuta ärendebehandlingen från sig själv till regional miljöcentral. Över kommunens miljötillståndsmyndighets beslut kan besvär riktas till landskapsdomstol (tidigare länsrätten) och vidare till HFD. Över regional miljöcentrals beslut kan besvär riktas till HFD. Det nya tillståndsförfarandet

Den nya Miljöskyddslagen implementerar EU:s sk. IPPC-direktiv i Finlands lagstiftning. Direktivet har trätt ikraft 31.10.1996 och skall vara inkluderat i nationell lagstiftning inom tre år, dvs från 31.10.1999. Den nya lagens ikraftträdande förskjuts sannolikt till början av 2000. Avsikten med förnyelsen är att förena tillståndet som avses i den tidigare miljötillståndsförfarandelagen och 58


Del II – Förberedelse för genomförandet

vattenlagens 10 kapitels tillstånd, om ledande av avfallsvatten, till ett enda miljötillstånd. Enligt utkastet till projektförteckning i den nya Miljöskyddslagen behövs miljötillstånd för vindkraftverk som placeras nära bosättning. Det är dock möjligt att vindkraftverkena lämnas bort ur projektförteckningen, emedan de inte återfinns i IPPC-direktivets projektförteckning. Enligt Miljöskyddslagen gjord tillståndsansökan behandlas beroende på projektets omfattning, av kommunens miljönämnd, den regionala miljöcentralen eller i de regionala tillståndsverk som grundas. Besvärsrätten utvidgas jämfört med nuvarande. Besvärsrätt erhåller sannolikt även de registrerade samfund vars ändamål är att stimulera miljön, hälso- eller naturskyddet eller trivseln i boendeomgivningen. I övrigt innehas besvärsrätt av den vars intresse eller rätt berörs av ärendet, av miljömyndigheter, kommunstyret samt kommunernas tillsynsmyndigheter. Ändringsansökan sker i Vasa regionala förvaltningsdomstol. Ändring av ändringsdomstolens beslut sökes hos HFD. 5.4.2 Förfarande vid miljökonsekvensbedömning

I Finland trädde lag och förordning angående miljökonsekvensbedömning ikraft från 1.9.1994 (MKB-lagen 468/94 och MKB-förordningen 792/94). P.g.a. ändring i EU-direktiv gjordes ändring i MKB-lagen (267/1999) och en ny MKB-förordning (268/1999), vilka trädde ikraft 1.4.1999. Enligt lagen bör bedömningsförfarandet utövas för projekt, som kan ha betydande miljökonsekvenser. MKBförordningen upptar en förteckning på sådana projekt, som alltid faller under MKB-lagen. Vindkraftverkprojekt ingår inte i den förteckningen. Enligt miljöministeriets arbetsgrupps betänkande är det skäl att tillämpa bedömningsförfarande av miljökonsekvenser, om vindkraftparkens effekt överstiger 6–10 MW eller om den omfattar över 10 enheter. På behovet av bedömningsförfarandet inverkar naturligtvis även graden av konsekvenserna för landskapsbilden och markanvändningen på området. Enligt lagen kan miljöministeriet efter kontaktmyndighets föredragning besluta att lagen tillämpas även i enstaka projekt, som står utanför förteckningen. I MKB-förordningens 7 § presenteras omständigheter, som bör beaktas vid övervägande av lagens tillämpning. De kan t.ex. vara projektets samverkan med andra projekt och faktorer som berör byggplatsen. Såvida kontaktmyndighet anser att bedömningsförfarande tillämpas bör den föredra ärendet för miljöministeriet. Den projektansvariga bör höras före beslut om tillämpning av MKBförfarande. Då vindkraftverk planeras på ekologiskt känsliga områden, t.ex. nära naturskyddsområden, på skyddsområden på riksnivå eller på områden, som hör till Natura 2000-nätet eller ligger nära intill, kan även en vindkraftparks miljökonsekvenser anses vara betydande. Projektansvarig, vars projekt inte faller under MKB-förordningens förteckning, är inte automatiskt skyldig att efterfölja lagens MKB-förfarande och inte heller till åtgärder för att utreda tillämpningsbehovet. Om han vill försäkra sig om att han inte heller blir nödgad därtill, kan han begära kontaktmyndighets

59


Del II – Förberedelse för genomförandet

(regionala miljöcentralen) utlåtande därom. Om kontaktmyndighet anser att MKB-förfarande inte behövs är den skyldig att avge utlåtande därom. Oberoende av vad MKB-lagen och -förordningen förutsätter rekommenderas

att

separat

miljöutredning

görs

som

del

i

planeringen

av

vindkraftprojektet, oavsett projektets storlek. Den projektansvariga bör även i små projekt utreda miljökonsekvenserna (MKB-lagens 25 § om konsekvensmedvetenhet). I detta sammanhang betyder miljöutredning inte nödvändigtvis sådant förfarande och klarläggande, som avses i ovannämnda lagstiftning, utan en egen beskrivning, som görs för att säkra projektets fortskridande. Utarbetande av sådan miljöbeskrivning förenklar samarbetet med myndigheter och övriga instanser på området. Som en följd av samarbetet uppsnabbas ofta tillstånds- och motsvarande processer. Ett växelverkande och öppet klargörande av miljökonsekvenserna, och information därom till lokal bosättning och andra berörda parter, minskar missförstånden och eventuella fördomar angående vindkraftverks inverkningar på miljön. Viktigt är även att man p.g.a. miljöbeskrivningen och med hjälp av den, kan undgå onödig miljöinverkan och minimera de konsekvenser som inte kan undvikas. Inte ens en fritt formulerad miljöbeskrivning behövs nödvändigtvis i alla fall. Vindkraftprojekts miljökonsekvenser har kunnat bli utredda redan tidigare t.ex. i samband med områdesplanläggningen eller de regionala utredningarna angående vindkraft. Situationen måste alltid fall för fall bedömas i samråd med myndigheterna. Man bör undvika att underskatta miljökonsekvenserna. 5.4.3 Naturskyddslagen och skyddsprogrammen på riksnivå

Den nya Naturskyddslagen (80/1997) trädde ikraft 1.1.1997. Med förnyandet moderniserades Finlands över 70 år gamla naturskyddslagstiftning och den anpassades till kraven i EU:s naturskyddsdirektiv. Naturskyddslagen tillämpas för skyddande och skötsel av natur och landskap. Grunden för naturskyddet är bibehållandet av den biologiska mångfalden. I skötsel och bruk av skog tillämpas huvudsakligen den nya skogslagen. De författningar som berör de i naturskyddslagen presenterade Natura 2000 områdena har samlats till ett eget kapitel,

se

5.4.4.

Deras

rättsliga

tillämpningar

berör

icke

övriga

naturskyddsområden. Naturskyddslagen

omfattar

tre

typer

av

naturskyddsområde;

nationalparker, naturparker och naturskyddsområden. Ett naturskyddsområde upprättas enligt samma juridiska förfarande oberoende av om det är statens eller en privatägares mark. Nationalpark och naturpark kan däremot endast upprättas på statens mark och upprättandet är i huvudsak reglerat i lag. I nationalparker och naturparker förbjuds sådan verksamhet, som ändrar på naturen. Den regionala miljöcentralen kan på anhållan av markägaren eller med hans tillstånd upprätta sk övrigt naturskyddsområde. Beslut om upprättande får inte tas om inte markägaren och regionala miljöcentralen överenskommit om fredningsbestämmelserna och om ersättningar angående området. Den regionala miljöcentralen kan, utan markägarens tillstånd till naturskyddsområde, upprätta,

även

annan

privat

mark,

ifall

området

omfattas

av

naturskyddsprogram som statsrådet godkänt. Fredningsbestämmelserna för

60


Del II – Förberedelse för genomförandet

området får inte begränsa markanvändningen mera än vad skyddsprogrammet förutsätter, ifall inte markägaren gått med på annat. I lagen uppräknas nio typer av områden som bör skyddas. Sådana i naturtillstånd befintliga eller därmed jämförbara områden får inte förändras så att beständigheten hos naturtypens egenskaper riskeras. Skyddsmotiverade naturtyper är bl.a. naturliga sandstränder, trädlösa eller trädfattiga sanddyner, havsstrandängar och klibbalsdungar. Den regionala miljöcentralen kan i enskilda fall bevilja undantag, ifall målsättningen för den ifrågavarande naturtypens skydd inte avsevärt riskeras, eller om skyddsåtgärderna hindrar förverkligandet av något ytterst allmännyttigt projekt. För att skydda särskilt värdefulla landskap har man tagit i bruk en ny skyddsform, landskapsområdet. I beslutet för upprättande kan man införa nödvändiga bestämmelser för bibehållande av landskapets karakteristiska egenskaper. Bestämmelserna som berör landskapsområden är lindrigare än de som berör naturskyddsområden. Avsikten är att styra planeringen av markanvändningen. För markägaren oskäliga bestämmelser får inte utfärdas för landskapsområden.

Miljöministeriet

besluter

om

upprättande

och

om

skyddsmotiv för ett landskapsområde, som har betydelse på riksnivå. För övriga landskapsområden besluter den regionala miljöcentralen på föredragning av landskapsförbundet. Den regionala miljöcentralen kan i enstaka fall bevilja undantag från bestämmelser som gäller landskapsområde. För att säkerställa betydande naturvärden på riksnivå kan miljöministeriet uppställa naturskyddsprogram, genom vilka man reserverar områden för naturskyddsändamål. På områden som omfattas av statsrådets naturskyddsprogram får inte verkställas sådana åtgärder som äventyrar områdets skyddsändamål. Åtgärdsförbudet kvarstår oberoende av eventuella besvär ifall inte regionala miljöcentralen utverkar tillstånd att avvika från begränsningen. Bland naturskyddsprogrammen på riksnivå finner vi bl.a. skyddsprogram för kärrmarker, våtområden för fåglar, åsar, lundar, gammal skog och stränder. Områden som berörs av naturskyddsprogrammen är emellertid inte egentliga naturskyddsområden utan är ämnade att införlivas som skyddsområden enligt naturskyddslagen. I praktiken kan detta skede vara ganska länge. Vindkraftprojektören bör emellertid vara underkunnig om huruvida den avsedda platsen omfattas av något skyddsprogram och vad dess målsättning är, för i praktiken inverkar det på behandlingen av tillstånd och övriga processer. 5.4.4 Natura 2000-nätet

Finlands Natura 2000-nätverk består av fågelskyddsområden som meddelats EU:s komission enligt fågeldirektivet, samt områden som p.g.a. naturdirektivet godkänts (komissionens eller rådets godkännande) som viktiga områden ur gemenskapens synvinkel. Förfarandemässigt påminde valet av Natura 2000områdena om upprättandet av naturskyddsprogrammen. I praktiken kartlade de regionala miljöcentralerna de områden, som skulle tas med i Naturaprogrammet,

och

utarbetade,

för

sina

verksamhetsdistrikt,

förslag

åt

miljöministeriet, som är den egentliga instansen för upprättandet av Natura 2000-nätet. I Finland gjorde statsrådet det slutliga beslutet om presentationen av Natura 2000-nätet för EU. Det slutliga beslutet om något områdes införlivande i

61


Del II – Förberedelse för genomförandet

Natura 2000-nätet görs av EU-kommissionen när det gäller områden enligt naturdirektivet.

För

fågeldirektivets

del

behövs

inte

beslut

av

EU:s

verksamhetsorgan. Med skyddsåtgärderna för Natura 2000-områdena begränsas endast sådana projekt på Natura-områdena eller i deras närhet, som skulle äventyra de naturvärden,

som

varit

orsak

till

att

områdena

blivit

invalda

i

skyddsprogrammet. På skyddsområden, som enligt statsrådet principbeslut är ämnade

att

bli

naturskyddsområden,

sträcker

sig

Natura

2000-nätets

skyddsmålsättningar inte längre än till vad principbesluten avser. I förteckningen över Natura-områden är skyddsåtgärderna specificerade, genom att nämna den lag som åberopas i säkerställandet av de naturvärden, som legat som grund för att området blivit implementerat i Natura 2000-nätet. Områdena kan föreslås förverkligade t.ex. i kraft av naturskydds- eller bygglagen. (Markanvändnings- och) bygglagen anges vara det förfarande med vilket Natura-områden förverkligas, då när områdets naturvärden kan säkerställas genom att reglera byggandet med hjälp av områdesplanen. Utgångspunkten angående planlagda områden är att områdets naturvärden är klarlagda redan i planläggningsskedet. Natura skapar inte hinder för i planen anvisat byggande på sådana Natura-områden, som förverkligas på grund av annat än av naturskyddslagen. På oplanerade tätorter (orter med behov av planläggning) och på strandzoner avgörs byggförutsättningarna med en plan, som enligt markanvändnings- och bygglagen måste upprättas före byggandet. På områden utanför de ovannämnda får inte utfärdas bygglov ifall det i avsevärd mån äventyrar områdets naturvärden. Om projektet endera ensamt, eller betraktat i samband med övriga projekt och planer, "sannolikt avsevärt" äventyrar till Natura 2000-nätet hörande områdes naturvärden, bör projektören eller planeraren bedöma dessa konsekvenser. Samma gäller även sådant projekt eller plan utanför Naturaområde, som sannolikt innebär "märkbart skadliga" konsekvenser på området. Den myndighet som utfärdar tillstånd bör tillse att ovannämnd bedömning blivit gjord och därefter inbegära utlåtande av regional miljöcentral och av ägaren till naturskyddsområdet. Myndighet får inte utfärda tillstånd till projekt, om bedömnings- och utlåtandeförfarandet visar att bedömning inte gjorts, eller att projektet eller planen äventyrar naturvärdena hos ett område som hör till Natura 2000-nätet. Enligt statsrådets beslut (20.8.1998) medför Natura-områdena inte av landskapet beroende tilläggskrav på bygglovsbehandlingen, emedan inga områden som medtagits i Natura 2000-nätet har medtagits p.g.a. landskapsmotiv. Till Natura 2000-nätet har medtagits områden som vindmässigt lämpar sig särskilt bra för vindkraftproduktion. Sådana områden är speciellt de Naturaområden som ligger i Lapplands fjällområden och kusternas skärgårdsområden. Utnyttjandet av vindkraft på dessa områden är enligt statsrådets beslut möjligt under förutsättningen att det inte avsevärt äventyrar de naturvärden, som motiverat deras implementering i Natura 2000-nätet. Det är alltså möjligt att bygga vindkraftverk på sådana Natura-områden, som inte introducerats på basen av naturskyddslagen. I praktiken är det lättast

62


Del II – Förberedelse för genomförandet

att förverkliga ett projekt på områden där vindkraft beaktats redan i planläggningsskedet. 5.4.5 Bullerbestämmelser och bullerbekämpning

Förfaranden gällande bullerbekämpning behandlas i lagen och förordningarna angående bullerbekämpning. Den klaraste anvisningen angående bullervärden, som är tillåtna i praktiken och sålunda även för vindkraftverk, ger statsrådets beslut (SRb 993/92) angående riktvärden för bullernivån. Det huvudsakliga innehållet i statsrådets beslut om riktvärden för bullernivå är: Tillämpningsändamål

Beslutet tillämpas för att förebygga olägenhet av buller och för att säkerställa trivseln i omgivningen vid planerande av markanvändning, trafik och byggande samt vid utfärdande av bygglov. Riktvärden utomhus

1. I bostadsområden, rekreationsområden i tätorter eller i deras omedelbara närhet, och i områden avsedda för vårdinrättningar och läroanstalter, får den kontinuerliga bullernivån inte överstiga följande riktvärden för den A-vägda ekvivalentnivån (LAeq): - dagsriktvärdet (kl 7–22) 55 dB - nattriktvärdet (kl 22–7) 50 dB - nattriktvärdet på nya bostadsområden 45 dB 2. På campingområden, rekreationsområden utanför tätorterna och i naturskyddsområden: -

dagsriktvärdet (kl 7–22) 45 dB

-

nattriktvärdet (kl 22–7) 40 dB

Ovan presenterade riktvärden för buller passar inte särskilt bra för vindkraftverk. På kustområdena överstiger t.ex. enbart naturens bakgrundsljud, vindbrus och vågskvalp, ofta de angivna riktvärdena. När å andra sidan vindkraftverket står högt över omgivningen, t.ex. på en höjd eller fjälltopp, kan dess ljud höras betydligt längre än i flack terräng. För vindkraftverk vore det väsentligt att åstadkomma egna bullerbestämmelser, där riktvärden skulle anges för olika vindförhållanden. Nuvarande bullerriktvärden har dock betydelse eftersom tillståndsmyndigheterna måste beakta dem vid utfärdande av olika tillstånd. Riktvärdena är riktgivande, varför det finns flexibilitet, men oftast bör de eftersträvas. Bullerriktvärdena kan sålunda bilda tröskelfrågor vid utfärdande av bygglov. Det är skäl att beakta bullernivåerna i de givna riktvärdena vid planeringen av vindkraftverkprojektet. Bullerbekämpningslagstiftningen

berör

vindkraftprojekt

närmast

i

byggnadsskedet. Betydande tillfälliga bullerstörningar kan uppstå av eventuella bergsborrningar samt schaktnings- och sprängningsarbeten i bergig terräng. Ifall det inte i närheten finns objekt som störs behöver man, trots kraftig bullernivå, inte göra bullerbekämpningsanmälan.

63


Del II – Förberedelse för genomförandet

I Finlands Bullerbekämpningslag beläggs en del tillfälligt bullersamma verksamheter med anmälningsplikt. Anmälningsplikten bestäms enligt följande: Om det av byggnads-, reparations- eller underhållsarbete eller av annat liknande tillfälligt arbete eller verksamhet, eller av annan tillfällig händelse, kan uppstå buller, som till sin styrkenivå, utdragenhet eller upprepning med skäl kan antas vara speciellt störande för personer som bor, vistas, eller arbetar nära intill, bör upphovsmannen göra en skriftlig anmälan om arbetet, åtgärden eller händelsen, till ifrågavarande kommuns miljöskyddsnämnd. Anmälan

bör

göras

senast

två

veckor

före

arbetet

påbörjas.

Miljönämndens beslut behöver inte erhållas före arbetets påbörjande men arbetet kan beläggas med avbrott. Bullerbekämpningslagen upphävs då den nya Miljöskyddslagen träder ikraft, sannolikt under år 2000. Därefter behandlas bullerfrågorna enligt miljötillståndsförfarandet. 5.4.6 Flyghinderbestämmelser

I förordningen för luftfart bestäms hur flyghinder utmärks. I motsats till Sverige och Tyskland anger man i Finland inte riktgivande höjdvärden på flyghinder. I Luftfartsförordningen (118/1996) 1 § bestäms att ingen anordning, konstruktion eller utmärkning får ställas eller installeras så, att den i misstag kan uppfattas vara en anordning, konstruktion eller utmärkning, som betjänar luftfarten, eller så att den stör sådana anordningar, eller i övrigt utgör fara för flygsäkerheten. Vidare bestäms i Luftfartsförordningen 1 § att den, som ämnar installera ovannämnd anordning, som kan innebära fara för luftfarten, på förhand bör anhålla om sk flyghinderutlåtande av luftfartsmyndigheterna, som är underställda trafikministeriet. Luftfartsförordningen omfattar inte närmare anvisningar om i vilka fall man bör ansöka om flyghinderutlåtande, men myndigheterna har i praktiken fordrat luftfartsverkets utlåtande, som bilaga till bygglovsansökningar, gällande hinder som är över 30 m höga. Å andra sidan är flyghinderbestämmelserna strängare i närheten av bl.a. flygfält. Fastän det för ett vindkraftprojekt av någon orsak inte skulle fordras bygglov, är det ifråga om vindkraftprojekt alltid skäl att ta kontakt med Luftfartsverkets flyghinderavdelning och för varje enskilt fall förhöra sig om behovet av utlåtande. I utlåtandet tas ställning till om flyghindret kan byggas till planerad höjd eller vad dess maximihöjd är och hur utmärkningen bör göras enligt flyghinderbestämmelserna. I Finland har luftfartsmyndigheten i de flesta fall bestämt att vindkraftverken skall utmärkas av flygsäkerhetsskäl. Oftast har man ansett att enbart flyghinderljus

räcker till som utmärkning. Detta utmärkningssätt torde man

framdeles kunna anse vara gängse bruk. 5.4.7 Byggande av kraftlinjer

I samband med vindkraftverk blir det i allmänhet aktuellt att bygga ett stycke kraftlinje för att förena anläggningen med nätet. För att bygga linjen behövs åtminstone de markägares tillstånd, över vars marker linjen skall dras. Dessutom kan behövas åtgärdstillstånd enligt bygglovslagen. För att klargöra anmälnings-

64


Del II – Förberedelse för genomförandet

behovet är det skäl att bekanta sig med kommunens byggnadsordning, och/eller ta kontakt med kommunens bygglovsmyndigheter. Ifall linjedragningen planeras gå över detaljplanlagda områden inverkar planbestämmelserna på var kraftlinjer kan dras (annorstädes än på egen mark). Övriga tillstånd angående omgivningen (såsom miljötillstånd) behövs i allmänhet inte för kraftlinjer, emedan det för vindkraftverk vanligen gäller linjer på mellanspänningsnivå. I samband med vindkraftparker kan det dock bli aktuellt med 110 kV linjer. Enligt elmarknadslagen (ElmarknL 18 §) måste man, för att bygga 110 kV linjer, anhålla om tillstånd av elmarknadsmyndighet. Enligt elmarknadsförordningen (ElmarknF 5 §) bör bygglovsansökan omfatta information om bl.a. projektets miljökonsekvenser och dess anpassning till markanvändningen på området. Sener (Elenergiförbundet) har utarbetat anvisningar för uppgörande av ovannämnda miljöbeskrivning. För luftdragna kraftlinjer av minst 220 kV spänningsnivå och minst 15 km längd gäller förfarandet enligt MKB-lagen. Utöver beaktandet av ovannämnda omständigheter är det skäl att involvera det lokala distributionsnätbolaget i byggandet. På nätbolagets distrikt får man inte bygga kraftlinjer utan nätbolagets tillstånd, emedan nätbolaget har monopolställning gällande utbyggnaden av nätet inom sitt distrikt. 5.4.8 Byggande av väg

Om det är av nöden att bygga väg till förläggningsplatsen över mark, som ägs eller disponeras av annan, bör man handla enligt behörig lagstiftning angående vägar. I lagen om privat väg § 8 stipuleras att; om det för fastighets ändamålsenliga nyttjande är av vikt att erhålla vägförbindelse över annan fastighets område och länder detta icke till betydande förfång för den senare fastigheten, skall av denna upplåtas område, som fastställes vid stadgad vägförrättning, att användas för avsett vägändamål. Sådan bestående nyttjanderätt till annan fastighets område benämnes vägrätt. På egen mark får väg byggas såvida vägbygget inte medför avsevärda miljökonsekvenser, som t.ex. förstörande eller ändring

av

grundvattenresurser

(upptag

av

jordmassor),

avsevärd

naturförstörelse eller minskning av kulturmiljövärden o.a.d inskränkning av allmännyttan. Väg får inte byggas så att gällande områdesplan eller genomförande av kommande plan försvåras. 5.4.9 Förbud mot fornminnesåverkan

Vid specificering av byggplatsen bör man även beakta fornminneslagens förbud mot att förorsaka åverkan på fasta fornminnen. Med fornminnen menas minnesmärken, som inte hör till det moderna samhället, naturformationer, ruiner mm, vilka ansluter sig till något historiskt bruk eller händelse. Ett fornminne behöver alltså enligt ovanstående inte vara åstadkommet av människor, men nog ha något brukssamband. Förbudet mot ingrepp på fast fornminne betyder enligt fornminneslagen att åverkan är förbjuden (grävning, intäckning, omändring, skadegörelse, bortförande mm) utan lagenligt utfärdat tillstånd. I lagen finns de fasta fornminnena upptecknade (t.ex. jord- och stenkummel, forngravar, offerkällor och -stenar,

65


Del II – Förberedelse för genomförandet

platser för ting och dyrkan osv). Lagenligt skyddat är även närområdet kring ett fast fornminne, sk skyddsområde, som behövs för lämningarnas bestånd. Om man på platser för vindkraftverk upptäcker sådant fornminne, som nämns i lagen, bör man rapportera därom till museiverket, samt överenskomma med ifrågavarande myndighet om placeringen av vindkraftverket och hur fornminnet skyddas. Om fornminnet påträffas före byggnadsarbetena inletts kan man överlägga om ingrepp med museiverket och ifrågavarande länsstyrelse. Länsstyrelsen utfärdar tillstånd efter att ha fått utlåtande av bl.a. museiverket. 5.5 Miljökonsekvenser

och hur de beaktas

I samband med vindkraftverk kan miljökonsekvenserna vara: •

Visuella, dvs de inverkar på landskapsbilden

Blinkande ljus/skugga

Buller

Inverkningar på djur, huvudsakligen fåglar

Inverkningar på växtligheten och jordmånen

Eventuella inverkningar på signalteknik

Inverkningar på sjöfarten

Olika inverkningar på markanvändningen

Inverkningar på säkerheten

Då man planerar vindkraftverk är det alltid skäl att beakta projektets eventuella miljökonsekvenser. Det beror på förläggningsplatsen vilka av ovannämnda miljökonsekvenser som fordrar närmare betraktelse och hur ingående. Om den valda platsen t.ex. är känd för att vara ett betydande fågellivsområde bör miljöbetraktelserna eventuellt utsträckas till att omfatta en fågelutredning. Då man planerar vindkraftverk på obebyggda strandområden eller i öde fjällandskap i Lappland är det nog värt att göra en miljöutredning över projektets konsekvenser på omgivningen. Med miljöutredning menas här inte sådan konsekvensbedömning, som avses i MKB-lagen, utan en fritt formulerad rapport, som koncentrerar sig på de viktigaste omständigheterna. Om förläggningsplatsen är känslig ifråga om naturen är det sannolikt att även t.ex. bygglovsmyndigheterna

fäster

uppmärksamhet

vid

miljöfrågorna

under

behandlingen av bygglovet. Sakbehandlingen underlättas då av att projektören redan beaktat miljökonsekvenserna och gjort en beskrivning över dem, och hur inverkningarna kan mildras. I praktiken lönar det sig för projektören att först bilda sig en uppfattning om projektets möjliga miljökonsekvenser och göra ett eget förslag till konsekvensbedömningens utformning och innehåll. Härefter är det bra att kontakta kommunens miljö- och bygglovsmyndigheter och/eller den regionala miljöcentralen, och under inofficiella förhandlingar utarbeta bedömningen av projektets miljökonsekvenser på basen av sin egen presentation. Myndigheterna kan komplettera förslaget t.ex. med sådana bakgrundsuppgifter, som behövs för utfärdande av tillstånd. På så sätt undviks att processen försenas av tilläggsutredningar eller brist på resurser hos myndigheterna.

66


Del II – Förberedelse för genomförandet

I det följande beskrivs de ovannämnda miljökonsekvenserna lite närmare, samt presenteras en del omständigheter, som det lönar sig att beakta vid bedömningen och förmildrandet av konsekvenserna. 5.5.1 Visuella inverkningar på landskapsbilden

Vindkraftverkens inverkan på landskapsbilden kan anses vara den mest betydande miljökonsekvensen. Landskapsmässigt speciellt känsliga platser kan bestå av, på riksnivå värdefulla, landskapsområden och kulturhistoriskt betydande områden (se miljöministeriets och museiverkets utredningar). Angående landskapsmässigt och lokalt värdefulla platser, måste man planeringsvägen ombesörja att ifrågavarande värden åtminstone inte i väsentlig grad äventyras av vindkraftverksbygget. Inverkan på landskapsbilden 1. Landskapstypen

Huvudtyperna av landskap kan anses vara bebyggt, naturenligt samt landsortens kulturlandskap. På landskapstypen inverkar bl.a. områdets topografi (ytprofil och höjdskillnader), byggnader och växtlighet. För att minimera landskapsinverkningarna rekommenderas i första hand att bygga i redan bebyggd omgivning, såsom hamn- och industriområden och i fjällen i närheten av skidcentra. Alltid är detta dock inte möjligt. 2. Formationen (placeringsmönstret) som bildas av vindkraftverken

I vindkraftparker har vindkraftverken placerats i många olika formationer, i rader och i olika grupper. Internationella erfarenheter rekommenderar att vindkraftverken placeras i geometriskt harmoniska och klara formationer /17/. Sådant är sällan möjligt längs Finlands kuster eller på fjällen. 3. Antal vindkraftverk

Ju mera vindkraftverk som placeras i landskapet dess mera präglas det av dem. Det sker särskilt om anläggningarna inte formar vindkraftparker. Antalet enheter borde i mån av möjlighet optimeras genom att välja den effektstorlek som bäst passar för ändamålet. Placering i grupper är vanligen ett landskapsmässigt bättre alternativ än enstaka utspridda verk. 4. Vindkraftverkens storlek och färg

Allmänt taget kan man säga att ett större verk har större inverkan på landskapet. Ett mindre verk blir lättare en "naturlig" del av landskapet. Å andra sidan behövs det färre stora verk för att producera samma energimängd som flera små. Vindkraftverkens storleksklass bör passas in i landskapet. På ett industriområde passar t.ex. de stora verken bra in. Erfarenheten visar att folkopinionen föredrar ljusa, diskreta färger. Viktigare än färgnyansen är ändå om anläggningens yta är blank eller matt. Det rekommenderas att använda matta ytmaterial emedan blanka ytor syns betydligt bättre.

67


Del II – Förberedelse för genomförandet 5. Antal rotorblad

Planläggnings- och tillståndsmyndigheter har understundom framfört att trebladiga vindkraftverk ger, speciellt angående stora vindkraftparker, ett mera balanserat intryck än tvåbladiga. Härom kan dock inte ges någon entydig rekommendation.

Nuförtiden

är

vindkraftverken

nästan

undantagslöst

trebladiga. Allmänhetens uppfattning om den bättre "balansen" hos de trebladiga jämfört med tvåbladiga har bidragit till utvecklingen. 6. Anläggningens funktionalitet

För den allmänna uppfattningen om vindkraftverk är det viktigt att anläggningarna är igång möjligast mycket. Om folk erfar att vindkraftverken ständigt och jämn är avstängda, ifrågasätts nyttan av hela vindkraftproduktionen. På basen av detta kan man rekommendera vindkraftverk, som startar vid möjligast låga vindhastigheter. 7. Rotationshastighet och -riktning

Vindkraftverkenas rörelse förstärker deras inverkan på omgivningen, genom att rörelsen skapar ett oroligare intryck än en orörlig anläggning eller konstruktion. Den oro rörelsen skapar kan minskas, och det balanserade intrycket ökas, med att vindkraftverkena får rotera åt samma håll. Även rotationshastigheten har betydelse. Översnabb rotation ökar landskapsintrycket genom att man lättare fäster uppmärksamhet vid rörelse, som inte motsvarar det "normala". Stora vindkraftverk har lägre rotationshastighet än mindre vindkraftverk.

Det visuella intrycket av ett område med vindkraftverk kan omformas även genom att beakta annan markanvändning. T.ex. har man, invid vindkraftparken i närheten av Munsala hamn i Kotka, för allmänheten ordnat med ett öppet grönområde, som fått sin särskilda profil med belysning och färger utformad av Konstindustriella Högskolan. I omgivningen till vindkraftparken på Olos i Muonio har man upprättat en naturstig, miljökonst mm. Som en separat fråga i betraktandet av de visuella intrycken bör man ännu ta upp de blinkande växlingar mellan ljus och skugga, som i vissa fall kan förorsakas av vindkraftverk. Då solen lyser rätt bakom vindkraftverket åstadkommer bladens rotation en blinkande skugga, som kan sträcka sig flera hundra meter från anläggningen (vid solupp- eller -nedgång). Infallsområdet är lätt

att

räkna

ut

förläggningspunkterna.

och

att

Emedan

beakta solens

vid

planeringen

upp-

och

av

de

nedgångstider

exakta samt

zenitvinkeln i Finland varierar kraftigt under året, infaller de kritiska tidpunkterna t.ex. för de närmaste bostadsbyggnaderna oftast under ytterst få dagar per år. Vid behov kan man programmera vindkraftverken så att de stänger av sig för behövlig tid (t.ex. en halv timme) under stunder, som är kritiska för grannarna, varvid problemet undviks utan nämnvärd produktionsförlust. Även solreflexer från vingarna kan skapa blänk, som syns mycket långt. För vindkraftverken används nuförtiden nästan uteslutande matta ytmaterial, som inte ger starka reflexer.

68


Del II – Förberedelse för genomförandet 5.5.2 Buller

Vindkraftverkets driftljud kan indelas i mekaniska och aerodynamiska ljud. Med aerodynamiska ljud menas det sus som genereras av vingarnas rörelse. Mekaniska ljud är de, som genereras av vindkraftverkets maskineri. I de flesta vindkraftverksmodeller har man med tekniska lösningar nästan helt lyckats eliminera det mekaniska ljudet. På plan mark urskiljs det sällan från bakgrundsljuden (vindsus, vågskvalp) på över 100–200 m avstånd, förutom vid möjliga funktionsstörningar. Det aerodynamiska ljudet har man lyckats begränsa bl.a. genom formgivning av vingarna och med lägre rotationshastighet vid låga vindhastigheter. De mest problematiska ljuden från vindkraftverk uppstår vid relativt låga vindhastigheter, från starthastigheten (3–4 m/s) till 8 m/s. De bakgrundsljud, som vinden skapar, växer betydligt snabbare med ökande vindhastighet än vindkraftverkets ljud, så att driftljuden vid vindhastigheter på över 10 m/s bara urskiljs från vindbruset i verkens omedelbara närhet. Ett enstaka vindkraftverk genererar ett utgångsbuller (beräknat), som vid navhöjden i de nyaste vindkraftverkena är 97–103 dB, varvid de stora modellerna (ca 1,5 MW) representerar de övre gränsvärdena. Det beräknade utgångsbullret definieras så att allt buller som anläggningen genererar tänkes skapat i en punktformad bullerkälla i centrum av rotorn. Det verkliga utgångsbullret är således inte såhär starkt någonstans utanför maskinhuset. Vid tornets fot, omedelbart under rotorn, är bullernivån av storleksklassen 60 dB. Betydelsen av den bullerinverkan, som vindkraftverket åstadkommer, beror förutom på den egna ljudnivån, på hur vindkraftverket är placerat (ljudets fort-plantning i omgivningen), avståndet mellan vindkraftverket och störningskänsliga objekt, anläggningarnas antal och inbördes avstånd, terrängens profil, samt områdets bakgrundsbuller. På basen av gjorda undersökningar angående bullerstörningar och riktvärden angående bullernivåer, kan man som tumregel vid placeringsplanerandet utgå från att styrkan av det ljud, som vindkraftverket eller -parken förorsakar, inte får överstiga 40 dB vid närmaste störningskänsliga objekt. Då man talar om ett enstaka vindkraftverk av senaste modell, sjunker ljudstyrkan under ovannämnda nivå (på flack mark) på ca 250–400 m avstånd beroende på typstorleken. Om det är fråga om flera verk fordras längre avstånd. I praktiken betyder 40 dB (A) att man utomhus med blotta örat nätt och jämt urskiljer det och att det helt försvinner i bakgrundsbruset när vindhastigheten överstiger 8–10 m/s. Inomhus hörs ifrågavarande ljud inte alls. Det är dock skäl att påpeka att ovan presenterade värden gäller flack mark och vid neutralt väder. Vid stabilt väder och omväxlande terräng kan buller bära betydligt längre.

69


Del II – Förberedelse för genomförandet Ljudkällans nivå dB (A)

Avståndet från vindkraftverket, m 0

50

100 150 200 250 300 350 400 450 500

97

57

53

48

44

42

40

38

36

35

34

33

98

58

54

49

45

43

41

39

37

36

35

34

99

59

55

50

46

44

42

40

38

37

36

35

100

60

56

51

47

45

43

41

39

38

37

36

101

61

57

52

48

46

44

42

40

39

38

37

102

62

58

53

49

47

45

43

41

40

39

38

103

63

59

54

50

48

46

44

42

41

40

39

Tabell 4 Dämpningen av ljudet från vindkraftverket vid markytan som funktion av avståndet (ljudkällan i höjd med maskinhuset). Tabellen är uträknad för flack mark och neutralt vädertillstånd.

För jämförelsens skull konstateras att normal ljudnivå i ett vardagsrum är ca 50 dB, i ett kontor 60 dB och att ett sovrums ljudnivå under natten är ca 30 dB. Antalet enheter inverkar på ljudvärdena så att två vindkraftenheter genererar 3 dB mera än ett, vilket medför att en given ljudnivå underskrids på ca 30 % längre avstånd från två kraftverk än från ett. I praktiken är skillnaden mindre emedan avståndet mellan verken (typiskt 200–300 m) minskar deras samverkan. För flera kraftverk än två blir den relativa ljudnivåstegringen ännu mindre, emedan avstånden mellan enheterna gör att bara de närmaste enheterna behöver beaktas. På känsliga områden är det skäl att eftersträva kraftverkstyper, som är möjligast tystgående. Vid begäran om anbud av leverantörerna är det skäl att nämna vilka bullernivåkriterier som bör uppfyllas. Då kan man i samarbete med tillverkaren ta fram den bästa möjliga lösningen för en känslig plats. 5.5.3 Inverkan på djurlivet

Om vindkraftverk reses på områden där det uppbehåller sig djurarter, som eventuellt kan störas av projektet, bör särskild uppmärksamhet fästas vid val av plats. Vindkraftverkenas rörelse och av rörelsen uppkommet ljud skrämmer bort de känsligaste djurarterna från anläggningarnas närhet. Man anser dock att de flesta djurarter med tiden vänjer sig vid vindkraftverkena. För de allra känsligaste förhåller det sig inte nödvändigtvis så, utan de kan försvinna ur vindkraftverkenas närhet helt och hållet, särskilt om bobyggandet störs. Vid planerandet av vindkraftverks placering är det skäl att undvika sådana områden, där man vet att störningskänsliga djurarter har boplatser. Störning av boplats kan ha större ekologiska följder än störning på andra ställen inom djurartens revir. Av alla djurarter har man mest uppmärksammat hur fåglar påverkas av vindkraftverken. Vindkraftverkens inverkan på fåglar består närmast av kollisionsrisken samt av driftljudets och vingbladens rörelsers störande inverkan på häckning och sökande av föda. Man har inte observerat att vindkraftverken skulle störa vare sig häckning eller insamling av föda, för andra än de allra känsligaste arterna. Somliga arter har rentav befunnits häcka i maskinrum och torn, vilket har lett till tätare maskinhuskonstruktioner, och att man frångått fackverkstornen.

70


Del II – Förberedelse för genomförandet

Angående kollisionsrisken har man noterat att lokala fågelarter vänjer sig vid vindkraftverken och nästan undantagslöst förmår väja för dem. En kilometerlång rad av vindkraftverk förorsakar i medeltal mindre fågeldöd än en lika lång landsväg eller högspänningslinje. Sammanstötning kan uppstå t.ex. då en rovfågel på vindkraftverksområdet störtdyker efter en rörlig gnagare eller fågel. Även flyttfåglarna förmår vanligtvis undvika kraftverken. Flyttstråken kan eventuellt flytta efter uppställningen med 50–500 m beroende på arten. Vindkraftverk som placeras på flyttfåglars viloställen kan däremot tillfälligt åstadkomma rikligt med sammanstötningar, eftersom flyttfåglarna rör sig i täta svärmar och är trötta vid ankomsten. Stora fåglar, som rör sig tungt, är mera utsatta för sammanstötningar. De värsta fågelolyckorna har ändå varit en följd av undantagsvisa omständigheter. I ett fall höll man på med reparationsarbeten och verket var upplyst om natten, i ett annat fall fanns det en avstjälpningsplats i närheten, som lockade ofantliga fågelsvärmar. Enligt undersökningar åstadkommer vindkraftverken inte mera fågeldöd än andra konstruktioner av motsvarande storlek, m.a.o rotorvingarnas rörelser ökar inte sammanstötningsrisken nämnvärt. Det har t.o.m. framhållits att vingrörelserna minskar sammanstötningsrisken eftersom de gör att vindkraftverken lättare observeras. På basen av många undersökningar i olika länder har man uppskattat att ett vindkraftverk högst förorsakar 6–7 fåglars död per år. Härvid har man beaktat att det för varje funnen död fågel blir 1,2 som inte återfinns p.g.a. rovdjur och andra orsaker /8/. För jämförelsens skull kan konstateras att det t.ex. i Danmark dör minst 1 miljon fåglar årligen i trafiken och ungefär samma mängd i jakt. De väg- och kraftlinjebyggen som görs i samband med vindkraftverkprojekt har större inverkan på miljön (förändrade biotoper, hinderinverkan, minskat häcknings- o.a livsrum) än sammanstötningsrisken. Med hjälp av dagens forskningsresultat kan man bäst lindra vindkraftverkens inverkan på djurlivet i planeringsskedet. Så har t.ex. nattetid belysta vindkraftverk inte minskat sammanstötningsrisken, utan snarare ökat den. Inverkningarna

djurlivet

är

mycket

beroende

arten

och

förläggningsplatsen och kan fordra separata utredningar. Inom renskötselområdet bör man vid planering av platser för vindkraftverk även beakta renskötselidkarnas synpunkter. Kontakt med det lokala renbeteslaget fås enklast via Renbeteslagsföreningen. Med renbeteslaget är det skäl att diskutera i tidigt skede av platsvalet, för då undviker man motsättningarna säkrast. Allmänt taget kan konstateras att man bör undvika kalvningsområden och viktiga renstråk, men att vindkraftverken i övrigt inte stör renskötseln nämnvärt. För projektet nödvändiga vägbyggen är mera kritiska för renskötseln än byggandet och driften av själva vindkraftverket. På renskötselområden borde man därför i möjligaste mån använda redan befintliga vägar, och underhållsvägarna till kraftverken borde stängas med bommar, för att undvika obehörig trafik.

71


Del II – Förberedelse för genomförandet 5.5.4 Inverkan på växtlighet och jordmån

Mest påverkas placeringsplatsens jordmån och växtlighet av vindkraftverken under själva byggnadsskedet. Jordmånen påverkas av väg- och linjebyggen, samt av bergsborrning för vindkraftverkets fundament. Om man vet att det i närheten av byggplatsen, eller längs väg- och linjedragningen finns bestånd av hotade eller skyddade växter, kan det vara behövligt med en växtlighetsutredning. För jordtagning och nödvändig schaktning för vägbygget är det skäl att ta reda på grundvattensituationen. Miljökonsekvenserna av linjebyggen kan lindras genom dragning längs existerande vägar och de vägförlängningar som skall byggas. Vid behov kan man använda jordkabel som alternativ till luftledning. 5.5.5 Inverkan på radar och teleförbindelser

Vindkraftverkens inverkningar på teleförbindelser är relativt sällsynta. I Finland har sådana frågor behandlats bl.a. i Heta i Enontekis och i Marjaniemi på Karlö. I Heta har man undersökt vindkraftverkens inverkningar på försvarets luftspaningsradar, och i Marjaniemi på lotsverkets övervakningsradar för sjöfart. I vartdera fallet konstaterades att inga skadeverkningar förelåg. Anläggningarna syntes i radarn som små prickar. De förorsakade inte bakgrundsreflexer. Inte heller har man i Finland konstaterat att vindkraftverken skulle störa radiokommunikation, förutom för en svag svävning i takt med rotorbladen just vid tornets fot. Skuggfenomen i TV-bilden är möjliga i sådana fall, där vindkraftverket ligger i linje mellan sändarstation och mottagarantenn. Dessa problem kan dock lösas med tekniska medel. Då vindkraftverk placeras i närheten av mobiltelefonstationer, telelinkstationer mm, skall man i god tid vara i kontakt med teleoperatörbolagen, Rundradion och andra liknande instanser och anhålla om deras samtycke till placeringen, så att telekommunikationens (radio, TV, mobiltelefoni mm) störningsfrihet blir säkrad. Eftersom ovannämnda inverkningar beror på maskineri, och av materialet i vingarna, kan det stundom bli orsak att fästa närmare uppmärksamhet vid sådana saker. 5.5.6 Inverkan på sjöfart

I närheten av skärgårdens och kustens farleder bör sjöfarten beaktas, vid val av placeringsplats. Verken måste placeras tillräckligt långt från farlederna, så att sjöfarten inte störs. I en utredning framlades värdet 60 m, men i denna fråga bör man vara i kontakt med sjöfartsverket eller det regionala sjöfartsdistriktet. Samtidigt kan man försäkra sig om att sjöfarten inte heller störs på annat sätt som t.ex. genom nedsatt sikt av fyrar, ledljus och farledsmärken. 5.5.7 Inverkan av markanvändningen och allmän säkerhet

Vindkraftverken inverkar på markanvändningen i omgivningen så, att sådan markanvändning, som minskar vindkraftproduktionen, bör begränsas. Hit hänför sig även frågor angående människors och djurs allmänna säkerhet. Vid byggande av bostäder eller andra störningskänsliga inrättningar, är det skäl att redan ur bullersynpunkt hålla ett visst säkerhetsavstånd till vindkraftanläggningarna.

72


Del II – Förberedelse för genomförandet

När man på allmänt plan diskuterar säkerhetsfrågor angående vindkraftverk, avser man vanligen risken för nedfallande delar, eller hård snö och is om vintern. Risken för lossnande delar är mycket liten, och även om det händer har man observerat att nedfallen vanligen håller sig inom radiemåttet för rotorn. För sådant ändamål anses tillräckligt skyddsavstånd vara 1,5 x (tornhöjden + vinglängden), ifall allmänheten rör sig i närheten. Säkerhetsrisken är däremot så liten att t.ex. jordbruk, inom 100 m från vindkraftverket, inte anses behöva begränsas. Vid kusten kan isbildning bli ett problem i stora vindkraftverk. I fjällen utrustas vindkraftverken alltid med ishindrande system, vilket nära nog helt eliminerar risken för nedfallande is. För att uppehålla en god säkerhetsnivå fordrar vindkraftverken ovillkorligen regelbunden service och underhåll enligt tillverkarens el.a direktiv. Serviceunderlåtenhet kan snabbt minska säkerhetsnivån. Det kan vara bra att med skyltar informera människor, som rör sig i närheten, om vindkraftverken i allmänhet, men även angående rekommenderat säkerhetsavstånd. På det sättet sprids kännedom om vindkraftverken bland allmänheten.

5.6 Hjälp

vid markanvändnings-, tillstånds- och miljöfrågor

Angående såväl bygglovs- som miljöfrågor är lokalkännedomen av enorm betydelse. Det är värt att själv bekanta sig med den planerade platsens omgivning, och att diskutera med områdets bosättning om deras inställning till vindkraft. På det sättet får man en bild av nuläget och kan bättre definiera utredningsbehoven. Vindkraftverkprojektens viktigaste tillståndsfråga gäller bygglovet. Där sammanstrålar markanvändning, planläggning och beviljande av bygglov. Bäst får man tilläggsinformation om detta av kommunens byggtillsyningsmyndighet. Av kommunen kan man redan i projektets begynnelseskede fråga hur man eventuellt skulle förhålla sig till ett vindkraftprojekt, om ett sådant skulle bli aktuellt på något visst område. Till allra först lönar det sig att fråga om områdets användbarhet av de instanser, som ansvarar för planläggningen inom kommunen.

Där

kan

man

förhöra

sig

om

planläggningsläget,

placeringsområdets områdesreserveringar samt hur benägen man är att med ifrågavarande plan önska skydda något område. Även landskapsförbunden är goda informationskällor bl.a. redan därför att man i samband med regionplaneringen gör olika bakgrundsutredningar. Sådana faktorer borde klarläggas redan i förundersöknings- eller det vindtekniska kartläggningsskedet (se kapitel 3). I frågor angående miljökonsekvenser kan man vända sig till stadens eller kommunens miljöskyddsmyndigheter. I många städer finns t.ex. en miljöskyddsbyrå, som har användbart material angående traktens miljöfrågor. Den fackkunskapen är värd att utnyttjas även utöver rapportstuderandet. Angående frågor om miljöskyddet lönar det sig att kontakta regionala miljöcentralen. Den information myndigheterna kan ge, kan ofta vara alldeles tillräcklig för att

73


Del II – Förberedelse för genomförandet

bedöma projektets miljökonsekvenser. Vid behov av tilläggsupplysning kan man vända sig till forskningsinstitut och föreningar. Opartisk experthjälp till alla dessa frågor fås även av branschens konsulter. Ledandet av tillståndsprocessen och uppgörande av miljökonsekvensbeskrivningen kan delegeras åt en konsult, varvid konsulten sköter alla nödiga kontakttagningar och anskaffningar av information.

74


Del II – Förberedelse för genomförandet 6

Val av vindkraftverk

6.1

Olika typer av vindkraftverk

På marknaden finns nuförtiden över tio internationellt verksamma tillverkare av vindkraftverk. Deras produktsortiment omfattar olika typer av aggregat i olika storleksklasser. Utöver dem finns det rikligt med mindre tillverkare för nationella marknader (Tyskland, Spanien, Italien, Indien m.fl.). I praktiken är deras möjligheter till exportleveranser begränsade. De kommersiella maskintyperna är nuförtiden nästan undantagslöst trebladiga, har horisontal axel och rotorn på tornets vindsida. Man har nästan helt övergivit de tvåbladiga modellerna, men även de kan på nytt komma på marknaden, speciellt gällande offshore-installationer. Man har även byggt enbladiga verk. Verk med vertikal axel har utprövats, men i större format har konceptet tillsvidare visat sig ge tekniska problem. Aggregaten kan indelas i olika huvudtyper, beroende på hur den genererade effekten begränsas vid stora vindhastigheter. Huvudtyperna utgörs av dem vars effektbegränsning sker via stallreglering (överstegring) eller som pitchreglering (bladvinkeljustering). En kombination av vardera huvudtypens goda egenskaper kallas aktiv stallning. Med hänsyn till rotorns varvtal kan modellerna vara av fastvarvtalstyp, tvåvarvtalstyp eller ha variabelt varvtal. Enligt kraftöverföringsmekanismerna kan anläggningarna indelas i sådana som har växellåda och sådana som saknar sådan. Vid valet av maskintyp är det skäl att försäkra sig om att ifrågavarande modell är ordentligt testad och att det finns typcertifikat för den. Typcertifikat utfärdas av bl.a. Risø teststation i Danmark, Germanischer Lloyd, ECN i Holland samt Det Norske Veritas. Typcertifikatet garanterar dock inte att varje individuellt exemplar av ifrågavarande modell automatiskt skulle fylla alla kraven i typgodkännandet. Vi återkommer till det i kapitel 7.6. 6.1.1 De effektbegränsande rotorfunktionerna

Vindkraftverkets maskineri är dimensionerat för en viss effekt, den nominella effekten. Den vindstyrka varvid nominella effekten uppnås kallas vindens nominella hastighet. När vindhastigheten stiger över det nominella värdet börjar effektuttaget begränsas, för att aggregatet inte skall gå på övereffekt. Den nominella vindhastigheten strävar man att välja så att inbesparade framställningskostnader kompenserar den energiproduktionsförlust, som begränsningen medför. Eftersom det sistnämnda är beroende av vindförhållandena på respektive plats, närmare bestämt av vindens hastighetsfördelning, blir valet av aggregat alltid en platsberoende fråga. Somliga maskintyper passar bättre för platser med kraftiga vindar, andra för svagare vindlägen. I praktiken har många tillverkare utöver sina standardmodeller, modeller med längre blad för svagare vindlägen och tvärtom. Även turbiner med fasta blad kan "trimmas" för att

75


Del II – Förberedelse för genomförandet

optimalt passa just den avsedda platsen genom att bladvinkelinställningarna justeras på basen av de första driftmånadernas erfarenheter.

Bild 10 Begrepp angående vindkraftverkets bladprofil

Effektbegränsningen kan förverkligas på tre olika sätt; med överstegring, aktiv överstegringsreglering eller med bladvinkelreglering. Alla regleringssätt baserar sig på ändring av angreppsvinkeln mellan den relativa vindriktningen och bladets basplan.

Bild 11 Angreppsvinkel mellan vind och blad

I vindkraftverk av megawattklass är rotordiametern av storleksordningen 60 m och bladspetsens hastighet över 200 km/h. Vingbladen är utformade så att angreppsvinkeln håller sig möjligast optimal längs hela bladlängden. I praktiken betyder det att bladets grundplan är nästan i vindens riktning vid roten av bladet, för att närmare bladspetsen vara alltmer vridet i rotationsplanets riktning. Överstegringsreglering (stallreglering)

Av tradition har man använt överstegring för att begränsa effekten. Med växande vindhastighet och konstant rotationshastighet växer angreppsvinkeln mot bladet. När angreppsvinkeln vuxit sig tillräckligt stor övergår luftströmmen på bladets välvda sida (undertryck) från laminär till turbulent, dvs bladet börjar stalla,

varvid

vingbladets

verkningsgrad

minskar.

Till

det

nominella

vindhastighetsvärdet bidrar vingens bladprofil, turbinens varvtal samt den fasta bladvinkeln.

76


Del II – Förberedelse för genomförandet

När stallningen börjar faller effekten först med växande vindhastighet. Efter en viss gräns förmår de virvlar, som bildas bakom bladet, inte mera begränsa effektökningen vid fortsatt växande vind, och effektkurvan ändras till starkt stigande. Senast i det skede, när effekten på nytt når den nominella effekten, bör vindkraftverket stannas för att undvika skador. Stannandet sker automatiskt och baseras vanligen på mätning av produktionseffekten. När effekten under en viss tid hållit sig över ett givet gränsvärde utlöses spetsbromsarna, som används för att stoppa verket. En

riskfaktor

hos

vindkraftverk

med

fast

bladvinkel

är

de

resonansvibrationer, som uppstår vid vissa stallningssituationer, och som kan leda till att bladen skadas. Problemet har framkommit med ökande aggregatstorlek. Med växande längd och därmed växande vikt blir det allt svårare att bemästra svängningar i bladens rörelseriktning. Katastrofala svängningar kan man nog ganska enkelt undvika genom att i maskinrummet installera vibrationsindikatorer, som leder till avstängning av hela verket i krissituationer. Härvid går man dock miste om produktion, och stundom kan det leda till nära nog kontinuerlig på- och avkoppling. Ett annat sätt att minska svängningar är sådana modifikationer av bladprofilen, som leder till bättre kontroll av överstegringen. Man har även gjort lyckade försök med mekaniska dämpare på vingbladen. En annan olägenhet med stallregleringen är att överstegringsegenskaperna ändrar med vädret (temperaturen, lufttrycket och -fuktigheten), med vindens turbulens, isbildning, nedsmutsning av bladytan osv. Kall luft är tätare än varm, vilket lätt leder till övereffekter under blåsiga vinterdagar. Detta är skäl att beakta särskilt i sådana klimatförhållanden som i Finland. Övereffekterna kan leda till ständiga avstängningar, eller (ifall avstängningsgränserna ökas för att minska på avstängningarna) överbelastning och brott på mekaniska och/eller elektriska komponenter. Ständiga av- och påkopplingar minskar livslängden på såväl mekaniska som elektriska komponenter, och sänker produktiviteten under vintern. Bladvinkelreglering ("pitch control")

Vid bladvinkelreglering justeras bladvinkeln genom att mäta den momentana effekten och optimera bladvinkelinställningen vid vindstyrkor under det nominella värdet. Bladvinkeln ändras hela tiden litet när styrsystemet söker den optimala inställningen. I vissa modeller justeras alla blad med en gemensam mekanism, men särskilt i större modeller justeras varje blad separat. När vindhastigheten överstiger det nominella värdet vrids bladen mot vinden, så att angreppsvinkeln minskar under det optimala, varvid verkningsgraden minskar. Vid stora vindhastigheter hålls effekten hela tiden möjligast nära nominella värdet. När vindhastigheten stiger över det maximala värdet stänger verket av sig, genom att vrida bladen så att de ställer sig med framkanten rätt mot vinden. Vid lägre vindhastigheter fungerar ett bladvinkelreglerat verk med bättre verkningsgrad än ett verk med fasta bladvinklar. Vid högre vindhastigheter förorsakar bladvinkeljusteringarna snabba effektförändringar, speciellt om vinden är byig. Dessa effektförändringar har man lyckats bemästra, dels genom

77


Del II – Förberedelse för genomförandet

att installera separata styrmekanismer för varje blad, och dels genom att tillåta en viss variation av rotationshastigheten under vindkasten. Resonansvibrationer förekommer inte vid bladvinkelreglering eftersom det är överstegringen som utlöser dem. Aktiv överstegringsreglering ("active stall")

För vindstyrkor under det nominella värdet fungerar ett vindkraftverk med aktivstall-reglering på samma sätt som ett bladvinkelreglerat, bladvinkeln hålls optimerad, och verket fungerar med något bättre verkningsgrad än ett stallreglerat. När vindhastigheten överstiger det nominella värdet uppstår överstegring såsom vid passiv stallreglering, men överstegringen regleras genom bladvinkeljustering så att vindkraftverket vid stora vindhastigheter hela tiden fungerar nära den nominella effekten. Liksom vid bladvinkelreglerade vindkraftverk undviks problemen med övereffekter i kallt väder. När vindstyrkan överstiger tillåtet maximumvärde stänger verket av sig genom att vrida bladen så att angreppsvinkeln ytterligare ökar och bakkanten slutligen riktas mot vinden. Resonansvibrationer förekommer avsevärt mindre vid aktivstall än vid traditionell överstegringsreglering. Den ständigt pågående finjusteringen av bladvinkeln förhindrar effektivt farlig resonans. Vid stora vindhastigheter är skillnaden mellan aktivstall och bladvinkelreglering den, att bladen vrids i motsatt riktning (se bild 10 och 11), med minskad verkningsgrad och kontroll över effekten som följd i vartdera fallet. Ett bladvinkelreglerat verk behöver betydligt större bladvinkeljusteringar, speciellt då vindhastigheten svänger åt var sida om nominella värdet. Vid vindstyrkor under nominella värdet fungerar vindkraftverk med bladvinkelreglering och med aktivstall med något bättre verkningsgrad än ett stallreglerat verk med fasta bladvinklar. Vid nominell vindhastighet och däröver fungerar bladvinkelreglerade och aktivstallreglerade med konstant maximal effekt (mätt över 10 min intervaller, under kortare tidsperioder varierar effekten även i dessa typer). Ett stallreglerat verk når sin toppeffekt vid nominell vindhastighet varefter effekten minskar med ökande vind då överstegringen tar vid. Vid ännu högre vindhastighet börjar effekten igen öka trots överstegringen. Bild 12 visar schematiska exempel på effektkurvor av verk med olika typers reglering.

78


Del II – Förberedelse för genomförandet

Effektregleringen inverkar även på beräkningen av den specifika toppeffekttiden för alla de olika typerna. Om man börjar begränsa effekten vid en lägre vindhastighet (dvs om man sänker nominella vindhastighetsvärdet) uppnår man med samma vindar större toppeffekttid, än hos ett verk som har högre nominellt vindhastighetsvärde. P.g.a. effektregleringen förlorar man naturligtvis mera energi vid högre vindstyrkor. 1200 1000 800 600 400 Bladvinkelreglering eller aktivstall 200

Stallreglering

0 0

5

10

15

20

25

m/s

Bild 12 Typenliga effektkurvor för såväl stallreglerat verk som för verk med aktivstall eller bladvinkelreglering.

Ingendera av de två grundtyperna (stall-, bladvinkelreglerad) kan entydigt anses vara fördelaktigare än den andra. Valet beror på många faktorer, varav somliga är subjektiva värderingar. Täckande, objektivt jämförande material angående underhållskostnader och störningskänslighet finns inte att tillgå, varför maskintypernas skillnader i dessa avseenden är mera eller mindre spekulativa. Fördelarna hos verk med bladvinkelreglering och aktivstall jämfört med stallreglerat:

Mindre belastningar, och härav möjligheter till lättare konstruktioner

Mindre belastningar även i viloläge

Fordrar ej separat utrustning för att stoppas

Kan stannas "mjukt", maskineriet utsätts för mindre påfrestningar

Ständiga övereffekter i kallt väder undviks

Effektkurvan följer relativt noga den beräknade

Verket startar vid lägre vindhastighet

Bättre verkningsgrad både vid små som stora vindhastigheter

P.g.a. ovanrelaterade erhålls något bättre produktion i relation till rotorstorleken

Nackdelar

Komplicerad konstruktion, många rörliga delar, varav möjligtvis större störningskänslighet och större underhållskostnader

Högre produktionspris, per kWh

79


Del II – Förberedelse för genomförandet 6.1.2 Fast varvtal, tvåstegs- eller variabelt varvtal

Av de kommersiella vindkraftverken har det stora flertalet fast eller tvåstegsvarvtal, men framdeles växer sannolikt marknadsandelen för typer med variabelt varvtal. Nuförtiden erbjuder redan många tillverkare modeller med olika långt utvecklad variabel varvtalsteknik. I dagens kommersiella verk med variabelt varvtal styrs effektbegränsningen med bladvinkelreglering, men även överstegringsreglerade verk med variabelt varvtal är under utveckling. I verk med fast varvtal roterar rotorn med samma hastighet oberoende av vindhastigheten. Varvtalet beror av elnätets frekvens (50 Hz), generatorns polantal och växellådans uppväxlingsförhållande. Ett typiskt varvtal för 500–600 kW vindkraftverk är 25–30 rpm och för 1–1,5 MW verk 15–25 rpm. Asynkrongeneratorns magnetisering ökar med ökande vindhastighet vilket ökar rotorns belastning med ökad effektproduktion som följd. Emedan ett vindkraftverk med fast varvtal endast fungerar med toppeffekt för en viss vindhastighet, förblir verkningsgraden i genomsnitt lägre än hos verk med variabelt varvtal. I maskiner med variabel rotationshastighet bestäms varvtalet av själva maskineriet. Det som hålls konstant är inte varvtalet utan förhållandet mellan vindhastighet och rotationshastighet, det sk löptalet (tip speed ratio). Tack vare detta hålls löptalet kontinuerligt nära sitt optimala värde, varvid rotorn fungerar med sin maximala verkningsgrad oberoende av vindhastigheten. Det optimala löptalet är typiskt av storleksordningen 7–8, dvs vid en vindstyrka på 5 m/s har ett vindkraftverk med variabelt varvtal en bladspetshastighet på 35–40 m/s, som ökar till 70–80 m/s vid vindstyrkan 10 m/s. I praktiken är det inte möjligt att följa upp de allra starkaste vindarnas variationer. Vid ökande vind tillåter man inte heller rotorhastigheten att öka då nominella effekten uppnåtts. De flesta verk fungerar på varvtalsområdet 1:2 vilket betyder vindhastigheter från startvind till den för maximumeffekt. Den elström som vindkraftverk med variabel hastighet genererar kan inte som sådan matas i nätet. Vanligen genereras växelström med variabel frekvens, som likriktas och omformas till växelström med nätets frekvens. Det finns även andra möjligheter. Den fördel man uppnår i energiproduktionen, jämfört med den från ett verk med fast varvtal, är relativt obetydlig. Då man dessutom beaktar de förluster som uppstår i kraftelektroniken blir tilläggsnyttan 3–5 %. Fördelar av variabelt varvtal

Bättre verkningsgrad jämfört med verk med konstant hastighet

Svagare driftljud vid låga vindhastigheter p.g.a. lägre varvtal

Optimal produktion oberoende av förläggningsplats

Vingbladen kan göras smalare och lättare

Den producerade reaktiva blindeffekten kan regleras

Effektkomponenternas utveckling och sjunkande prisnivå skapar sannolikt en stor framtida utvecklingspotential.

80


Del II – Förberedelse för genomförandet Nackdelar

Komplicerad konstruktion och härav möjligen större störningskänslighet och högre underhållskostnader.

Tillsvidare är det en dyr lösning (mk/kW)

De belastningar som accelerationskrafterna skapar på vingarna i rotationsriktningen kan eventuellt minska bladens livslängd

En del tillverkare har utvecklat koncept där varvtalet är variabelt bara över en del av vindhastighetsområdet, t.ex. endast längs den stigande delen av effektkurvan, varvid verkningsgraden blir bättre vid lägre vindhastigheter, eller bara för vindstyrkor över nominella värdet, varvid varvtalsändringarna hjälper till att begränsa snabba effektvariationer. Vindkraftverk med två hastigheter erbjuder många av fördelarna hos verk med variabelt varvtal, utan att medföra problem med komplicerade reglersystem och kraftelektronik. Det konceptet är också marknadens vanligaste. Tvåvarvtalsverken roterar långsamt upp till 7–8 m/s vindar, varvid den mindre (vanligen 6-poliga generatorn) kopplas bort, och rotorn accelererar till den högre hastigheten, som bestäms av den större (vanligen 4-poliga) generatorn, och som då är 50 % större. För lägre vindstyrkor kan man då hålla en tystare drift och dessutom uppnå en bättre verkningsgrad för energiproduktionen. 6.1.3 Kraftöverföring med eller utan växellåda

Nästan alla kommersiella vindkraftverk fungerar tillsvidare med en mekanisk uppväxling av rotorns långsamma varvtal till generatorns snabba varvtal. Växellådan är vanligen i tre steg. Vindkraftverk utan växellåda har dock funnits tillgängliga på marknaden sedan 1992. En sådan direktdriven konstruktion har en mångpolig generator, så att nätets frekvens uppnås redan vid ganska låga varvtal. Denna lösnings avsevärda fördel, jämfört med den uppväxlade konstruktionen, ligger i att man helt och hållet slipper den tunga växellådan, med sina många störningskänsliga och underhållskrävande rörliga delar. Nackdelen har varit specialgeneratorns och kraftelektronikens höga pris samt generatorns storlek och vikt. Underhållet av specialgeneratorn och kraftelektroniken är krävande och dessa komponenter kan även vara störningskänsliga. Hur samverkan av ovan relaterade för- och nackdelar inverkar på tillgängligheten och underhållskostnaderna, räknat över hela driftperioden, är svårt att uppskatta. Det har även utvecklats kombinationer av båda dessa huvudtyper, med relativt långsamt roterande generatorer och en- eller tvåstegsuppväxling, fastän sådana ej ännu kommit ut på marknaden. Motivet till dessa "hybrider" är optimering av generatorns och uppväxlingens sammanlagda vikt samt priset. 6.1.4 Två eller tre vingblad

Det trebladiga konceptet är för tillfället det förhärskande konceptet. Tillverkarna av tvåbladiga turbiner har nästan helt övergått till att använda trebladiga lösningar. Även enbladiga modeller har byggts men deras försäljningsframgång har förblivit anspråkslös.

81


Del II – Förberedelse för genomförandet

Ju längre och flera blad man har desto lägre är rotorns optimala hastighet. En trebladig turbin fungerar med lägre varvtal än en tvåbladig varvid ljudet hålls lägre. Då bladet passerar tornet uppstår en tryckvåg mellan blad och torn, som skapar vibration i bladet. I dessa svängningar fungerar en trebladig turbin mera balanserat än en tvåbladig, som kräver speciallösningar vid navet, för att inte vibrationerna skall skada rotorn. Dessutom har man kritiserat de tvåbladiga för att se oestetiska ut, de trebladiga vindkraftverkens rörelser anses allmänt vara mera harmoniska och de anses t.o.m. som stillastående ge ett lugnare intryck. Fastän de tvåbladiga modellerna är rariteter för tillfället har konceptet fördelar, som kan få dem introducerade på marknaden på nytt, speciellt för framtidens offshore vindparker. En tvåbladig turbin är lättare och billigare än en trebladig. En tvåbladig turbins varvtal är högre än hos trebladiga, så att uppväxlingsförhållandet fås lägre, och växellådan blir lättare och billigare. Fastän tvåbladiga turbiner för mera ljud än trebladiga skapar det inget problem vid offshore installationer. Det är lättare att montera ihop och installera en tvåbladig rotor än en trebladig. För offshorebruk kunde man göra hopmontaget på land och transportera ett flertal radade i bredd på ett fartygsdäck. 6.1.5 Övriga beaktansvärda omständigheter

Vindkraftverkets effektkurva, och den energi (kWh) verket producerar i förhållande till installerad nominell effekt (kW), beror förutom på ovan relaterade faktorer även på en mångfald andra omständigheter, varav några av de viktigaste tas upp i det följande. Rotorns dimension i förhållande till generatorn inverkar avsevärt på energiproduktionen. En generator med mindre nominell effekt som utrustas med en stor rotor passar i lägen med svagare vindar, eftersom den utnyttjar de lägre vindhastigheterna bättre. I mycket blåsiga lägen lönar det sig att använda en mindre rotor och en generator för större effekt. Begreppet nominell effekt är ofta litet missvisande emedan det för ett stallreglerat vindkraftverk ofta är definierat som en effekt som är betydligt under toppeffekten. För ett verk med nominella effekten 600 kW kan toppeffekten vara närmare 700 kW. Till sin nominella effekt likvärda vindkraftverk kan ge mycket olika toppeffekttider för samma plats, vilket man ovillkorligen bör minnas vid jämförelse av olika modellers prestanda. Lång toppeffekttid är inte ensamt utslagsgivande, utan det väsentliga är inbördes optimering av verkets energiproduktion och kostnader. Ett billigare men mindre produktivt verk kan vara lönsammare än ett dyrare med större produktivitet.

någon

annan

närbelägen

plats

med

annorlunda

vindförhållanden kan omvänt förhållande vara fördelaktigare. Vid jämförelse av verkens ekonomi utgår man vanligen ifrån att driftkostnaderna, tillgängligheten och livslängden är samma för olika modeller. I en sådan betraktelse framstår ett billigare och tekniskt enklare verk lätt som fördelaktigare än ett tekniskt mera avancerat och dyrare verk. Ett fördelaktigt pris per nominell effekt (mk/kW) borde inte få vara det viktigaste valkriteriet, speciellt inte då vi minns att skillnaderna i årsproduktion mellan verk, som har samma nominella effekt, kan uppgå till tiotals procent.

82


Del II – Förberedelse för genomförandet

Även tornets höjd inverkar på vindkraftverkets produktion och pris. Högre upp från marken är medelvinden högre och leder till större produktion, men ett högre torn är dyrare och fordrar stadigare fundament. Vindhastighetprofilen som funktion av höjden på den valda platsen bestämmer tornets optimala höjd. I bevuxen terräng är det ofta ekonomiskt motiverat att använda förhöjda torn, även för den minskade turbulensens skull, vilket ökar verkets livslängd. Den omgivande terrängens kupering inverkar också på vindens höjdprofil. Uppe på en höjd är vindens höjdprofil en annan än vid strandlinjen. I jämförelsen mellan olika maskinmodeller är det skäl att undersöka sådana faktorer t.ex. med hjälp av WASP-kalkylering. Härvid bör dock betonas att beräkningsmodeller, som utvecklats för mellaneuropeiska förhållanden, kraftigt undervärderar skogens inverkan på vindens höjdprofil, och de kan åtminstone inte ännu användas för att uppskatta turbulensen. Andra beaktansvärda omständigheter är bl.a. följande faktorer som berör drift och underhåll: •

Somliga modeller levereras med rörformade torn, andra med något billigare fackverkstorn. I finskt klimat är rörtornen en avgjort bättre lösning för underhållet. I stark köld och vind är det otrevligt och rentav riskfyllt att klättra upp i fackverkstorn. Dessutom ger rörtornen bättre skydd för kablar och elcentralskåp.

Även maskinhusets storlek och form kan ur underhållssynpunkt vara värda en kritisk bedömning med tanke på vinterklimatet. I ett högre maskinhus kan underhåll genomföras utan att takluckor behöver öppnas. Samtidigt undviks störande smuts, damm, fukt, snö, insekter osv.

6.2 Tillverkare

av vindkraftverk

De mest betydande tillverkarna av vindkraftverk finns i Danmark, Tyskland, USA och Holland. Därutöver finns tillverkare i bl.a. Spanien, Italien, Sverige, Japan, Belgien osv. I Finland har vi ännu inte någon hopmonteringsverksamhet i kommersiell skala, förutom av verk i små format (Windside Oy). Till den typ av vindkraftverk, som behandlas i denna handbok, levereras däremot huvudkomponenter såsom växellådor och generatorer. De torn som reses i samband med installationer i Finland är ofta inhemska. De viktigaste leverantörerna på den finska marknaden är de danska och tyska tillverkarna. För tillverkare i USA och Japan är den finska marknaden för avlägsen och för liten. Tillsvidare är alla finska vindkraftverk av större typ danskeller tysktillverkade. Här nedan behandlas i korthet några leverantörer av större betydelse för Finland. Förteckningen är begränsad såtillvida att den upptar de största kommersiella europeiska tillverkarna samt sådana utomeuropeiska, som har bestående representation i Europa. Närmare uppgifter om dessa tillverkare finns i bilaga 2. När detta skrivs har följande danska leverantörer handelsrepresentationer i Finland: Bonus (Synoptia OyAb), NEG Micon (Fortum Advanced Energy Systems) och Vestas (Ing.byrå Erkki Haapanen Ky). Dansk-tyska Nordex och tyska Enercon sköter den finska marknaden via sina representanter i Sverige.

83


Del II – Förberedelse för genomförandet 6.2.1 Danmark

De flesta danska tillverkare har föredragit traditionella lösningar (stallreglering, trebladig rotor, ett eller två varvtal), vilket för sin del inger funktionstrygghet. Danskarnas fördel ligger i lång erfarenhet och samlad knowhow. På 1980-talet gjorde danska staten betydande satsningar för utvecklandet av vindkraftteknik, vilket nu ger sig till känna speciellt angående testning och typgodkännande. Alla seriösa tillverkare har ISO 9001-certifikat. Man kan med fog säga att man inte mera idag kan skaffa sig dåliga danska vindkraftverk. De mest betydande tillverkarna är mycket jämnspelta konkurrenter. Följande uppgifter angående tillverkningsmängder, typsortiment, omsättningar mm baserar sig på läget år 1999 om icke annat anges. Läget förändras kontinuerligt p.g.a. kraftigt ökande marknad och typstorlekar samt genom företagsfusioner mm. Världens största tillverkare av vindkraftverk år 1998 var NEG Micon som ärr ett resultat av fusionen mellan Nordtank och Micon. Även WindWorld hör numera till NEG Micon koncernen, fastän det (ännu) tillverkar verk under sitt eget produktnamn. Sammanlagt har NEG Micon tillverkat vindkraftverk motsvarande över 2 000 MW nominell effekt. Verken är stallreglerade och har två varvtal. Aktuella produkttyper är 600, 750, 1 000 och 1 500 kW. För offshore ämnade 2 MW modellen togs i bruk sommaren 1999. Som NEG Micons representant i Finland verkar Fortum Advanced Power (tidigare Neste Advanced Power Systems, NAPS). De verk som levererades till Finland under åren 1990–95 var nästan alla tillverkade av Nordtank, vilket delvis förklaras av att NAPS var den första som marknadsförde vindkraftverk här. Även det aktiva deltagandet i handels- och industriministeriets NEMO forskningsprogram gav NAPS ett försprång under de första forsknings- och demonstrationsriktade vindkraftprojekten i Finland. NEG Micon (och Nordtank) har hittills levererat 25 vindkraftverk till Finland, varav de flesta installerats längs Bottniska Vikens kust. Den näst största danska leverantören år 1998 var Vestas Wind Technology A/S, som också hittills levererat vindkraftverk för över 2 000 MW nominell effekt. Vestas modeller är bladvinkelreglerade. En del av modellerna är av tvåvarvtalstyp, andra har enkelt varvtal. Vestas modellstorlekar är 225, 600, 660 och 1 650 kW. För offshore marknaden ämnade 1,8 MW modellens prototyp togs i bruk hösten 1999. Till Finland har Vestas levererat följande 7 vindkraftverk: •

Sottunga 225 kW år 1992

Eckerö 500 kW år 1995

Lemland 4 x 600 kW år 1997

Lumijoki 660 kW år 1999

Som Vestas handelsrepresentant i Finland verkar Ing.byrå Erkki Haapanen Ky. Sottungaverket levererades av NAPS som då ännu även representerade Vestas. De andra åländska installationerna har levererats av Vestas svenska representant Vestasvind Svenska Ab. Den tredje största danska leverantören år 1998 var Bonus Energy A/S som har tillverkat vindkraftverk motsvarande ca 1 000 MW nominell effekt. Bonus

84


Del II – Förberedelse för genomförandet

modeller är tvåvarvtals verk med stallreglering i storlekarna 300, 600, 1 000 och 1 300 kW. I de två största modellerna används aktivstall för effektregleringen. För offshore marknaden har Bonus utvecklat en 2 MW modell som varit i bruk sedan slutet av 1998. Bonus har samarbetat med statens forskningsanstalt VTT och Kemijoki Oy och har tillsvidare som enda tillverkare levererat vindkraftverk för arktiska förhållanden med kommersiell isavvärjande utrustning. Bonus representant i Finland är Synoptia OyAb. Till Finland har Bonus levererat 18 verk: •

Lammasoaivi 2 x 450 kW år 1996 och 1 x 600 kW år 1998

Olos 2 x 600 kW år 1998 och 3 x 600 kW år 1999

Björneborg 8 x 1 000 kW år 1999

Kotka 2 x 1 000 kW år 1999

Den fjärde stora danska tillverkaren är Nordex GmbH som ägs av den stora tyska Babcock Borsig koncernen. Nordex har tillverkat vindkraftverk för ca 500 MW nominell effekt. Företagets marknadsandel är kraftigt stigande och det har lyckats särskilt bra med försäljningen av stora (1 MW och över) modeller. Nordex modellerna omfattar 150, 250, 600, 800, 1 000 och 1 300 kW. För offshore marknaden ämnade 2,5 MW modellen togs i bruk hösten 1999. marknadsföringen i Finland sköts av Nordex Ab i Sverige. Nordex har levererat följande installationer till Finland: •

Oulunsalo 1 300 kW år 1999

Nystad 2 x 1 300 kW år 1999

6.2.2 Tyskland

Den största tyska tillverkaren är Enercon GmbH, vars produktsortiment omfattar 30, 250, 500, 600 och 1 800 kW vindkraftverk. Enercons modeller representerar innovativ teknik, de är utan växellåda, har variabelt varvtal och bladvinkelreglering. För att möjliggör bortlämnandet av växellådan blir den mångpoliga ringformade generatorn ofrånkomligen stor, vilket är karakteristiskt för Enercons modeller. Enercon har tillverkat över 3 000 verk med en sammanlagd nominell effekt på över 1 000 MW. Hittills har Enercon levererat 6 verk till Åland: •

Kökar 500 kW år 1997

Vårdö 500 kW år 1998

Finström 2 x 500 kW år 1998

Finström 600 kW år 1999

Föglö 600 kW år 1999

En annan stor tysk tillverkare är Tacke som efter konkurs köptes upp av Enron gruppen i USA år 1997. Tacke framställer för tillfället en 600 kW modell med aktivstall och en 1 500 kW modell med variabelt varvtal och bladvinkelreglering. På hösten 1999 uppställdes en 2 MW prototyp. Tillsvidare har Tacke inte sålt någon installation till Finland. I Tyskland uppställdes år 1998 över 1 000 nya vindkraftverk med en sammanlagd nominell effekt på nästan 800 MW. Under 1999 var tillbyggnaden litet över 1 000 MW. P.g.a. den stora marknaden finns det i Tyskland en mängd mindre tillverkare som främst riktar sig mot hemmamarknaden; AN-

85


Del II – Förberedelse för genomförandet

Windenergie, DeWind, Fuhrländer, HSW Husumer Schiffswerft, Jacobs Energiesysteme, Seewind, Südwind och Windtechnik-Nord, varav alla har framställt tiotals eller hundratals vindkraftverk. Några av de sistnämnda har grundat ett gemensamt företag Pro+Pro, som har utvecklat en 1,5 MW modell med bladvinkelreglering och variabelt varvtal. 6.2.3 Holland och Belgien

I Holland verkar nuförtiden NEG Micon koncernens NEG Micon Holland (tidigare NedWind) och i Belgien Turbowinds, som kom på marknaden efter att ha köpt upp en del av det belgisk-holländska HMZ WindMaster år 1995. En tredje tillverkare i Benelux-länderna är Lagerwey the WindMaster (namnet ändrades när Lagerwey köpte den holländska delen av HMZ WindMaster). NedWinds egna modeller, två- och trebladiga verk med aktivstallreglering i formaten 250, 500 och 1 000 kW, läggs ner och bolaget blir försäljnings- och underhållsorganisation för NEG Micon. NedWinds NW 50 var det första kommersiella 1 MW verket. Turbowinds tillverkar modeller i storlekarna 300–600 kW och har även utvecklat en 1,3 MW typ. Lagerwey har främst tillverkat verk under 100 kW men har i sitt sortiment även 250 och 750 kW. Den sistnämnda modellen saknar växellåda och har variabelt varvtal. 6.2.4 Övriga

I USA verkar Enron Wind Corporation och tillverkar 750 kW vindkraftverk med variabelt varvtal under produktnamnet Zond. Det säljer närmast på marknaden i USA. Därutöver äger Enron det tyska Tacke. Japanska Mitsubishi tillverkar 300 och 600 kW trebladiga verk med enkelt varvtal och bladvinkelreglering. Förutom i Japan har de sålts i USA och Storbritannien. På Spaniens mycket snabbt växande marknad verkar MADE, Ecotécnia, Desarrollos Eólicas och Gamesa Eólica. De tillverkar kraftverk i storlekarna 200– 600 kW (den sistnämnda på Vestas licens). I Sverige verkar Nordic Windpower och Zephyr, vilka vardera utvecklar vindkraftverk men vars modeller stannat på prototypstadiet. Nordic Windpower strävar till att få igång serieproduktion av sin 1 MW modell under år 2000. 6.3 Anbudsbegäran

Såvida investeraren är ett sk offentligt bolag (t.ex. ett bolag som matar el i det allmänna nätet eller ett stats- eller kommunägt bolag oberoende av bransch) faller det inom ramen för vad som är lagstadgat om offentliga upphandlingar. Upphandlingen bör då göras enligt vissa bestämmelser. I annat fall (t.ex. gällande konsumentägda vindkraftbolag) kan upphandlingen skötas friare. Avsikten med lagstiftningen angående offentliga upphandlingar är att garantera att alla leverantörer och entreprenörer, som verkar inom EES, får likvärda möjligheter att erbjuda sina produkter och tjänster för offentliga inrättningars upphandlingar.

86


Del II – Förberedelse för genomförandet

Inom offentliga upphandlingar kan man följa tre olika förfaranden; det öppna, selektiva och förhandlingsförfarandet. Inom alla tre bör man, innan anbudsförfrågningar utskickas, publicera en upphandlingsanmälan (för selektivt och för förhandlingsförfarandet hinner det till med en förhandsannons, dvs en sk säsongannons) i Finlands och EU:s offentliga tidningar. Enligt lagen bör minst 52 dygn tid lämnas för anbudsinlämning, ifall förhandsannons inte publicerats, och minst 36 dygn ifall förhandsannons har publicerats. Vid öppet förfarande kan alla företag som verkar inom EES-området delta i anbudstävlingen. Vid selektivt förfarande skickar hugade företag en förfrågan till beställaren angående deltagande i anbudstävlingen, och anbudsförfrågan utsänds till de företag som uppfyller förhandskriterierna. Vid förhandlingsförfarande skickas kallelse till förhandling direkt (efter publicering av upphandlingsanmälan eller förhandsannons) till minst tre företag. Anbudsförfrågan till leverantörerna bör innehålla åtminstone följande positioner: •

Önskad storleksklass av vindkraftverk och/eller typ samt antal

Noggrannheten för specificering av pris och material

Karta över förläggningsplatsen med enheternas positioner utmärkta

Noggrann verbal beskrivning av platsen (omgivning, terräng, vägar, elnät)

Platsens vindförhållanden (t.ex. en WASP-utskrift eller motsvarande, varur åtminstone framgår sektorvisa Weibull-parametrar)

Förteckning över särskilda krav i anslutning till projektet (t.ex. miljösynpunkter, frågor angående transport och montage osv)

Förteckning över alla detaljuppgifter, som bör finnas presenterade i anbudet (tekniska uppgifter, garanti-, leverans- och betalningsvillkor osv)

Prisspecifikation och beskrivning av de andra tjänster som leverantören kan ge anbud på (underhåll och reservdelslager, försäkringar för transport- och montagetiden, försäkring för driftperioden, handböcker på beställarens språk, skolning för drift osv)

Sista datum för inlämnandet av anbudet och hur det bör inlämnas, betalningsprogram, giltighetstid o.a juridiska frågor

Dessutom är det skäl att försäkra sig om aggregatens och tillverkarnas kvalitetsgarantier (typcertifikat för aggregaten och kvalitetscertifikat för leverantören). Likaså är det bra att försäkra sig om leverantörens finansiella ställning. I samband med anbudet kan man t.ex. be om bokslutsuppgifter och balans för de senaste tre åren samt uppgifter om nuvarande orderstock. Om tillverkaren råkar i konkurs kan det bli besvär och tilläggskostnader rörande underhåll och reservdelsarrangemang. Det är skäl att beskriva förläggningsplatsens väderförhållanden (minimioch maximitemperaturer, extrema vindförhållanden, isbildningsrisker, vid kusten även risken för driv- och packis) och framlägga krav på klanderfri funktion av anläggningarna även under sådana förhållanden. Leverantörerna kan själva föreslå tekniska detaljer med vilka väderberoende specialförhållanden beaktas. Vissa allmänna principer (isavvärjning för vindmätare, smörjoljor för extremt

låga

temperaturer,

uppvärmning

av

växellåda,

eventuell

bladuppvärmning osv) kan även inkluderas i anbudsbegärans specifikationer,

87


Del II – Förberedelse för genomförandet

men kraven lönar sig inte att specificera så noggrant att de klart premierar någon bestämd leverantör. Tidsperioden för inlämnandet av anbuden bör vara tillräckligt lång. För anbudsgivarna bör även reserveras möjlighet att bekanta sig med ifrågavarande plats under den tid anbuden utarbetas. För att utarbeta handlingarna för anbudsförfrågan kan man anlita någon opartisk expert, som är på det klara med omständigheterna, angående såväl förverkligandet av projektet som de vindtekniska frågorna. 6.4 Utvärdering

av anbud

Eftersom aggregaten utgör 70–80 % av projektets totalkostnader är det värt att fördjupa sig mycket noggrant i utvärderingen av anbuden. Vid jämförelsen av anbuden är det skäl att beakta vad som beskrevs ovan i kapitel 6.1, angående skillnader mellan modellerna. Avsikten med utvärderingen är först och främst att optimera samverkan av ett vindkraftverks pris och produktivitet. Just de faktorerna kan värderas relativt tillförlitligt, men de räcker inte till bas för beslut. Andra faktorer, som är svårare att bedöma, har i praktiken avgörande inverkan på valet av aggregatmodell. Typiskt är att man i den ekonomiska jämförelsen antar att alla aggregatmodeller har lika lång drifttid, lika hög tillgänglighet och lika stora underhållskostnader (per kW). Detta betraktelsesätt favoriserar lösningar, som är tekniskt enkla och fördelaktiga i pris. En modell, som till sitt inköpspris är dyrare, kan däremot i praktiken visa sig vara tekniskt betydligt pålitligare än en prisbilligare modell. Den korta driftshistoriken och svårigheten att få ihop statistik över produktiviteter och störningstider hos jämförelseobjekten, försvårar möjligheten att utvärdera dessa faktorer. P.g.a. de tekniska specialfrågorna, som anbudsjämförelsen omfattar, rekommenderas att använda experthjälp, som stöd vid upphandlingsbeslutet, eller att man åtminstone bekantar sig med drifthistoriken hos de olika verk som står uppställda i Finland och annorstädes i liknande klimat. 6.4.1 Jämförelse av produktivitet

Olika aggregattypers prestanda beror alltid på förläggningsplatsens specifika omständigheter och därför bör produktivitetsjämförelsen göras separat för varje plats. Såsom tidigare i kapitel 6.3 konstaterades, bör vindhastighetens fördelning (Weibull-fördelning eller liknande) anges i anbudsbegäran. I sina anbud kan leverantörerna inkludera uppskattningar av sina egna aggregats årsproduktioner på ifrågavarande platser, men de beräkningarna är under alla omständigheter skäl att kontrollera med hjälp av en opartisk expert, för att få dem sinsemellan jämförbara. Bäst görs det med något ändamålsenligt analysprogram (t.ex. WASP). Även med nedan relaterade förenklade metod kan man komma till relativt tillförlitliga värderingar. Weibull-fördelningens summafunktion är: F (v) = 1 – e –vk/A

88


Del II – Förberedelse för genomförandet

där v är vindhastigheten och A och k Weibull-parametrar /2/. F(v) anger hur stor del av tiden vindhastigheten håller sig under värdet v m/s. Förläggningsplatsens Weibull-fördelnings parametrar A och k fås ur den vindanalys som bifogats anbudsbegäran. Den ovan presenterade Weibullfördelningens summafunktion kan beräknas med hjälp av funktionerna i ett tabellräkningsprogram. Den andel av tiden varunder vindhastigheten ligger mellan två värden v2 och v1 fås genom att beräkna skillnaden F(v2) – F(v1). Vindens hastighetsfördelning kan då bildas enligt: VindhastighetsgänserMotsvarande frekvensandel 0 – 1 m/sF(1) – F(0) 1 – 2 m/sF(2) – F(1) 2 – 3 m/s F(3) – F(2) osv

Frekvensandelarna multipliceras med årets timmar (8760 h) och med den effekt som fås ur motsvarande vindhastighetspunkt (mitt emellan vindområdets gränsvärden) på aggregatets effektkurva (effektkurvan bör ingå i anbudet), varefter resultaten summeras. På så sätt fås en relativt bra uppskattning av ifrågavarande vindkraftverks årsproduktion (kWh) på den avsedda platsen. 8760 * ∑n [(F(n+1) – F(n)) * P(n+0,5)] där n får värden från verkets startvindhastighet till stoppvindhastighet. Angående Weibull-fördelningen bör man minnas att den aldrig exakt återger platsens verkliga vindhastighetsfördelning /3/. Om skillnaden är stor kan det medföra allvarliga fel vid jämförande utvärdering av olika aggregattypers produktivitet. 6.4.2 Jämförelse av kostnader

Som tidigare konstaterades kan vindkraftverk med samma nominella effekt visa stora olikheter angående produktion. Lönsamhetsjämförelsen måste uttryckligen göras på basen av producerad energi (kWh) i relation till totalinvesteringskostnader (mk) och till årliga drift- och underhållskostnader (mk/a). Vid utvärderingen av anbud bör noga granskas vad de olika leverantörerna

inkluderar

i

priserna

(transport,

transportförsäkringar,

fundamentplanering, montage, installation, garantitidens underhåll, skolning, reservdelar, fjärrstyrning osv). Dessa tilläggskostnader av vilka några eller alla kan vara inkluderade i aggregatpriset kan utgöra upp till 20 % av priset. Anbudsförfrågan lönar sig att utforma så att alla ovan uppräknade kostnader blir specificerade. Dessutom borde man beakta att olika aggregatmodeller ställer olika krav på transport- och montageutrustning samt på transformatorer och annan elutrustning, och bedöma dessa olikheters inverkan på totalinvesteringen. Olikheterna på drift- och underhållskostnadssidan är svåra att bedöma på förhand. Ofta får man i praktiken nöja sig med en grövre betraktelse där kostnadsposterna bara beror på antalet aggregat och enheternas storlek. I detta

89


Del II – Förberedelse för genomförandet

avseende är de skillnader som uppstår, genom att modellvarianterna har olika tekniska lösningar (t.ex. reglersystemet), mycket svåra att uppskatta på förhand. 6.4.3 Teknisk jämförelse

Emedan konkurrerande leverantörers anbud ekonomiskt sett ofta är mycket närstående

(och

emedan

blotta

lönsamhetsjämförelsen

lätt

favoriserar

prisfördelaktigare och tekniskt enklare modeller) bör man vid val av aggregat beakta många svårvärderade och även subjektiva faktorer. Av dem kan nämnas: •

Den ekonomiska livslängdsprognosen för aggregatet och dess huvudkomponenter, samt deras lämplighet för ifrågavarande väderförhållanden

Aggregatets felfrekvensprognos och tillförlitligheten av underhålls- och reservdelsfunktionen

Underhållsbehovet och underhållskomforten vid svårare väderlek

Produktions- och tillgänglighetsgarantier

Sammanpassningen av fjärrstyrningsutrustningen med beställarens tidigare system

Produktionselens kvalitet och duglighet för inmatning i nätet

Typcertifikat och kvalitetsgarantier

Fordringar gällande montageutrustning, vägar och installationsområde (speciellt gällande svårare terräng och trånga byggplatser)

Tyst gång (speciellt i tätorter och störningskänsliga omgivningar)

Anpassningen till omgivningen; utseende, dimensioner mm (områdets detaljplan, eller erhållet undantag, kan begränsa maximumhöjden)

Även en hög grad av inhemsk tillverkning o.a.d värderingsposter kan stundom inverka på valet vid upphandlingen, t.ex. av finansiella eller av PR orsaker. Det är dock skäl att minnas att lagstiftningen angående officiella inrättningars upphandlingar förbjuder bruket av inhemsk tillverkningsgrad som officiellt valkriterium (emedan målsättningen varit att uttryckligen trygga alla på EES området verkande företags likvärdiga utgångspositioner vid anbudstävlan). 6.5 Hjälp

vid val av aggregat

Av leverantörerna och av deras representanter i Finland får man naturligtvis tekniska broschyrer, prislistor och annan information. Anbud lönar sig i alla fall att begära från flera håll, och det är lönt att utnyttja opartiska experter – även i det fall att projekteringen ges åt anbudsvinnaren enligt nycklarna-i-handen principen. Ett alternativ är att delegera hela projekteringen åt en konsult att utföra. Denna utarbetar anbudsförfrågan, införskaffar anbuden och gör anbudsjämförelserna i nära samarbete med beställaren. Den som planerar att göra en upphandling har skäl att intervjua instanser som har drifterfarenhet av vindkraftverk i finska förhållanden. Stundom rekommenderas att förhöra sig för om drifterfarenheter i andra nordiska länder.

90


Del III – Förverkligande och ibruktagning 7

Avtalsronden

När dispositionsrätten till markområdet är klar, när investeringsfinansieringen börjar vara tillräcklig och nödvändiga tillstånd (principiellt) erhållits samt bindande anbud inkommit och blivit jämförda, kan man börja förbereda anskaffandet. Frågeställningarna angående val av aggregatleverantör berördes till sina huvuddrag i det tidigare kapitlet 6. Emedan valet av övriga underleverantörer, planerare och entreprenörer är beroende av de avtal, som gjorts med aggregatleverantören och en eventuell konsult, behandlas här nedan i korta drag några alternativa modeller för projektets förverkligande.

7.1 Olika

modeller för projektets genomförande

Aggregatleverantören vill kanhända genomföra hela leveransen som ett totalt nycklarna-i-handen projekt. Då ansvarar leverantören för alla frågor angående installation och ibruktagning. Om byggherren har egen stark teknisk organisation kan han övervaka aggregatleverantörens totalleverans, eller själv svara för någon del eller hela projekteringen och koordineringen. Ett alternativ är att delegera övervakningen och koordineringen åt en eller flera konsulter. Speciellt om byggherren är en sådan instans, som inte har behövliga erfarenheter eller resurser, kan detta vara en metod att rekommendera. Konsulten kan i sin tur delegera någon del av planeringen till en underleverantör. I små projekt kan konsultkostnaderna lätt bli onödigt stora i relation till totalkostnaderna, varför det lönar sig att begränsa dem till speciella vindtekniska arbetsfaser som vind- och produktionsberäkningarna. I små projekt kan även nycklarna-i-handen leverans vara ett lockande alternativ. På de följande sidorna ses några huvudtyper av aktivitetsmodeller i schematiskt framställning. Modellerna är närmast avsedda att åskådliggöra projektets avtalsförhållanden. I praktiken blir det oftast fråga om blandningar och mellanformer av huvudtyperna, det lämpligaste mönstret är ändå alltid projektbundet och beror bl.a. på de lokala instansernas medverkan, projektets målsättning (sysselsättning av lokala resurser, förkovring av eget kunnande, forsknings- och utprovningsändamål mm), projektets storleksordning och tidtabell osv. Fördelar med kontrakterad planering

Beställaren har stora möjligheter att påverka projektets förverkligande, dess tekniska nivå och kostnader

91


Del III – Förverkligande och ibruktagning

Beställaren kan sysselsätta sina egna resurser och det tekniska kunnandet stannar inom den egna gruppen Nackdelar

Beställaren måste ha egen sakkunnig personal för projektledning och -skötsel

Egen personal kan bli svår att sysselsätta mellan projekten

Planeringskontrakt Beställare Projektledning och -skötsel Kontrakt

Leverantörer och entreprenörer

Planerare

Projekteringskontrakt Beställare

Projekteringskontrakt

Kontrakt

Projektledning - Tidtabell - Kostnader - Installationsövervakning

Kontraktskrivning

Övervakning

Samplanering

Leverantörer och entreprenörer

Planering

Fördelar av projekteringskontrakt

Binder inte egna resurser

Beställaren kan smidigt delta i projektet i önskad omfattning och önskade uppgifter

Varje delprojekts pris/kvalitet -förhållande specificeras separat för varje fas varvid en genomgående kvalitetsnivå kan uppnås

Nackdelar

Beställaren ansvarar för överskridna totalkostnader och tidtabeller. Riskerna kan dock bemästras med noggrann uppföljning av kostnader och tidtabeller samt med hjälp av eventuella belönings- och sanktionsmetoder

92

Inte nödvändigtvis det kostnadssnålaste sättet i små projekt


Del III – Förverkligande och ibruktagning

Totalleverans Beställare Ett kontrakt

Leverantör Flera kontrakt

Underleverantörer, planerare och entreprenörer

Fördelar med totalkontrakt

Binder inte beställarens resurser, fordrar inte egen vindkraftkunskap

Priset blir fast fixerat vid uppgörande av kontraktet

Nackdelar

Vid uppgörande av kontrakt är planeringen på hälft så att beställaren inte kan veta exakt vad han får för pris

Leverantören strävar till att minimera kostnader varvid den tekniska nivån kan bli bristfällig

Beställaren kan inte under projektets gång ingripa i tekniska lösningar eller kvalitet utan särskilda arrangemang och tilläggskostnader

Installationskunskapen överförs inte "automatiskt" till egen personal

7.1.1 El- och installationsarbeten

I de flesta projekt som hittills genomförts har det lokala nätbolaget deltagit aktivt. Det faller sig då naturligt att hålla följande arbetsfördelning; aggregatleverantören ansvarar för lågspänningsarbetena och fjärrstyrningen medan nätbolaget tar hand om 20 kV transformatorer och linjearbeten. Fastän det lokala nätbolaget inte skulle delta i projektet kan man ändå beställa elplanering och entreprenad av det. En annan möjlighet är att använda en ingenjörsbyrå för planeringen och beställa arbetet av en lokal elentreprenör. Val av planerare och entreprenör kan göras med anbudstävling.

93


Del III – Förverkligande och ibruktagning 7.1.2 Markarbeten och planering av förläggningsområdet

Planeringen av området kan göras av aggregatleverantören, investeraren själv (om det finns lämplig personal) eller av en ingenjörsbyrå. I praktiken behövs det rikligt med utgångsuppgifter av de olika parterna (aggregatleverantören, lyftkransentreprenören, elplaneraren osv), så planeringen förutsätter ett ständigt samarbete och utbyte av uppgifter mellan dem, oberoende av vem som ansvarar för planeringen. Väg- och markarbeten beställs vanligen av lokala entreprenörer. Det brukar löna sig att ordna anbudstävlan angående planering och entrepnad av markarbetena, åtminstone i större projekt. Fundamentplaneringen görs vanligen av aggregatleverantören eller av en ingenjörsbyrå, som utgår från leverantörens ritningar och belastningsberäkningar samt

platsens

jordgrundsundersökning.

Normalt

står

investeraren

för

kostnaderna av grundundersökningen. Fundamentet görs vanligen av någon lokal entreprenör under övervakning av investeraren eller någon därtill befullmäktigad konsult. 7.1.3 Transport och lyftarbeten

Oftast sköter aggregatleverantören om transporten, gör en plan för lyftarbetena och väljer lyftentreprenör. I särskilda förhållanden, såsom svårtillgängliga stränder i skärgården, behövs eventuellt specialarrangemang. Ansvar och försäkringar gällande transport och lyft måste noga klargöras vid skrivande av kontrakt. För lyftarbetena är det skäl att i god tid ordna ett trepartsmöte (aggregatleverantör, lyftentreprenör, beställare) så att behövliga gundförstärkningar, röjningsarbeten mm kan utföras i koordination med fundamentbygget. 7.1.4 Testning av prestanda

Installationerna i Finland har vanligen inte testats av någon neutral expert. Ett undantag är Korsnäs vindkraftpark och Pyhätunturi vindkraftverk, där VTT utförde testning av effektkurvorna. Utöver dessa forskningsinriktade projekt har man tillsvidare inte i detalj utprovat huruvida aggregaten motsvarar de egenskaper och värden, som leverantören uppgivit/garanterat. I Björneborg görs vindkraftparkens garantimätningar av VTT och Electrowatt-Ekono. För framtida bruk vore det ytterst viktigt att utveckla ett testningssystem för vindkraftverk som installeras i Finland. Det är motiverat redan med tanke på investerarnas juridiska trygghet. Internationella standarder för utprovning har utarbetats och borde följas. Neutrala experter finns att tillgå för hjälp i frågor angående testning av prestanda. 7.2 Upphandlingskontrakt

och förhandlingar

Alla faktorer i kapitel 7.1 är skäl att begrunda redan vid uppgörande av anbudsförfrågan, eller senast vid utvärderingen av anbuden. Omfattningen av leveranserna som beskrivs i de olika anbuden kan avvika från varandra. Leverantörerna har p.g.a. tidigare landspecifika erfarenheter, olika preferenser och beredskap

94


Del III – Förverkligande och ibruktagning

för att delta i förverkligandet. Även beställarens egna intressen och beredskap inverkar på val av projektorganisation och arbetsfördelningen mellan parterna. Senast då kontrakt förhandlas och skrives med aggregatleverantören bör enighet uppnås angående detaljerna. Rundhänt formulerade kontrakt, eller då många punkter lämnats öppna, av typ "för senare specifisering", kan vara lockande i sin enkelhet, men kan hämma sig i förverklingsskedet i form av oförutsedda tilläggsarbeten och kostnader, förseningar p.g.a. missförstånd samt direkta tekniska brister eller missanpassningar i byggnads- och installationsskedet. Man bör även minnas det långa tidspannet för investeringar inom energiproduktion. För upphandlade aggregat beviljas upp till 5 års garantier och deras förväntade livslängd är 20 år, varunder underhåll och reservdelsservice bör fungera klanderfritt. Under denna tid hinner kontaktpersonerna bytas t.o.m. flera gånger, både hos beställare och leverantör, och om man då inte har "svart på vitt" kan parterna i värsta fall hamna inför skiljomannarätt eller i rättsprocess. Ett omfattande och detaljerat upphandlingskontrakt kan förbättra projektekonomin. Om finansierings- och försäkringsinrättningarna finner riskerna i projektet vara mindre kan de bevilja lån, bankgarantier eller försäkringar, på fördelaktigare villkor. Upphandlingskontraktet bör åtminstone innehålla följande: •

Leveransens omfattning och innehåll, gränserna för ansvarsområdena

Leveranstid, kritiska datum för vardera parten samt därtill bundna förseningsböter

Bindningar till gällande lagar och förordningar

Leverans av planeringsdokument, övrig korrespondens och kontakthållning under projektets gång

Försäkringar och ansvarsområden (även inför tredje part)

Övervakning av montage, installation och byggarbeten; ansvar och arbetsfördelning

Kriterier och protokoll för accept av leverans

Överlåtande av äganderätten

Garantivillkor (inklusive garanti för produkt och prestanda såsom effektkurva, tillgänglighet, bullernivå) jämte tillhörande ersättningar

Skolning för beställarens personal

Avtalsbrottsvillkor (bl.a. otillfredsställande funktion eller avsevärd leveransförsening) jämte ersättningsanspråk

Pris, betalningsrater och -villkor

Garantier

Optioner, deras pris och giltighetstider

Förfarande vid tvistemål, eventuellt önskade kontraktsändringar

95


Del III – Förverkligande och ibruktagning

Kontraktets tekniska bilagor bör åtminstone innehålla: •

Aggregatens tekniska specifikationer och huvudritningar

Aktuella underleverantörer av huvudkomponenter och huvudkomponenternas specifikationer

Prestanda som leverantören garanterar (effektkurva, bullernivå mm)

Basuppgifter angående fundament och andra grundarbeten samt aggregatspecifika värden för planeringen av elinstallationer

Karta över förläggningsplatsen och beskrivningar så noggrant och till den omfattning de föreligger vid ingående av kontrakt

Åtminstone i sådana fall då beställaren inte själv har tillräckliga tekniska resurser eller tidigare erfarenhet av kontraktsjuridik, är det skäl att använda sig av yttre expertis som stöd vid uppgörande av kontrakt. Även leverantörerna har färdiga kontraktsmodeller. Beställaren bör dock minnas att

fastän leverantören

vanligtvis är väldigt samarbetsvillig och -kunnig, bevakar han i första hand ändå sina egna intressen vid uppgörande av kontrakt. För beställarens juridiska rätt är det avsevärt tryggare att förhandla om kontrakt utgående från sitt "eget" koncept.

96


Del III – Förverkligande och ibruktagning 8

Planering och övervakning av genomförandet

8.1 Planering

av förläggningsplatsen

Före byggnadsarbetena kan börja måste byggplatsen förberedas. Den allmänna planeringen omfattar följande aktiviteter: Kraftverkens precisa placering väljs enligt leverantörens anvisningar. Detaljplanering av fundamentarbetena kan påbörjas när aggregatleverantören

överlåtit

nödvändiga

basuppgifter

och

en

noggrann

geologisk

undersökning av jordgrunden blivit utförd. Förläggningsplatsen och installationsområdets storlek och form bestäms av vad transporten till platsen och installationen fordrar. Markområdet måste röjas utfyllas och jämnas, så att man får plats för den utrustning fundamentbygget fordrar, och så att transportfordon och lyftkranar senare kommer tillräckligt nära. Vid lyften behövs ofta två kranar samtidigt, vilka båda behöver tillräcklig plats. En noggrann transport- och installationsplan uppgörs nu. Till områdesplaneringen hör även vägdragning och -planering, linjedragning, placering av transformator samt dragningen av lågspänningskablaget. För installationsarbetena behövs också el, vilket bör beaktas i planeringen. Bild 13 visar ett exempel på områdesplan.

Bild 13 Exempel på områdesplan

97


Del III – Förverkligande och ibruktagning 8.2 Fundamentbygge,

mark- och vägarbeten

Om förläggningsplatsens jordgrund är mjuk, eller om berggrunden är porös eller ligger djupt under jordytan, bör man använda massivt fundament. I en rundligt tilltagen grop gjuter man en betongplatta (t.ex. 12 x 12 x 1,5 m för 1 MW vindkraftverk) med ingjuten bottencylinder vari vindkraftverket sedan fästes med bultar eller grundplåtar. Plattan täcks in med jordmassor, som ökar fundamentets stabilitet. Stundom måste bottenplattan pålas för att ge tillräcklig hållfasthet. För betongen bör reserveras 2–4 veckors härdningstid, beroende på fundamentets storlek och betongens sammansättning, före installation av vindkraftverket. Ett exempel på massivt fundament ses i bild 14.

Bild 14 Ett typiskt massivt fundament

98


Del III – Förverkligande och ibruktagning

I Finland är berggrunden flerstädes hård, homogen och ligger nära markytan eller blottad, så att man kan använda bergfundament. Bergfundamentet förankras med tiotals kamjärnsstänger av flera meters längd. Ankarstängerna gjuts fast i borrhål i berget (injektionsmetoden). Stängerna fäster stålsockeln, som ger fäste åt tornet. Sockeln och stängerna med sina fästjärn gjuts in i betong. Ett exempel på bergfundament ses i bild 15. Bergfundamentet är vanligen fördelaktigare än ett massivt fundament och kräver mindre tung utrustning. För massiva fundament måste man gräva eller schakta fram ordentliga gropar, och speciellt i bergig terräng fordras då tung utrustning (grävmaskin, lastbil). Dessutom kan grävda gropar börja samla vatten vilket försvårar byggandet.

Bild 15 Exempel på bergfundament

I samband med fundamentbygget bör man även sköta om jordningen av vindkraftverken. Jordningsarrangemangen beror bl.a. på jordartens kvalitet (resistans). Aggregatleverantören ger anvisningar om hur jordningen skall utföras. Jordningen omfattar såväl den sk operativa jordningen som åskskyddet. De mark- och vägarbeten som behövs för fundamentbyggandet och för framtransporten av vindkraftverk och installation av dem, beror på förläggningsplatsens terrängförhållanden och jordmån samt på verkens dimensioner, antal och konfiguration. Även den teknik man använder för fundament och installation inverkar på utrymmesbehovet. Allmänt taget kan sägas att man av kostnadsskäl bör minimera mark- och vägarbeten, eller om det ter sig svårt, kompensera med maximerad produktion, genom att välja den vindmässigt bästa positionen.

99


Del III – Förverkligande och ibruktagning 8.3 Elarbeten

8.3.1 Linjedragning

Beroende på totaleffekten kan vindkraftverk kopplas till: 1.

Nätet via separat transformator per vindkraftverk eller till en gemensam transformator för flera vindkraftverk

2.

20/110 kV station via egen anslutningslinje

3.

110 kV nät via egen anslutningslinje och transformatorstation

Det första alternativet kommer vanligen ifråga vid högst 5 MW totaleffekt. Den effekt, som kan matas till nätet, begränsas av nätets styvhet; nätets kvalitet, konsumtionen inom samma linjegren, eventuella matarkretsar samt avståndet till närmaste 110 kV station. Om man bygger flera mindre vindkraftparker längs samma linjegren, kan man öka en aning på maximumeffekten, utan att öka spänningsvariationerna. Även enhetseffekten hos de verk, som inkopplats i samma punkt, inverkar på det anslutningsbara maximumeffektvärdet. De snabba effektvariationer, som vindbyarna förorsakar, växer inte linjärt med antalet verk. Erfarenhetsmässigt kan man utgå från att de snabba effektvariationerna växer med kvadratroten av antalet. Härav följer att man i samma inmatningspunkt i nätet kan ansluta upp till 4 gånger större mängd kraftverk av halva storleken. Det andra alternativet blir lönsamt först vid relativt stora totaleffekter. Som överföringskapacitet kan man hålla 5 MW/linje. I vindkraftparker av den här storleken inverkar inte ens flera kilometers linjebyggande mera på lönsamheten, i synnerhet inte om man på detta sätt kommer åt att bygga på avsevärt bättre platser. Det tredje alternativet, egen 110 kV matarlinje, blir aktuellt först för mycket stora effekter, för 10 MW och däröver. I det följande fokuseras på det första alternativet eftersom det med största sannolikhet fortsätter att vara det vanligaste sättet i Finland. Beroende på förläggningsstället och vindparkens konfiguration använder man luftkabel, jordkabel eller sjökabel eller t.o.m. alla de nämnda alternativen för linjebyggandet. Luftkabel är billigast men vid Finlands brutna kuster blir man ofta tvungen att ty sig till dyrare lösningar. Även skyddandet av landskapsbilden kan motivera bruk av jord- eller sjökabel. På fjällen får man lov att använda jordkabel p.g.a. is och snöbelastningar. Speciellt i små projekt måste nätbyggnadsarbetena minimeras. Om det inte är möjligt kan man sträva till att kompensera kostnaderna med ökad produktion genom att sträva till bästa möjliga vindläge. I projekt med totaleffekter över några MW utgör nätbyggnadskostnaderna inte mera någon kritisk faktor. Vindkraftverk byggs ofta i glesbygden där elnätet är svagt. Detta begränsar storleken på vindkraftparkerna. Det är dyrt att förstärka nät men det kan löna sig om det tillåter byggande av en betydligt större vindkraftpark på ifrågavarande ställe. I Finland är det ofta den brutna terrängen och

100


Del III – Förverkligande och ibruktagning

markanvändningsfaktorer, som begränsar byggandet av stora vindkraftparker invid existerande 20 kV linjer. 8.3.2 Transformatorn

När vindkraftenheter ansluts till nätet görs det vanligen via individuella transformatorer. De kan vara av sk "parktyp" eller de kan installeras inuti tornröret. I särskilda fall kan flera verk anslutas via samma transformator, men då ökar överföringsavstånden och förlusterna på lågspänningssidan. Vid installation i tornet avskiljs transformatorutrymmet med ett mellanbotten eller mellanvägg med låsbar dörr. Transformatorerna är av normal teknik. Om man använder parktransformatorer kan lämpligen en av dem förses med uppvärmt kontrollrum där energimätningsapparaturen kan installeras. 8.3.3 Lågspänningsarbeten

Aggregatleverantören ansvarar för installationerna mellan generator och elskåp. Från de individuella verkens elskåp dras korta, högst 200–250 m, lågspänningslinjer till transformatorn (ifall man inte valt att använda individuella transformatorer). Bruk av jordkabel är vanligen att rekommendera. På bergig mark kan man dra längs ytan och täcka linjerna med kabelkrukor. För fjärrstyrningen används optisk datakabel och/eller telefonkabel. I vissa fall kan även trådlös (GSM) förbindelse komma ifråga. Anslutningen görs vanligen direkt till kommunikationsporten i elskåpet hos varje enhet. Inom vindkraftparken läggs datalinjerna vanligen i samma diken som överföringskablarna för energiproduktionen. Med hjälp av fjärrstyrningssystemet ansluts vindkraftverket till en övervakningsstation, som t.ex. kan vara elbolagets utrymmen såvida elbolaget deltar i projektet. Via fjärrstyrningen kan man: •

Stanna och starta alla enheter samtidigt

Stanna och starta enheterna separat

Övervaka läget i hela vindkraftparken

Övervaka enskilda enheter

Dessutom kan fjärrstyrningssystemet omfatta olika alarmsignaler, som t.ex. textmeddelanden på GSM-telefon. Till elarbetena på ett vindkraftverk hör även jordningarna (obs, de bör skötas i koordination med fundamentbygget). Jordningarna bör planeras omsorgsfullt med tanke på väderberoende överspänningar (åsknedslag). Såvida man kan uppnå jordning med tillräckligt låg impedans för varje enhet och varje transformator, kan det vara den bästa lösningen. På mark med hög resistans kan det bli orsak att förena alla enheter till ett gemensamt jordningssystem. Det har blivit vanligt vid vindkraftparker i USA. Oftast blir jordningsfrågorna bäst skötta genom det lokala nätbolagets försorg.

101


Del III – Förverkligande och ibruktagning 8.3.4 Behovet av reaktiv effekt och begränsning av startström

Vindkraftverken har oftast asynkron generator, som fordrar reaktiv effekt för magnetiseringen. Behovet av reaktiv effekt är relativt stort vid tomgång och växer med ökande produktionseffekt. Nuförtiden produceras nästan all reaktiv effekt, som verket behöver ur kompensationskondensatorer i varje verk, och behovet av reaktiv effekt ur nätet är mycket litet i nya vindkraftverk. När vindkraftverket kopplas till nätet tar den stor magnetiseringsström ur nätet. Den här startströmmen begränsas genom mjukstartutrustning eller startresistanser till ungefärliga värdet av nominella strömstyrkan. Trots detta förorsakar vindkraftverket en momentan nedgång i nätspänningen. Inkoppling av enstaka vindkraftverk i nätet förorsakar inte besvär om man använder strömbegränsning. I en vindkraftpark är en inkoppling av alla enheter i samma ögonblick mycket osannolikt, emedan varje enhet självständigt mäter vindhastigheten och startar inkopplingen då den individuella vindmätaren har hållit sig över en viss nivå i t.ex. 10 min. Eftersom enheterna står 200–300 m från varandra, är det i praktiken omöjligt att vindmätarna på taken av två närstående vindkraftverk skulle ge "startsignal" på samma sekund, eller ens inom några sekunder. Dessutom sker inkopplingen med varierande försening efter startsignal, emedan varvtalets acceleration till synkron hastighet dröjer olika länge beroende på vindvariationerna. Mjukstartutrustningen består av kraftelektronikkomponenter, och de matar en del övertoner till nätet. Det utgör emellertid inget problem emedan antalet starter begränsas till ca 4–5 per dygn, genom fördröjning av olika kopplingsfaser, och då strömbegränsningen bara varar någon sekund. 8.3.4 Skyddsutrustning

Skyddsutrustningen för ett vindkraftverk, som ansluts till distributionsnätet, bör planeras så att vindkraftverket alltid kopplas ur nätet, då det uppstår någon störning på dess matarledning, eller då matarledningen av annan orsak kopplas ur nätet (se SENERs rekommendation för anslutning av småskaliga kraftverk till distributionsnätet). Inkoppling av vindkraftverk till ett spänningslöst nät bör även förhindras, för att trygga nätbolagets personal. Ett vindkraftverk, som inte genast urkopplas, matar ström till felpunkten och fördröjer släckningen av eventuell ljusbåge, vilket resulterar i att snabbuppkopplingen, som annars skulle ha lyckats, misslyckas. Om den matarlinje, som vindkraftverket eller vindkraftparken är inkopplad till, bortkopplas och om det i den avskiljda linjegrenen finns tillräckligt produktion av reaktiv effekt, kan generatorerna höja spänningen till farlig nivå. För områdesbegränsad drift och för att undvika därvid förefintliga riskmoment bör generatorerna förses med över- och underspännings- eller frekvensreläer. Dessutom bör generatorerna vara försedda med nödvändiga kortslutnings- och överbelastningsskydd. Backeffektreläet sköter om att vindkraftverket inte fungerar som motor längre än planerat. Mot överspänningar från nätet skyddas vindkraftverken med ventilskydd. I praktiken är vindkraftverk som typgodkänts för kommersiellt bruk försedda med tillräckliga skyddutrustningar, varför ovannämnda riskmoment nuförtiden är ytterst teoretiska.

102


Del III – Förverkligande och ibruktagning 8.4 Transport

och installation av vindkraftverk

8.4.1 Landtransport

Vindkraftverken transporteras vanligen med långtradare och specialfordon till byggplatsen utan mellanlossningar. Torn, maskinhus och vingblad transporteras skilt för sig. Tornet och vingbladen är transportmässigt de mest kritiska p.g.a. sin längd. Tornet är kritiskt p.g.a. sin vikt, fastän det vanligen hopmonteras av flera sektioner på byggplatsen. Vingbladens längd är vanligen 20–35 m och därmed i klass med tornstyckena. Tornets vikt kan uppgå till 100 ton. Maskinhuset är tungt, för ett MW-verk 40–60 ton och kan därför förorsaka problem. Aggregatleverantören framför sina krav på vägförbindelserna i sitt anbud. Kraven omfattar vägars, broars och eventuella färjors bärighet och bredd, samt vägkurvornas svängradier och branthet. Oftast måste vägar utjämnas, förstärkas och/eller uträtas, eller omgivningen röjas från träd före transport. Montagemetodiken beror på aggregattypen. Vanligen kan man inte mera påverka lyftmetoden efter val av aggregat, förutom av antal torndelar. För lyftaktiviteterna bör väderbegränsningar beaktas, hård vind hindrar lyft. Om tornet består av flera delar lyfts de en i gången och fäst i samband med lyftet. Sedan lyfter man vanligen maskinhuset utan rotor, och till sist den på platsen hopmonterade rotorn, och fäster den i maskinhuset. För somliga (mindre) aggregattyper lyfts maskinhuset med hopmonterad rotor och två blad. Det tredje bladet lyfts och fästs vid rotorn till sist. En tredje metod är att lyfta maskinhus med hopmonterad rotor i ett lyft, och därefter lyfta och fästa bladen ett i sänder. Beroende på metod behövs två kranar med 100–800 tons lyftkapacitet. Kranarna kan stundom vara de allra svåraste att transportera. Vägens branthet får inte överstiga respektive kranars kritiska stigningsvinkel, kranens vikt och bredd ställer sina krav på förbindelsevägen och områdesarrangemangen osv. Detta kan förorsaka extra schaktningsarbeten, eller i värsta fall att hela förläggningsplatsen måste överges. Att få stora lyftkranar till byggplatsen är ofta förverkligandets mest kritiska skedet såväl angående tidtabell som kostnader. De allra största kranarna finns det bara några få av i Finland, och att transportera en stor kran tvärs över landet bara för att lyfta ett eller två vindkraftverk ställer sig mycket dyrt. Om kranen dessutom måste stå några dagar för att vänta ut stormväder förorsakas ytterligare tilläggskostnader. Oftast ger dock aggregatleverantören ett fast pris angående lyften och ansvarar härvid för oväntade kostnadsökningar. De största kranarna hopmonteras även på platsen och demonteras delvis för att flyttas mellan fundamenten, vilket även måste beaktas vid beräknande av installationstiden. 8.4.2 Offshore installation

För offshore positioner och vid svårtillgängliga ställen längs kusten och i skärgården kan man också använda pråmtransport och installation från pråm. Tillsvidare har det bara byggts några få offshore vindkraftverk, men framdeles kommer offshore byggandet att växa mycket kraftigt. Enbart danskarnas 103


Del III – Förverkligande och ibruktagning

offshore planer siktar på 750 MW vindkraft på grundvattnen i Östersjön och Nordsjön till år 2005 och 3 300 MW därutöver till år 2030, vilket skulle innebära att 50 % av Danmarks elkonsumtion produceras med vindkraft. Därtill har man närmast i Holland, Tyskland och Sverige ett vidlyftigt byggande av offshore vindkraftparker i sikte. Man kan anta att offshore vindkraft kommer att byggas även på andra länders territorialvatten, även Finlands. Den optimala storleken på en vindkraftpark har i Danmark uppskattats till ca 120–150 MW. Då är kostnadsandelen för energiöverföringen som lägst. Parkens storlek begränsas av sommarsäsongens längd, den tid då installation är möjlig. Som fundament kan användas metallkonstruktioner, som fästs i bottnen eller massiva betongkonstruktioner, och vattendjupet kan vara 5–10 m, ja upp till 15 m. Ju större vattendjupet är desto dyrare blir fundamentet. Metallkonstruktionerna kommer sannolikt att tränga ut betongfundamenten. För torn, maskinhus och rotor behövs 1–2 tunga lyftkranar med 100–800 tons kapacitet. Pråmens storlek måste, beroende på kraftverkets storlek, vara minst 20 x 50 m och vattnets minimumdjup på installationsplatsen 2–4 m beroende på pråmtyp. Installationen kan avsevärt försvåras av sjögång. Installationen måste planeras att ske under sommarsäsongen, och projektets tidtabell bör planeras omsorgsfullt. Väderförhållandena försvårar förutom installationen naturligtvis även underhållet av offshore vindkraftparker. Speciellt under höst och vår kan det bli svårigheter med underhållet när isen är för svag för att bära bilar eller motorkälkar men stark nog att hindra framkomst med båt. En hydrokopter kan vara till hjälp för underhållet i menförestider. För stora offshore anläggningar kan det i framtiden bli ett aktuellt alternativ att bygga helikopterplattformar i anslutning till vindkraftverken. Vid sidan om de egentliga offshore projekten är pråmtransport och installation från pråm ett beaktansvärt alternativ, även för svårtillgängliga ställen längs kusten och i skärgården. Enheterna bör då ställas möjligast nära strandlinjen. Grunda och steniga strandvattnen är en begränsande faktor när man installerar från pråm. Om stranden är djup kommer man nära intill med pråm och kan använda lättare lyftutrustning. Den stora fördelen med pråminstallation är att man slipper vägarbetena helt och hållet. Istället skapas tilläggskostnader av pråmen och för senare underhåll. Stundom kan pråminstallation ändå vara det fördelaktigaste alternativet, speciellt om man på så sätt kommer åt att bygga på vindmässigt bättre ställen. I finska förhållanden är offshore byggande stundom möjligt så att fundamenten byggs vintertid med hjälp av isvägar, och att kraftverket installeras endera från is eller med pråm. Bäst fungerar aktiviteterna isledes längs Bottenvikens kuster där isbildningen är stark och strandvattnen ofta mycket grunda. En fördel med att arbeta från is är att man undviker risken för störande sjögång och vid stark köld kan isvägarna lätt förstärkas genom att pumpa upp vatten på dem. 8.4.3 Särskilda metoder

En specialmetod för transport av vindkraftverk till förläggningsplatsen är bruket av tung helikopter. Det kunde komma ifråga särskilt i fjällområden och på svårtillgängliga ställen vid kusterna. Vi har veterligen inte tillräckligt tung 104


Del III – Förverkligande och ibruktagning

helikopterutrustning i Finland och det kan vara svårt att få arbetstillstånd för utländska (militär)helikoptrar. Detta alternativ har tillsvidare inte prövats i Finland men kunde vara kostnadseffektivt om det lyckas. I svårtillgängliga fall kan helikopter användas för underhållsbesök. I Tyskland har det presenterats planer på att använda stora luftskepp för transport av vindkraftverk. Med luftskepp kunde man hämta vindkraftverken i hela stycken från fabrikerna (flera på en gång). En sådan metod förutsätter sannolikt att det rör sig om stora verk och stora projekt. Framdeles kan detta byggnadssätt väl tänkas komma till användning vid offshore projekt i havet. 8.5 Ibruktagning

När vindkraftenheterna är uppresta, och de nödvändiga el- och styrkommunikationsinstallationerna är utförda, görs slutgranskning av montage och installation. Vid detta tillfälle konstaterar beställare och entreprenör att arbetena är gjorda enligt avtal, och att driften av enheterna tryggt kan börja. Före den egentliga kommersiella energiproduktionen kan ta vid, gör leverantören ännu en sk provkörning, vanligen 100–200 timmar för varje verk, för att försäkra sig över att allting fungerar som det skall. I början av provkörningen kan man ännu göra nödvändiga korrigeringar, justeringar osv. Senare delen av provkörningen lönar sig att köra oavbruten, dvs om verket stannar under denna tid av annan orsak än t.ex. stiltje eller nätfel, tas provavsnittet om från början. Efter provkörningen granskar beställare och leverantör de loggfiler som i verkens centralskåp registrerats angående provkörningsperiodens produktionseffekter, driftavbrott samt tidpunkterna för dem och orsakerna osv. Om provkörningen motsvarar överenskomna kriterier kan verkens kommersiella bruk påbörjas. Vanligen följer sedan en 1,5–3 månader lång period för finjusteringar, varunder leverantören kan göra smärre förbättringar, och varunder den tekniska tillgängligheten får vara lägre än vad garantikriterierna tillåter. 8.6 Testning

av prestanda

8.6.1 Ändamålet med testet

Den primära avsikten med testkörning av ett vindkraftverk eller en vindkraftpark är att fastställa att anläggningens prestationsvärden svarar mot de uppgifter leverantören gett i sin garanti. Ifall vindkraftverkets prestanda ligger under garantivärdena (med beaktande av mättoleranser), är leverantören skyldig till ersättning. Prestandatestet bör göras inom garantitiden, dock efter det att provkörningar och slutliga finjusteringar blivit gjorda. Arrangemangen för mätning av vindkraftverkets effektkurva och fordringarna på mätplatsen har standardiserats, se t.ex. IEC-standard 61400-12:1998 "Wind turbine performance testing". För att leverantören skall godkänna mätningen av effektkurvan, bör den utföras av en opartisk instans. Leverantörer av stallreglerade verk kan "trimma" aggregaten genom justering av bladvinkeln. Härvid kan årsproduktionen ökas över det förväntade 105


Del III – Förverkligande och ibruktagning

värdet men det skapar i gengäld överstora effekttoppar vid hårda vindar, särskilt vintertid, då luften är tätare än normalt. Det kan avsevärt förkorta livslängden på komponenterna för kraftöverföring och/eller elsystem. Dessutom kan det hända att försäkringen inte täcker skadorna om det uppdagas att maskineriet blivit otillbörligt trimmat. Ifall sådan trimning kan påvisas vid testet är leverantören skyldig att omjustera anläggningen på egen bekostnad. Vid testning av effektkurvan är det skäl att minnas att mättoleranserna är stora (särskilt då de finska terrängförhållandena ofta är komplicerade). Därför kan det vara svårt att påvisa bristande prestanda, ifall inte abnorma brister blivit uppmätta. Den instrumentering som behövs för effektkurvsmätningen, samt därtill behövlig arbetstid, är kostsamma moment. I praktiken är det inte alltid lönt att genomföra kontrollmätningarna, om inte det finns orsak att misstänka att verkets prestanda ligger klart (minst tio procent) under de värden det borde prestera. Dessutom är det inte på alla platser ens möjligt att mäta effektkurvan enligt IEC-standarden, emedan det i alla riktningar finns skog, andra vindkraftverk eller annat som stör luftströmmarna. Många leverantörer godkänner inga som helst avvikelser från internationella mätstandarder. 8.6.2 Koncentrat av mätning enligt IEC-standarden

För mätningen behövs en separat mätmast, där instrument för indikering av väder och vind appliceras på vindkraftverkets navhöjd, samt instrument för uppföljning av vindkraftverkets produktionseffekt. IEC-standarderna har mycket stränga kriterier angående omgivningens frihet från hinder inom mätsektorerna. Om en sektor inte fyller måtten kan resultaten för den delen inte beaktas i resultatanalysen. Den effekt man mäter bör vara verkets nettoeffekt, dvs den effekt som går ut i nätet. Mätningen sker på lågspänningssidan i transformatorn för att dess egenskaper inte skall inverka på resultaten. Inverkan av regn och isbildning bör elimineras ur mätdata, och under testets gång får naturligtvis inte göras förändringar eller justeringar i de aktuella aggregaten. Testet består av en mätperiod, varunder man mäter vindhastigheten och -riktningen, lufttrycket och temperaturen, samt nettoeffektens tidsserier. Mätperioden bör vara tillräckligt lång så att man får mätvärden för tillräckligt många olika vindhastigheter. För mätning av vindhastigheter skall användas anemometrar, vars felmarginal är högst ± 0,1 m/s på hastighetsområdet 4–25 m/s. Mätarna kalibreras före och efter mätperioden i vindtunnel (t.ex. Meteorologiska institutet, VTT). Anemometern bör placeras så att den vind den mäter möjligast noga motsvarar den vind, som skulle råda vid testobjektet, utan detsammas störande inverkan. Det rekommenderas att anemometern placeras på 2–4 rotordiametrars avstånd från testobjekten, på de förhärskande vindriktningarnas vindsida och möjligast exakt på navhöjden. I Finland är det ofta svårt att förverkliga detta p.g.a. den komplexa terrängen. Genom att mäta vindriktningarna får man möjlighet att ur mätdata eliminera de tidintervall då vindkraftverk och anemometer skuggar varandra eller då vinden ligger i en sektor där det finns andra hinder, t.ex. träd. Genom att mäta lufttryck och temperatur kan man korrigera de uppmätta effektvärdena 106


Del III – Förverkligande och ibruktagning

till att motsvara standardförhållanden (15 ºC, 1013,3 mbar). Frostbildning måste mätas med särskild givare. För vindkraftverk med variabelt varvtal bör även rotorns rotationshastighet mätas för att man skall kunna beräkna och kompensera ändringarna av den kinetiska energin. Den lägsta frekvensen för datainsamling är 0,5 Hz. Medelvärden används för att eliminera snabba variationer av vindhastighet och effekt. I allmänhet används 10 minuters medelvärdesintervall. 8.6.3 Övriga prestationsvärden

Utöver effektkurvan ingår i allmänhet även tillgängligheten och bullernivån i prestationsgarantin. Tillgängligheten framgår lätt ur verkets kontinuerligt registrerande logg i centralskåpet och/eller via fjärrstyrningssystemet. För bullermätningar finns även internationella standarder och rekommendationer, bl.a. IEA:s "Recommended Practices for Wind Turbine Testing, Part 4, Acoustics". Även bullertesternas garantimätningarna försvåras av de stora toleranserna. Bullermätningarnas noggrannhet är typiskt ± 2 dB och en avvikelse på 2 dB från den garanterade nivån är redan mycket exceptionellt.

107


Del III – Förverkligande och ibruktagning 9

Projektets efterskötsel

Fastän rubriken till detta kapitel är "projektets efterskötsel" måste man ovillkorligen fästa uppmärksamhet vid följande frågor redan före enheterna reses. "Efterskötsel" hänvisar här till att ifrågavarande aktiviteter aktualiseras först under resningsskedet eller därefter. 9.1

Försäkringar

Leverantören ansvarar vanligen för försäkringarna under transporten och resningen. Enligt avtalen överförs vanligen ansvaret för försäkringarna till beställaren i samband med överlåtelsen. Om äganderätten övergår till beställaren t.ex. då godset transporterats till byggplatsen är det skäligt att beställaren även sköter försäkringarna därifrån framåt. Då gäller det vanligen bara försäkring mot skador för tredje part, emedan leverantörens försäkring i alla fall täcker skador under lyftskedet. Emedan tiden mellan transport till byggplatsen och driftstart vanligen är mycket kort utgör försäkring under resning och installation ingen nämnvärd kostnad. Det lönar sig att vara på säkra sidan och specificera försäkringens begynnelsetidpunkt till något förtida. Premieavgifterna för ett vindkraftverks eller en vindkraftparks försäkring är enligt hittills erhållna erfarenheter en avsevärd kostnadspost, en tredje- eller fjärdedel av de årliga drifts- och underhållskostnaderna. Naturligtvis kan man hålla dem låga, men sannolikt ökar då reparationskostnaderna istället med tiden.

Man

kan

utgå

ifrån

att

summan

av

försäkrings-

och

reparationskostnaderna håller sig konstant åtminstone över en längre tidsperiod och för större vindkraftparker. För kortare tidsperioder och enstaka verk är sannolikheten för avvikelser givetvis större. Den begränsade erfarenhet man tillsvidare har av vindkraftverk i vårt land medverkar troligen till att hålla försäkringarnas kostnadsnivå hög. Framdeles när tekniken blivit mera bekant och erfarenhet hunnit samlas sätter försäkringsbolagen kanhända inte mera lika höga säkerhetsmarginaler på försäkringar för vindkraftverk. Förutom av inhemska bolag kan man be om försäkringsanbud av t.ex. danska försäkringsbolag. Fördelaktighetsordningen av premier och villkor i anbuden från olika bolag beror självfallet på varje individuellt fall. 9.2 Garanti,

underhållsavtal, reservdelar, skolning, manualer

Alla dessa begrepp lönar det sig att avtala om redan vid ingående av upphandlingsavtal. Vanligen ges 2 års materialgaranti för vindkraftverk, men även 3 och upp till 5 års garantier är möjliga (längre tid höjer vanligen en aning på priset). 108


Del III – Förverkligande och ibruktagning

Garantins giltighet

förutsätter

att

ett

garantiunderhållsavtal

sluts

med

leverantören. Tillgänglighetsgaranti betyder att det för verket utlovas en tillgänglighet på minst 95 %. Tillgänglighetsgarantins längd kan variera mellan leverantörer men är vanligen lika lång som materialgarantin. Även effektkurvans riktighet brukar garanteras. Om garanterat värde inte uppnås är leverantören ersättningsskyldig. Testningen av effektkurvan bör i allmänhet göras medan garantitiden är i kraft. Ersättningsmetoden avtalas i upphandlingsavtalet. En del leverantörer ger garantin i sådan form att beställaren garanteras t.ex. 95 % av beräknad normal årsproduktion. För sådan garanti är det skäl att noga avtala om detaljerna; vem specificerar produktionsberäkningen, hur definieras "normalåret" osv. Se mera om testning av effektkurvan i kapitel 8.6. Ett fungerande underhåll är avgörande för att projektet skall lyckas ekonomiskt. Varje timme som vindkraftverket står p.g.a. tekniska fel kostar pengar för ägaren. Reservdelstjänsten måste finnas nära till hands och reservdelarna färdigt importerade, eller rentav i en underhållsbyggnad i samband med vindkraftparken. Transport från t.ex. Danmark gör av med onödigt mycket dyr tid, ofta flera dagar, även om man använder kurir. Aggregatleverantören svarar för reservdelsfunktionen och sköter nödvändiga arrangemang. Skolning för skötsel av driften ges av leverantören, ofta både vid fabrik och i hemlandet. Det är 5–10 dagars kurs för den personal som i praktiken deltar i installationer och driftaktiviteter. Ofta hålles kursen litet före bygget vidtar, så att beställarens personal kan assistera leverantören i bygg- och installationsarbeten. Med aggregatleveransen följer manualer för drift och underhåll för att förvaras i kontrollcentralen och i varje vindkraftverk. De aggregatleverantörer som har representation i Sverige och Finland har den fördelen vid arrangerandet av efterskötseln att skolning och manualer helt eller delvis finns tillgängliga på båda språken. 9.3

Information, guidning, produktionsuppföljning

I början av projektet lönar det sig att utnyttja dess publicitetsvärde. Myndigheter och närbosättning bör informeras om byggarbetena. När anläggningens funktionalitet är säkrad kan man arrangera ett offentligt öppningstillfälle, dit man inbjuder åtminstone de lokala politiska beslutsfattarna, elbolagets ledning, närbosättning och medborgarorganisationer samt media. Stundom har dylika projekt rentav nyhetsvärde på riksnivå. En öppen informationsverksamhet och öppningstillfällen enligt beskrivningen ovan är betydelsefulla för den allmänna opinion som byggs upp kring vindkraftverk. Speciellt om projektet är det första på orten underlättar en välskött informationsverksamhet avsevärt processen för följande projekt. Det är skäl att ordna med vägvisande skyltning till vindkraftverken vid närmaste huvudvägar. I omedelbar närhet av anläggningen kan man ställa upp en informationstavla där man presenterar projektet och vindkraften i allmänhet. Tavlan kan förses med en digital indikatorskärm som visar den momentana

109


Del III – Förverkligande och ibruktagning

produktionseffekten, vindhastigheten och t.ex. totala produktionen under de senaste månaderna eller för ett helt år. Stundom kan det vara skäl att nämna om skyddsavståndet, med tanke på risken för nedfallande snö eller is. På tavlan är även bra att ange kontaktuppgifter för vidare information om projektet. I mån av möjlighet kan även ordnas guidade besök till vindkraftverken. En uppföljning av produktionen och av den mängd energi som matas till nätet eller säljs måste i alla händelser göras för faktureringens skull, oberoende av om kraftverket ägs av det lokala nätbolaget eller av någon annan instans. Vindkraftverksleverantörerna följer upp produktionen av alla de kraftverk de levererat. Dessutom upprätthåller vindkraftföreningarna ett omfattande register över produktions- och felstatistik, som täcker hela landet. Ägaren har även orsak att själv föra månatlig statistik över sina verk, och förutom produktionsvärden åtminstone registrera stilleståndstider, hur länge de varar, orsakerna till dem och hur de avhjälpts.

110


Del IV – Sammandrag

10

Projektprocessen

10.1 Olika

metoder för genomförande

Hur projektet genomförs beror bl.a. på följande faktorer: •

Antal potentiella byggplatser på området

Initiativtagaren till projektet

Det lokala nätbolagets intresse att delta

Närbosättningens förhållning till vindkraft

Områdets/förläggningsplatsens miljövärden

Projektets storlek

10.1.1 Antal potentiella byggplatser på området

Såvida förläggningsplatsen är känd redan i början av förundersökningen och det kan antas att placeringen av verken där inte kommer att väcka nämnvärt motstånd, är det lättast att låta göra en förundersökning för just den platsen. Om förundersökning redan gjorts t.ex. i samband med vindteknisk kartläggning av området är det skäl att med beaktande av de nyaste maskintyperna uppdatera produktions- och lönsamhetsberäkningarna. Markägandet och planläggningsläget bör också kontrolleras. Såvida förundersökningens resultat försvarar en fortsättning, kan projektet härefter framskrida snabbt, och förverkligandet kan antas vara relativt säkert. Om projektet ändå i ett senare skede faller på t.ex. bygglovs- eller markanskaffningsfrågor, får man börja om från början med en ny förundersökning. Förutom att uppskatta vindförhållandena bör man fördjupa sig i infrastrukturella frågor såsom markägande- och -användningsfrågor samt miljöfaktorer och lönsamhet. Stundom är någon eller flera av dessa redan utredda med tillräcklig noggrannhet, varvid förundersökningen kan göras snabbt och fördelaktigt. Såhär förhåller det sig t.ex. om det i närheten finns vindkraftverk med mycket likartade vindförhållanden, och vars funktion redan uppföljts i minst ett år. Om området som skall granskas är stort och omfattar många potentiella förläggningsplatser lönar det sig sannolikt bättre att låta göra en kartläggning av hela området och på basen av resultaten välja ut de bästa platserna, med beaktande av alla ovan nämnda kriterier. Om kartläggning redan gjorts räcker det med en ytligare uppdatering av resultaten för de mest intressanta ställena. Om det i ett senare skede av projektet framgår att mest prioriterad plats inte kan användas, kan man fortsätta med de andra platserna utan att börja från början. Förundersökningsarbetet blir något vidlyftigare och dyrare men förverkligandet säkras och tillståndsprocessen kan antas gå något snabbare. Förundersökningens andel av hela projektet är i alla fall mycket marginell, åtminstone om man tänker sig flera vindkraftenheter.

111


Del IV – Sammandrag 10.1.2 Markägarfrågor och markägarens inställning

I många projekt har markägarens inställning till projektet visat sig vara avgörande för projektets förverkligande och för tidtabellen, oberoende av om markägaren är en privatperson, ett företag eller en offentlig inrättning. Kontakten med markägaren bör påbörjas i möjligast tidigt skede, i praktiken genast då de fördelaktigaste positionerna klarlagts. Om markägaren finner sig förbigången i begynnelsen av projektet blir det nästan säkert problem framdeles. Ofta måste man underhandla med många markägare när tomterna är små och rårna går i krokar i terrängen. Avståndet mellan verken, terrängens inverkan på placeringen (höjdskillnader, jordmån, trädbestånd), samt utnyttjandet av existerande vägar och dragning av nya vägar, är sådana faktorer som påverkas av markägarnas inställning – endera direkt vid anskaffandet av markområdet eller senast vid bygglovsprocessen (grannars besvärsrätt). Om markägaren är mycket ivrig att sälja mark, och till fördelaktigt pris, är det skäl att kontrollera att inte området håller på att bli utsatt för skyddspåbud eller byggnadsförbud. 10.1.3 Platsens miljövärden, allmänhetens inställning

Om det i närheten av förläggningsplatsen finns miljömässigt värdefulla områden eller om det från tidigare inte finns kommersiella vindkraftverk i trakten, kan en miljökonsekvensbeskrivning vara avgörande för projektets förverkligande. För mycket stora eller, till sin inverkan på miljön, märkbara projekt krävs lagenligt MKB-förfarande. Om projektet däremot miljömässigt är klart acceptabelt och man vet att närbosättningen från förut förhåller sig positiv till vindkraft, är miljökonsekvensbeskrivningen inte nödvändigtvis mödan värd. Bygglovsmyndigheterna kräver dock vanligen en kortfattad genomgång av de viktigaste miljökonsekvenserna. Som minimum kan det räcka med några fotomontage för att beskriva landskapsbilden, samt en kort beskrivning av de uppskattade bullervärdena i vindkraftverkets närhet. 10.1.4 Byggherren, de lokala instansernas medverkan

Om det lokala nätbolaget eller energiverket är byggherre blir det inga problem med förhandlingarna angående överföring/försäljning av elenergi och anslutningen till distributionsnätet. Oberoende av vem som är byggherre är det ytterst rekommendabelt att anknyta lokala instanser till projektet redan i begynnelseskedet. Kommunens, medborgarorganisationers och andras åsikter bör beaktas vid val av förläggningsplats. Dylika arrangemang förlänger framskridandet i starten men betalar sig sannolikt tillbaka i smidighet vid förverkligandet av projektet, och i form av positivt anseende för byggherren i ett senare skede. Projekt som dras av energibolag möter vanligen mera motstånd än vanliga medborgare eller ett lokalt andelslag, så energibolagen har allt skäl att vara öppna i projektets begynnelseskede. Å andra sidan är det klart att det, speciellt gällande vindtekniskt och byggmässigt goda positioner, kan finnas flera intresserade investerare, varför det

112


Del IV – Sammandrag

kan vara skäl att förbereda projektet med låg profil tills förhandlingarna om markanskaffningen lett till avtal med markägaren. Såvida man för projektet grundar ett nytt aktiebolag eller andelslag är det skäl att dra igång de förhandlingarna redan i begynnelseskedet och utveckla dem parallellt med förundersökningen. Då får delägarna möjlighet att delta i valet av förläggningsplats och övriga förberedelser. En stark uppbindning av lokala instanser till projektet skapar då goda förutsättningar för att projektet skall fortskrida snabbt och friktionsfritt i förverklingsskedet. 10.1.5 Aggregatleverantörernas och konsulternas insatser

Importörerna av vindkraftverk erbjuder i allt högre grad olika tjänster i anslutning till projektplanering och förberedelser. Aggregatleverantören kan t.ex. erbjuda sig att ansvara för kostnaderna av förundersökningen, assistera vid ansökande om tillstånd osv. Med dylika arrangemang strävar leverantörerna naturligtvis till att säkra sin egen position i förverklingsskedet. I praktiken förutsätter arrangemanget en slags inofficiell bindning till leverantören fastän officiella avtal inte skulle slutas i detta skede. Ett sådant förfarande kan leda till mycket snabba och fördelaktiga förundersökningar. Det är dock skäl att överväga metoden före man binder upp sig till en leverantör redan i projektets början. Att utsätta leverantörer för konkurrens kan leda till avsevärda kostnadsbesparingar och förbättra slutresultatet. Såsom tidigare konstaterats är förundersökningens kostnadsandel marginell jämfört med hela investeringen. Dessutom bör beaktas att lagen direkt förbjuder sådant "mygel", om det gäller offentliga anskaffningar. Även utnyttjandet av konsulter bör avvägas för vart fall. Det är skäl att använda en opartisk sakkännare som hjälp åtminstone i förundersökningen, vid val av leverantör och i avtalsförhandlingarna, emedan därvid begångna fel i projektets följande skeden kan förorsaka förluster, som vida överstiger konsultkostnaderna. Konsulttjänsternas omfattning kan man alltid avtala fall för fall, och sålunda optimera nyttan av de kostnader yttre hjälp medför. Man kan också delegera planeringen av förverkligandet och övervakningen av detsamma åt en konsult. Vid små projekt är det inte alltid det kostnadseffektivaste sättet, men vid stora projekt kan man uppnå bättre kvalitet för hela projektet, och mesta möjliga nytta i relation till kostnaderna. Behovet av yttre hjälp beror naturligtvis på om det finns egna personalresurser och på deras tidigare erfarenhet. Ett elbolag eller energiverk kan i många fall övervaka projektet och på egen hand ansvara för en stor del av planeringen. Då behövs experthjälp bara för vindkraftspecifika frågor (och knappt det om organisationen har tidigare erfarenhet av vindkraft). Om bolaget inte förmår lösgöra tillräckliga resurser för projektet kan en konsultledd process vara ett fungerande alternativ.

113


Del IV – Sammandrag

10.1.6 Sammandrag av projektets olika skeden

På följande sida är projektets framskridande presenterat i schematisk form. Varje projekt är visserligen unikt, så schemat här nedan ger bara en grov bild av vilka alla aktiviteter som fordras. Alla relaterade skeden är nödvändigtvis inte behövliga i alla projekt. Även ordningsföljden av de olika skedena kan variera.

114


Del IV – Sammandrag

10.2

Den totala tidtabellen

Den totala tidtabellen för ett vindkraftprojekt varierar fall för fall och några allmängiltiga värderingar är svåra att ge. Här nedan presenteras riktgivande uppskattningar av hur mycket tid som kan behöva reserveras för de olika skedena. Grundarbete

0,5 ... 2

år

2 ... 12

månader

Initiativtagning och information Sökande efter kompanjoner Förundersökning

Val av förläggningsplats Säkrandet av förverklingskriterierna För eventuell vindmätning bör reserveras minst 6 månader 2 ... 12

månader

2 ... 12

månader

2 ... 8

månader

4 ... 8

månader

Avtal om överföring och/eller försäljning av el 2 ... 12

månader

Finansieringsarrangemang

2 ... 6

månader

4 ... 10

månader

4 ... 8

månader

1,5 ... 3

år

Markanskaffning

Tiden beror på markägaren och på markanvändningen och planläggningen Anskaffande av tillstånd

Ofta behövs undantag, ibland miljötillstånd Eventuellt inlämnas besvär Miljöbeskrivning

Behov och omfattning bör övervägas per fall Fullständig MKB kräver minst 6 –7 månader Val av aggregat och leverantör

Anbudsförfrågan Utvärdering Avtalsförberedelser

Eget kapital Låneförhandlingar Ansökan och behandling av investeringsstöd av HIM Leveranstid för anläggningen Förverklingsplan och byggskede Alla skeden sammanlagt

I princip kan projekt genomföras mycket snabbare än ovan åskådliggjorts ifall omständigheterna för förverkligandet är gynnsamma. Minimum för genomförande av ett projekt, inklusive bakgrundsskedet, torde vara ca 1 år. På följande sida presenteras ett tidsschema över framskridandet.

115


Del IV – Sammandrag

116


Del IV – Sammandrag 10.3 Kostnadsberäkning

Projektets totalkostnader presenteras i det följande som riktgivande modell för ett 5 MW vindkraftparkprojekt, som genomförs under okomplicerade infrastrukturella och miljömässiga omständigheter. Kostnaderna för förberedelser och planering har beräknats som om de till största delen skulle ha utförts av utomstående. Ifall man saknar egen sakkunskap lönar det sig ofta att låta utomstående instanser sköta åtminstone delar av förundersökningen, utvärderingen av anbud och planeringen av genomförandet. Av tabellen framgår även att kostnadsandelen av förberedelser och planering är relativt liten jämfört med materialleveranser och byggnadsarbeten. Exempel på investeringar och tillhörande planeringskostnader för en c:a 5 MW vindkraftpark. Kostnad mk

Arbetsskede Förundersökning, inkl. jämförelse av några förläggningsplatser

Kostnad mk/kW

Andel %

50 000

10

0,15

Tillståndsprocessen inkl. miljöbeskrivning

250 000

50

0,8

Val av aggregat och leverantör inkl. förhandlingar

200 000

40

0,7

26 000 000

5 000

83,0

Områdesplanering, röjning och utjämning av marken

300 000

60

1,0

Bergfundament, inkl. planering

2 000 000

380

6,4

Anslutning till elnät inkl. planering

2 000 000

380

6,4

500 000

100

1,6

31 300 000

6 020

leveranspris (4 x 1300 kW, inkl. transport, montage, reservdelar mm)

Övervakning av leveranser och entreprenader Totalt

100,0

I det följande presenteras en grov uppskattning av de årliga (för hela livsperioden) drift- och underhållskostnaderna för en 5 MW vindkraftpark. Det är skäl att observera att t.ex. reparationskostnaderna sannolikt är lägre i början för att stiga kraftigt mot slutet av driftperioden. Exempel på årliga drift- och underhållskostnader för en c:a 5 MW vindkraftpark Utgift

mk

mk/kW,a

Underhåll

250 000

50

Reparationer

250 000

50

Försäkringar

150 000

30

Administration

100 000

20

Totalt

750 000

150

117


Källförteckning

1.

BTM Consult, International Wind Energy Development, World Market Update 1998, BTM Consult 1999.

2.

B. Tammelin, Suomen tuuliatlas, Ilmatieteen laitos 1991.

3.

B.

Tammelin,

Meteorologista

taustatietoa

tuulienergiakartoitukselle,

Ilmatieteen laitos 1991. 4.

VTT Energia, Tuulivoiman tuotantotilastot, www, 1999.

5.

H. Holttinen, Tuulivoiman tuotantotilastot, vuosiraportti 1998, VTT Energia / Suomen Tuulivoimayhdistys, 1999.

6.

N.G. Mortensen, L. Landberg, I. Troen, E.L. Petersen, Wind Atlas Analysis and Application Program (WASP) - User’s Guide, Risø National Laboratory 1993.

7.

B. Tammelin, Ilmatieteenlaitos, henk.koht. tiedonanto

8.

Energia-Ekono Oy, Vaasan läänin alueellinen tuulivoimakartoitus, EnergiaEkono 1996.

9.

Energia-Ekono Oy, Varsinais-Suomen alueellinen tuulivoimakartoitus, Varsinais-Suomen liitto 1997.

10. Energia-Ekono Oy, Lapin tuulivoima-alueiden kartoitus, Lapin liitto 1997. 11. Energia-Ekono Oy, Pohjois-Pohjanmaan rannikon alueellinen tuulivoimakartoitus, Pohjois-Pohjanmaan liitto 1998. 12. Energia-Ekono Oy, Länsi-Uudenmaan alueellinen tuulivoimakartoitus, Uudenmaan liitto 1999. 13. Tuulivoima maankäytön suunnittelussa, Ympäristöministeriön työryhmämietintiö, 1997. 14. H. Seifert, B. Tammelin, Icing of Wind Turbines in Europe, Proceedings of Boreas III Conference, pp. 43-51, Ilmatieteen laitos 1996. 15. E.L. Petersen, B. Tammelin, R. Hyvönen, Wind Resources Assessment in Complex Terrain in the Far North, Proceedings of Boreas Conference, pp. 73-87, Ilmatieteen laitos 1992. 16. P.Lehtonen, Wind Measurements at Ylläs Broadcasting Station 1982-1991, Proceedings of Boreas Conference, pp. 104-119, Ilmatieteen laitos 1992. 17. Energia-Ekono Oy, Tuulivoimaan liittyvien ympäristö- ja maankäytöllisten näkökohtien tarkastelu Suomessa, Energia-Ekono 1994. 18. Clausager, H. Nørns, Impact of Wind Turbines on Birds, Proceedings of European Union Wind Energy Conference 1996, pp. 156-159, H.S. Stephens & Associates 1996

118


Litteratur Nedan anges några publikationer och projektrapporter som ger nyttiga bakgrundsuppgifter,

bl.a.

värdering

av

vindförhållanden,

kriterier

för

genomförande av vindkraftprojekt, marknadsutsikter för vindkraft och teknisk utveckling.

Tuulensilmä, Suomen Tuulivoimayhdistys r.y., tidskrift, utges 3-4 gånger per år Vindögat, Vindkraftföreningen r.f., tidskrift, utges 3-4 gånger per år B. Tammelin: Suomen tuuliatlas, Ilmatieteen laitos 1991. B. Tammelin: Meteorologista taustatietoa tuulienergiakartoitukselle, Ilmatieteen laitos 1991. Ilmatieteen laitos, konferenssijulkaisut Boreas I-IV, 1992, 1994, 1996, 1999. H. Holttinen, Tuulivoiman tuotantotilastot, Vuosiraportit 1996-98, VTT Energia / Suomen Tuulivoimayhdistys, 1997-99. H. Holttinen, S. Liukkonen, K-J. Furustam, M. Määttänen, E. Haapanen, E. Holttinen, Offshore-tuulivoima perämeren jääolosuhteissa, VTT Julkaisuja 828, 1998. H. Holttinen, E. Peltola, G. Koreneff, Tuulivoimatuotannon vaihtelut ja niiden arviointi, VTT Tiedotteita 1800, 1996. Energia-Ekono Oy, Vaasan läänin alueellinen tuulivoimakartoitus, EnergiaEkono 1996. Energia-Ekono Oy, Varsinais-Suomen alueellinen tuulivoimakartoitus, VarsinaisSuomen liitto 1997. Energia-Ekono Oy, Lapin tuulivoima-alueiden kartoitus, Lapin liitto 1997. Energia-Ekono Oy, Pohjois-Pohjanmaan rannikon alueellinen tuulivoimakartoitus, Pohjois-Pohjanmaan liitto 1998. Energia-Ekono

Oy,

Länsi-Uudenmaan

alueellinen

tuulivoimakartoitus,

Uudenmaan liitto 1999. European Wind Energy Association : Wind Energy - The Facts, European Communities 1999. BTM Consult, International Wind Energy Development, World Market Update 1998, BTM Consult 1999. EUREC Agency, The Future for Renewable Energy, Prospects and Directions, James&James, 1996.

119


Internet addresser Nedanstående internetadresser erbjuder bakgrundsinformation om vindkraft och innehåller rikligt med linkar till övriga källor: www.tuulivoimayhdistys.fi

Suomen Tuulivoimayhdistys ry

www.vindkraftforeningen

Vindkraftföreningen rf

www.motiva.fi

Motiva (HIM energiaktiviteter)

www.lumituuli.fi

Lumituuli Oy, kooperativt vindkraftverk

www.alcom.aland.fi/wind/

Ålands Vindenergi Andelslag

www.windpower.dk

Dansk vindkraftindustri, centralorg.

www.ewea.org

European Wind Energy Association

www.awea

American Wind Energy Association

www.bwea

British Wind Energy Association

www.wpm.co.nz

Wind Power Montly –tidskrift

Se leverantöradresserna på sida 129.

120


Bilaga 1 Exempel på genomförda projekt

1 Olostunturi-fjället

Tunturituuli Oy vindkraftparks första skede, 2 x 600 kW, byggdes på fjället Olos i Muonio på hösten 1998. Det andra skedet, 3 x 600 kW, restes i september 1999. Ägare till Tunturituuli Oy är kraftbolag, eldistributörer och industri. De största ägarna är Fortum Power and Heat Ab (55,4 %), UPM-Kymmene Abp (17,1 %) samt Lapin Sähkövoima Oy (10,5 %). För drift och underhåll svarar Kemijoki Arctic Technology Oy. Producent är ett ömsesidigt bolag som säljer elen till självkostnadspris till sina aktionärer. Aktionärerna säljer vindel separat, eller som en del av annan elleverans eller använder elen i sin produktion. Vindkraftverkena är anslutna till Muonio elandelslags 20 kV nät. Förläggningsplatsen ingick i vindtekniska kartläggningen 1996–97. I planeringsskedet anhölls om tillstånd av Skogsstyrelsen för undersökning av jordmån o.d. Begränsning av byggplatsen och placeringsplan för att skydda hotade växter gjordes i samarbete med Skogsstyrelsen. Bygglov ansöktes av Muonio kommuns tekniska nämnd. P.g.a. besvär dröjde det 10 månader att få bygglovet giltigt. Muonio tekniska nämnd beviljade åtgärdstillstånd. I förberedande skedet (1995–96) underhandlades med olika intressenter. Officiella utlåtanden erhölls i samband med vindtekniska kartläggningen. Man gav ut information om när bygget startas och avslutas. Det tekniska planerandet och genomförandet: Den sammanlagda årsproduktionen för första fasens vindkraftverk (2 x 600 kW) beräknades till 2 800 MWh (2 333 h/a). Beräkningen gjordes av VTT/Kemijoki Oy. På basen av anbudstävling angående aggregat valdes Bonus 600 kW Mk IV. Verken är utrustade med Kemijoki Arctic Technologys (KAT) isavvärjningssystem. För elentreprenaden svarade Muonio Sähköosuuskunta och för byggentreprenaden och övervakningen Kemijoki Oy. Investeringen för projektets första fas steg till 8 Mmk (6670 mk/kW). Långa transporter och besvärliga byggförhållanden höjde kostnaderna, liksom även isavvärjningssystemet, som på Lapplands fjäll är i praktiken en oundviklig investering. Av HIM fick man 35 % investeringsstöd för projektet. Den uppmätta produktionen har för den första halvårslånga perioden legat under den beräknade (januari-juli 1999, 1 068 MWh dvs 76 % av beräknad). De låga produktionsvärdena beror i första hand på de exceptionellt låga vindstyrkorna i norra Finland. Projektet har fått rikligt med publicitet. Speciellt har lokalpress och -radio mm följt upp projektets olika skeden. Projektet har mestadels mottagits som en

121


positiv nyhet. Den fasta bosättningen har enbart uttalat sig positivt medan några innehavare av fritidsfastigheter har kritiserat projektet. I samband med projektets andra fas har man genomfört en landskapsanpassning, som omfattar underhållsområdena och -vägen samt upprättande av en naturstig i samarbete med Skogsstyrelsen. Även miljökonst har ställts upp längs naturstigen. I landskapsanpassningen förenas natur, miljöarrangemang, miljökonst och vindkraftverk till element som stöder varandra. 2 Kuivaniemi

Vapo Oy:s vindkraftpark vid Kuivaniemi, 3 x 750 kW, byggdes på hösten 1998 på Kuivamatala skäret på Vatunginnokka fjärden. Under hösten 1999 utökades projektet med tre 750 kW enheter på Vatunki udden.

Vindkraftverkena är uthyrda åt Vapon Tuulivoima Oy, varav Vapo äger 90 % och Kuiva-Turve Oy 10 %. Vapon Tuulivoima är ett produktionsbolag, för drift och underhåll svarar Kuiva-Turve Oy (övervakning), Fortum Advanced Energy Systems (garantitidens service), och Vapon Tuulivoima Oy (driftledning). Efter garantitiden sköts underhållet delvis på egen hand. Energin köps av Jyväskylän Energia och Oulun Seudun Sähkö, som förmedlar energin till Vapos anläggningar, vilka alltså är slutanvändare av energin. Vindkraftverkena är anslutna till Rantakairan Sähkö Oy:s nät. Förläggningsplatserna ingick i vindtekniska kartläggningen över norra Österbotten, och fick som byggplatser positiva utlåtanden av kommunen och norra Österbottens miljöcentral. För projektet ansöktes om undantag, bygglov och tillstånd av Vattendomstolen. Sammanlagt krävde tillståndsprocessen bara 2 månader. Flyghinderutlåtande erhölls av Luftfartsverket. De första tre verkens sammanlagda produktion beräknades till 4 000–4 500 MWh. I samband med anbudstävlingen begärdes produktionsberäkningar av leverantörerna och som sedan justerades en aning neråt av försiktighetsskäl. Till aggregat valdes NEG Micon 750 kW med 44 m rotordiameter. I den andra

122


fasen är typen densamma men med 48 m rotordiameter. Lägsta funktionstemperatur är –30 ºC. För elplaneringen svarade Vapo Oy/Yleinen Sähköpalvelu Oy, elentreprenaden av Revon Sähkö Oy och ABB Installation. Den byggtekniska planeringen

sköttes

av

Uleåborgsföretaget

Rantakokko

&

Co

och

byggentreprenaden gjorde Rakennus Oy Lemminkäinen med Vapo Oy som övervakare. Första fasens totalinvestering var ca 14 Mmk dvs 6220 mk/kW. Bygge på skär medförde tilläggskostnader (sjökabel, utfyllnad av stränder, tillfällig vägbank, brygga för underhåll, förstärkning av 20 kV överföringslinje mm). HIM stödde projektet med 35 %. Projektet har fått mycket publicitet i tidningar, radio och television. De lokala instanserna har förhållit sig väldigt positiva, vindkraftparken har t.o.m. kallats "traktens krona". P.g.a. positiva erfarenheter beslöts förverkliga följande fas, 3 x 750 kW, som nu tagits i bruk. 3 Lumijoki

Lumituuli Oy:s första vindkraftverk, med nominella effekten 660 kW, restes på Rotunkari rev under vårvintern 1999. Verket står på ett konstgjort skär som byggdes för ändamålet en knapp km från land.

Lumituuli Oy har närmare tusen aktionärer; privathushåll, företag, föreningar och kommuner runtom i Finland. Lumituuli svarar själv för verkets underhåll. Själva servicen utförs av leverantören Vestas, förutom kommande årlig service som Lumituuli gör själva. Elen överförs till stamnätet på Oulun Seudun Sähkös försorg. Energin säljs i första hand via Kainuun Sähkö Oyj till Lumituuli Oy:s aktionärer och i andra hand till Kainuun Sähkö som säljer energin som en del av sin ekoenergivolym. I Lumijoki uppstod iden om ett konsumentägt vindkraftverk redan 1994. För projektet hann man redan ansöka och erhålla HIMs stöd (37 % år 1995) men så avstannade projektet p.g.a. ledningens tidsbrist. miljöorganisationen Dodo ry startade projektet på nytt i samarbete med Lumijoki kommun och kommun123


invånare. Resultatet blev det första riksomfattande konsumentägda bolaget Lumituuli Oy. Över byggplatsen hade redan 1994–95 gjorts vindanalyser och lönsamhetsberäkningar. Området omfattades även i den vindtekniska kartläggning över norra Österbotten som gjordes 1997, varvid bl.a. kommunen och norra Österbottens miljöcentral gav positiva utlåtanden angående möjligheterna att få genomföra projektet. För projektet krävdes tillstånd av norra Finlands vattendomstol (3 månaders behandlingstid), undantag av norra Österbottens miljöcentral och Lumijoki kommun (sammanlagt 6 månaders behandlingstid), samt bygglov och flyghinderutlåtande av Luftfartsverket. Om projektet gavs information som direkt marknadsföring (marknadsföringsbrev, deltagande i utställningar), tidningsannonser och genom att arrangera informationsmöten för allmänheten. Projektet fick riksomfattande publicitet. Den produktionsberäkning som gjorts vid norra Österbottens vindkartläggning uppdaterades av Electrowatt-Ekono för den aggregattyp som skulle användas i projektet (Vestas 660 kW/47 m). Den beräknade årsproduktionen är 1 800 MWh (2 730 h/a). Köldtoleransgränsen går vid –30 ºC. För elplaneringen svarade PVO Engineering och för elentreprenaden Suomen Voimatekniikka Oy. PVO Engineering svarade även för den byggtekniska planeringen och övervakningen medan Uunila Oy skötte byggentreprenaden. Lyftkransentreprenör var Hongisto Oy. Hela byggprojektet genomfördes vintertid längs vägar över isen. Byggmetoden var världsunik. Investeringskostnaderna var ca 5,35 Mmk (8 100 mk/kW). Den exceptionella byggplatsen (konstgjort skär) och de byggtekniska lösningarna samt sjökabeln höjde naturligtvis investeringskostnaderna märkbart, speciellt då det restes bara ett verk. För projektet hade redan 1995 beviljats 37 % investeringsstöd och stödet förnyades till samma storlek. Priset på överföring i 20 kV nätet är 2 p/kWh. Den faktiska årsproduktionen är det för tidigt att uttala sig om men vad som hittills erfarits pekar på att toppeffekttiden blir bland de bästa i Finland. Det första halvåret har verket fungerat med synnerligen god tillgänglighet. Publiciteten kring projektet har varit enbart positiv. Även av ortens bosättning har projektet fått ett starkt stöd under hela tiden. Många ortsbor är aktionärer i Lumituuli bolaget och så är även Lumijoki kommun. Lumituuli har planer på att bygga flera enheter men tidtabellen är ännu öppen. Man avser att fortsätta med samma storlek 660 kW. 4 Meri-Pori

Hyötytuuli Oy:s vindkraftpark, 8 x 1 000 kW, byggdes sommaren 1999 på öarna Reposaari och Tahkoluoto i Meri-Pori. Verken restes på tre olika ställen på några km avstånd från varandra. Fyra verk står på vägbanken till Reposaari, tre stycken på vågbrytaren till Tahkoluoto djuphamn och ett verk står på Reposaari vågbrytarpir, invid ett äldre verk från 1993. Hyötytuuli ägs till lika delar av nio städers energiverk; Esbo Elektriska Abp, Jyväskylän Energia Oy, Lahti Energia Oy, Lappeenrannan Energia, 124


Mankala Oy (Helsingfors och Kotka), Pori Energia, Turku Energia Oy, Tampereen Sähkölaitos och Vantaan Energia Oy. Drift och underhåll av vindkraftverken sköts av Pori Energia. Energiproducent är ett ömsesidigt bolag som säljer elen till självkostnadspris till sina aktionärer. Aktionärerna säljer energin separat som vindel eller som andelar i övrig energiförsäljning. Energin marknadsförs under det gemensamma produktnamnet Hyötytuuli. Anläggningen är ansluten till Pori Energias 20 kV nät.

De valda platserna omfattades av vindkartläggningen 1993. På grund av resultaten reserverades ifrågavarande platser för vindkraft i den delgeneralplan, som färdigställdes 1997. Oberoende av detta ansågs det p.g.a. diskussionerna med myndigheterna motiverat att ansöka om undantag för alla platser förutom Reposaari vågbrytare, där det äldre verket redan fungerade. För Tahkoluoto positionerna ansöktes undantag av Björneborgs stad och för vägbankspositionerna av Sydväst-Finlands miljöcentral. Samtidigt ansöktes om miljötillstånd av Björneborgs stad. Till ansökningen av miljötillståndet gjordes fotomontage samt klargjordes bl.a. vilka åtgärder som behövdes på vägbanken för att

trygga

allmänhetens säkerhet. När undantag och miljötillstånd erhållits söktes bygglov av Björneborgs stad. Flyghinderutlåtande ansöktes av Luftfartsverket. Vid förberedelserna för genomförandet (1998) underhandlades med olika intressegrupper. Officiella utlåtanden erhölls i samband med tillstånden. Information gick ut angående inledande av bygget och dess färdigställande. Den sammanlagda årsproduktionen för de åtta 1 000 kW vindkraftverken beräknades till knappa 20 000 MWh (2 450 h). Beräkningen gjordes av Electrowatt-Ekono. Till aggregattyp valdes efter anbudstävlan Bonus 1 000 kW. De fyra enheter som står längs vägbanken är, med beaktande av allmänhetens säkerhet, utrustade med Kemijoki Arctic Technology isavvärjningsutrustning. För planering och utförande av arbetena på 20 kV sidan ansvarade Pori Energia. Björneborgsfirman Geoinsinöörit/Ineto Oy svarade för planering och övervakning av grundarbeten och fundament samt för trafikarrangemangen under byggnads- och montagetiden. Markarbetena sköttes av Skanska-koncernens Rakennus Oy Vuorenpää. Lyftkransentreprenör var Havator Oy. Electrowatt-Ekono Oy övervakade Bonus leveransen, resningen samt installationer och testkörningarna vid ibruktagningen. 125


Projektets investeringskostnader uppgick till ca 50,5 Mmk (6 300 mk/kW). Förstärkningarna och breddningarna av vägbank och vågbrytarpirar samt pålningen för fundamenten vid vägbanken höjde kostnaderna, liksom även isavvärjningsutrustningen som av säkerhetsskäl blev en i praktiken oundviklig investering vid vägbanken. HIM stödde med 33 % investeringsstöd. Den verkliga produktionen och tillgängligheten är det för tidigt att bedöma. På basen av observationerna under de första driftmånaderna och med erfarenhet av det äldre 300 kW verkets produktion förefaller det som om beräkningarna skulle stämma relativt väl. Projektet har fått stor publicitet. Särskilt lokalpress och -radio m.fl. har följt upp projektets olika skeden, men projektet har även blivit rikligt observerat av rikspressen och tv-kanalerna. Projektet har mottagits som en positiv nyhet. Den fasta bosättningen och besökare har enbart uttryckt positiva åsikter. Ifall efterfrågan på vindel räcker till bygger bolaget eventuellt några enheter till i närheten inom närmaste år. Vid vägbanken har man ställt upp en informationsbyggnad där besökare upplyses om produktionsbolaget, vindkraftparken och vindkraft i allmänhet. Vindkraftparkens funktioner uppföljs med instrumentering i VTT Energis och Electrowatt-Ekonos regi. 5 Kökar

500 kW vindkraftverket på Kökar är ett av Ålands Vindenergi Andelslags sju vindkraftverk på Åland. Det restes 1997. De övriga befinner sig på Sottunga, Eckerö, Vårdö, Föglö och i Lemland.

Ålands Vindenergi Andelslag har ca 1 000 andelsägare runtom på Åland. Andelslaget äger vindkraftverken och ansvarar för drift och skötsel av dem. Aggregatleverantörerna sköter den årliga servicen och felavhjälpningen i samråd med Andelslagets utbildade personal. Den producerade energin överförs i de tre Åländska Elnätsbolagens nät till delägarna (med början år 1999, därförinnan inköpte nätbolagen hela produktionen). För Kökarprojektet behövdes markägarens tillstånd (även för vägbygget), förläggningstillstånd av Ålands Hälsonämnd, Luftfartsverkets flyghinderutlåtande, bygglov av Kökar byggnämnd och anmälan till Ålands Landskaps126


styrelse angående ibruktagning av elproduktionsanläggningen. Alla behövliga tillstånd erhölls inom fyra månader. Kökarverkets (Enercon E-40, 500 kW) beräknade årsproduktion är 1 200– 1 400 MWh (2 400–2 800 h/a). Beräkningen gjordes av Ålands TeknologiCentrum. Verkets vingblad är utrustade med Enercons avisningssystem. Likaså är

och

vindhastighets-

och

-riktningsmätarnas

givare

försedda

med

uppvärmning. Ålands Vindenergi Andelslag skötte hela planeringen av projektet. Enercon stod för projekteringen av själva vindkraftverket och transformatorn fram till högspänningen, jämte montering och övervakning av monteringen. Ålands Elandelslag skötte inkopplingen på 10 kV-nätet. Totalinvesteringen var ca 3 Mmk (6 000 mk/kW). Ålands landskapsstyrelse beviljade 40 % investeringsstöd för projektet. Drift- och underhållskostnaderna har under garantitiden varit ca 30 000 mk per år. År 1998 producerade verket 1480 MWh (2960 h), dvs klart över förväntat värde. Kökar vindkraftverk har ända sedan starten varit det bäst producerande verket i Finland. Tillgängligheten har varit 98–99 %. Projektet har fått ett mycket bra mottagande i trakten. Kökarborna är stolta över sitt välproducerande vindkraftverk och visar det gärna för besökare. Electrowatt-Ekono har för Ålands landskapsstyrelse gjort en utredning över vindkraftens utbyggnadsmöjligheter. Som en direkt följd av utredningen har Landskapsstyrelsen beställt en detaljerad kartläggning av Ålands TeknologiCentrum angående landskapets potentiella platser för större vindkraftparker (3– 10 MW/plats). Kartläggningen färdigställdes under hösten 1999. Landskapsstyrelsen har ställt som mål att det år 2006 produceras 10 % av landskapets elbehov med vindkraft. Enligt Electrowatt-Ekonos utredning skulle vindkraftens andel kunna uppgå till 30 % till år 2020. På Åland uppställdes under 1998 ytterligare tre likadana Enercon verk och under hösten 1999 två st E-40, 600 kW verk.

127


Bilaga 2 Presentation av företag i branschen Energiproduktion, underhåll, drifterfarenhet Iin Energia Oy Risto Paaso Asematie 13 91100 Ijo tel. (08) 817 3030 500 kW Nordtank Fortum Oy Kaj Pikulinsky PB 20 00048 Fortum tel. (09) 85611 Ingå Kopparnäs 50 kW hydrotroniskt provkraftverk Kemijoki Oy Esa Aarnio Valtakatu 9-11 96100 Rovaniemi tel. (016) 7401 Service och underhåll av vindkraftverk för utomstående. Pyhätunturi 220 kW WindWorld Kemin Energialaitos Tarmo Malvalehto Valtakatu 26 94100 Kemi tel. (016) 259 342 Kemi Ajos 3x300kW Nordtank

Korsnäs Vindkraftpark Ab Herbert Byholm Kyrkoesplanaden 10 C 65100 Vasa tel. 0500-862886 4x200 kW Nordtank Kuivaturve Oy Sakari Herva PB 195101 Kuivaniemi tel. (016) 247 441 Kuivaniemi 500 kW Nordtank Kuivaniemi 3x750 kW NEG Micon Lumituuli Oy Aarne Koutaniemi Estnäsgatan 5 00170 Helsingfors tel. (09) 6220 0777, fax. (09)6220 0780 email: info@lumituuli.fi www.lumituuli.fi energiproduktion vindkraft, konsumentägarskap Lumijoki offshore Vestas 660 kW

Pori Energia Janne Vettervik PB 9, 28101 Björneborg tel. (02) 621 2126 Björneborg 300 kW Nordtank Revon Sähkö Oy Petri Tyhtilä PB 31, 86301 Oulainen tel. (08) 47911 Siikajoki 2x300 kW Nordtank Kalajoki 2x300 kW Nordtank Hailuoto 2x300 kW Nordtank Hailuoto 2x500 kW Nordtank Siikajoki 2x600 kW Nordtank

Tunturituuli Oy Kimmo Dahl c/o Fortum Oy PB 40, 00048 Fortum tel. (09) 85611 Enontekis 65 kW Nordtank Lammasoaivi 2 x 450 kW Bonus Lammasoaivi 1 x 600 kW Bonus Olostunturi 2 x 600 kW Bonus Ålands Teknologicentrum Robert Mansén Pb 80 22101 Mariehamn tel. (018) 5321 Sottunga 225 kW Vestas Eckerö 500 kW Vestas Kökar 500 kW Enercon Lemland 4 x 600 kW Vestas Vårdö 1x500kW Enercon Finström 2x500 kW Enercon

Importörer, tillverkare, återförsäljare EurosolarEngineering Oy Tuotekatu 7 21200 Raisio tel. (02) 4398 611 Utrustning för sol- och vindenergi Insinööritoimisto Erkki Haapanen Ky Raininkaistentie 27, 35600 Halli tel. (03) 532 0600 fax. (03) 5320648 Vestas, Cumel

128

Fortum Engineering Oy Hydro & Wind Power, Heikki Yli-Kovero PB 10, 00048 Fortum Råtorpsvägen 8 tel. 010 45511, fax. 010 4533352 NEG Micon vindkraftverk,

Solarwind Oy Seppo Nyberg Koivuharjutie 103 25130 Muurla tel.( 02) 737 3263, fax. (02) 737 3201 Utrustning för sol- och vindenergi Synoptia Oy/Ab Gustav Tallqvist 01150 Söderkulla tel. (09) 8771085 Bonus vindkraftverk

Windside Production Oy Ltd Risto Joutsiniemi Vaskikellontie 316 86800 Pyhäsalmi tel. (0208) 350 700 E-mail: finland@windside.com Windside, Sudwind, LMW vindkraftverk


Tillverkare och leverantörer av komponenter och vindmätare ABB Motors Oy Peter Skeppar PB 633, 65101 Vasa tel. (06) 010 2211 fax. (06) 316 7372 Generatorer Ahlstrom Oy Kuitulasi Jari Viljakainen Insinöörinkatu 2 50100 Mikkeli tel. (015) 36 166 Material till rotorblad

Finnwind Oy Ismo Kantonen Eino Leinonkatu 7 B 6 13130 Tavastehus tel. (03) 6537035, (020) 4273524 Rotorblad i limmat trä Hollolan sähkö automatiikka Oy Pasi Salmela Viilaajankatu 10 15520 Lahtis tel. (03) 752 0732, fax. (03) 752 0532 Email: hsa@sci.fi Generatorer 2 kVA +

Kemijoki Oy Esa Peltola Annegatan 34-36 PB 50, 00048 Fortum tel. (09) 8561 6637, gsm 040 529 8255 Isförhindrande system för rotorblad

Windside Production Oy Ltd Risto Joutsiniemi Vaskikellontie 316 86800 Pyhäsalmi tel. (0208) 350 700 Generatorer, rotorblad

Valmet Voimansiirto Oy Mauri Asunto PB 158, 40101 Jyväskylä tel. (014) 296 611, fax. (014) 296 868 Växellådor

Vindmätare Reino Rehn Ky Leppästentie 110 A 33450 Siivikkala tel. (03) 3460222, fax. (03) 3460229 Vindmätare, väderstationer

Vaisala Oy Tapani Tiusanen PB 26, 00421 Helsingfors tel. (09) 8949603 Vaisala-mätare

Projektering Electrowatt-Ekono Oy Esa Holttinen PB 93, 02151 Esbo tel. (09) 46911 Email: Esa.Holttinen@poyry.fi Vindanalyser, lönsamhetsutredningar, miljöutredningar, förundersökningar och projektplanering Meteorologiska institutet, IL Energia Bengt Tammelin PB 503, 00101 Helsingfors tel. (09) 1929 4160 Sol- och vindenergiforskning, nationella och internationella projekt, vindmätningar och vindanalyser

Insinööritoimisto Erkki Haapanen Ky Rainikaistentie 27 35600 Halli tel. (03)532 0600, fax. (03)532 064 Planering Insinööritoimisto Kustannussalpa Osk. Yrjö Rinta-Jouppi Vanhakoivistontie 12, 28360 Björneborg tel. (02) 641 5511 fax. (02) 641 55 14

Kemijoki Oy Jouni Kaas, Valtakatu 9-11, 96100 Rovaniemi tel. (016) 7401, gsm 0400 923 403 Förundersökningar och planering av vindkraftparker, byggprojektering Labko Ice Detection Oy Juhani Mäkinen, Labkotie 1, 36240 Kangasala tel. (03) 2855111, fax. (03) 2855310 Detekterings- och avisningssystem för is på rotorvingar, meteorologiska isdetektorer

Prizztech Oy Iiro Andersson Tiedepuisto PRIPOLI 28600 Björneborg tel. (02) 6271100 Teknologiprojekt Windcraft Aki Suokas Neopoli, Niemenkatu 73 15210 Lahtis tel. (03) 8114390 email: suokas@iki.fi rotorteknik Vindkraftföreningen Herbert Byholm PB 124, 65101 Vasa tel. 0500- 862886 Rådgivning för vindkraftprojektering

129


Forskning Meteorologiska institutet, IL Energia Bengt Tammelin PB 503, 00101 Helsingfors tel. (09) 1929 4160 Vindstyrkeindex, vindenergi, Finlands Vindatlas, lokala vindpotentialer, produktionsberäkningar, arktisk vindkraftproduktion, isbildning, mätinstrument, internationella forskningsprojekt

Kemijoki Oy Jouni Kaas Valtakatu 9-11 96100 Rovaniemi tel. (016) 7401, gsm 0400 923 403 Utveckling av arktisk vindkraftteknik

VTT Energia Hannele Holttinen PB 1606, 02044 VTT tel. (09) 4566560 Forskning, vindanalyser, vindmätning och uppföljande mätningar

Vestas Wind Systems A/S Smed Sørensens Vej 5 DK-6950 Lem, Denmark Tel: +45 9675 2575 - Fax: +45 9675 2436 E-mail: vestas@vestas.dk Web: www.vestas.dk Kraftverksmodeller: 225, 500, 600, 660, 660/200, 1650/300, 2000 kW

Zond Energy Systems, Inc. 13681 Chantico Road Tehachapi, CA 93561 Ph. 661.823.6423 Fx. 661.823.1829 zond@enron.com

Utländska leverantörer Bonus Energy A/S Fabriksvej 4 DK-7330 Brande, Denmark Tel: +45 9718 1122 Fax: +45 9718 3086 E-mail: bonus@bonus.dk Web: www.bonus.dk Kraftverksmodeller: 600, 1000, 1300, 2000 kW NEG Micon A/S Alsvej 21 DK-8900 Randers, Denmark Tel: +45 8710 5000 Fax: +45 8710 5001 E-mail: mail@neg-micon.dk Web: www.neg-micon.dk Kraftverksmodeller: 225/40 400/100, 600/150, 750/175, 1000/200 kW, 1500 kW Nordex A/S Svindbaek, DK-7323 Give, Denmark Tel: +45 7573 4400 Fax: +45 7573 4147 E-mail: nordex@nordex.dk Web: www.nordex.dk Kraftverksmodeller:150, 250, 600, 1000, 1300/250, 2500 kW Nordic Windpower AB PB 520, 183 25 Täby, Sverige Tel: +46 8 544 40850 Fax: 46 8 732 8430 email: e-post office@nwp.se Kraftverksmodeller: Nordic 1000 kW

130

Wind World af 1997 A/S Voerbjergvej 40 DK-9400 Nørresundby, Denmark Tel: +45 9632 2020 - Fax: +45 9632 2021 E-mail: mailbox@windworld.com Voimalakoot: 170, 250, 550, 600, 750 kW Enercon GmbH Dreekamp 5 26605 Aurich Tel: 04941 / 927-0 Fax: 04941 / 927-199 Tacke-Windtechnik GmbH Hosterfeld 5A 48499 Salzbergen Tel: 05971 / 97080 Fax: 05971 / 87219

AN-Windenergie GmbH Waterbergstr. 11 28237 Bremen DeWind Technik GmbH Seelandstr. 9 23569 Lübeck Tel: 0451 / 3909 771 Fax: 0451 / 3909 778 Fuhrländer Auf der Höhe 4 56477 Waigandshain Tel: 02664 / 9966-0 Fax: 02664 / 9966-33 HSW Husumer Schiffswerft Abteilung Windkraft Rödemis Hallig 25813 Husum Tel: 04841 / 6300 Fax: 04841 / 63010 Jacobs Energiesysteme Am Kleinbahnhof 19-21 25746 Heide Tel: 0481 / 3012 Fax: 0481 / 3014

pro + pro Energiesysteme GmbH und Co. KG product + project development Provianthausstr. 9 24768 Rendsburg Tel: 04331 / 12750 Seewind Windenergiesysteme GmbH Im Grund 7 75045 Walzbachtal Tel: 07203 / 7111 Fax: 07203 / 8388 Südwind Energiesysteme GmbH Prinzenstr. 32/33 10969 Berlin Tel: 030 / 61 69 26-0 Fax: 030 / 61 69 26-77 suedwind.berlin@tonline.de Ventis Energy AG Ernst-Boehme-Strasse 27 38112 Braunschweig Tel: +49-531-2110227 Fax: +49-531-2110214 ventis@t-online.de Windtechnik-Nord 25920 Stedesand Tel: 04662 / 1414 Fax: 04662 / 1424


Bilaga 3 TE-centralernas kontaktuppgifter TE-centralerna (för arbetskraft och näringsliv), företagsavdelningar

Birkaland PB 770, 33101 Tammerfors Kehräsaari B-tr 5.vån Tel. (03) 223 4844 Fax (03) 222 6288 Egentliga Finland Puolalankatu 1 20100 Åbo Tel. (02) 251 0051 Fax (02) 231 0667 Kajanaland Kalliokatu 4 87100 Kajaani Tel. (08) 616 31 Fax (08) 616 3230 Kymmene Käsityöläiskatu 4 45100 Kouvola Tel. (05) 311 7741 Fax (05) 311 7744

Lappland PB 8152, 96101 Rovaniemi Tel. (016) 318 844 Fax (016) 310 151

Norra Österbotten Asemakatu 37 90100 Uleåborg Tel. (08) 316 0200 Fax (08) 316 0201

Mellersta Finland PB 44, 40101 Jyväskylä Cygnaeuksenkatu 1 Tel. (014) 410 4811 Fax. (014) 410 4823

Nyland PB 15, 00241 Helsingfors Magistratsporten 2 Tel. (09) 2534 2111 Fax (09) 2534 2400

Norra Karelen PB 8, 80101 Joensuu Torikatu 9 A 7 Tel. (013) 285 155 Fax (013) 285 182

Satakunda PB 266 28101 Björneborg Pohjoisranta 11 Tel. (02) 620 4000 Fax (02) 620 4002

Norra Savolax PB 2000 70101 Kuopio Käsityökatu 41 Tel. (017) 6175 111 Fax (017) 6175 5270

Södra Savolax PB 164 50101 Mikkeli Mikonkatu 5 Tel. (015) 466 4011 Fax (015) 466 4214 Tavastland Rauhankatu 10 15110 Lahtis Tel. (03) 851 5200 Fax (03) 752 1450 Österbotten PB 131, 65101 Vasa Hovrättsesplanaden 19 A Tel. (06) 329 6300 Fax (06) 329 6481

Södra Österbotten Huhtalantie 2 60220 Seinäjoki Tel. (06) 416 3555 Fax (06) 416 3616

131


Kuvailulehti

Julkaisija

Motiva

Julkaisuaika

Huhtikuu 2000

Tekijä

Energia-Ekono Oy (nyt Elektrowatt-Ekono), käännös F Malmgren ja R. Mansén, Vindkraftföreningen r.f.

Julkaisun nimi

Tuulivoiman projektiopas (ruotsi)

Julkaisun osat/ _ muut saman projektin tuottamat julkaisut Tiivistelmä

Tuulivoiman projektiopas on suunnattu sähkön tuottaja- ja jakeluyhtiöiden päättäjille, kunnille ja muille maankäyttö- ja lupaviranomaisille sekä kaikille asiasta kiinnostuneille tahoille. Oppaan tavoitteena on tarjota tuulivoimaprojektin käynnistämiseen ja läpiviemiseen tarvittavat keskeiset tiedot. Oppaassa käydään läpi tuulivoimaprojekti vaihe vaiheelta lähtien liikkeelle esiselvityksestä, rahoitusjärjestelyistä, lupa-kysymyksistä päätyen voimalaitoksen rakentamiseen ja käyttöön-ottoon sekä projektin jälkihoitoon. Teksti on jaettu osioihin, joista ensimmäinen käsittelee projektin käynnistämistä, toinen osa toteutuksen valmistelua ja kolmas osa voimalaitoksen rakentamista ja käyttöönottoa. Liitteissä esitellään muutamia viime vuosien aikana Suomessa toteutuneita hankkeita, sekä ohjataan lukija jatkokontaktien ja tarkempien kirjallisuuslähteiden äärelle.

Asiasanat

tuulienergia, tuulivoiman rakentaminen

Julkaisusarjan nimi

Motivan julkaisuja 2 / 2000

Julkaisun teema

Tuulienergia

Projektihankkeen nimi Tuulivoiman projektiopas Rahoittaja/ toimeksiantaja

Kauppa- ja teollisuusministeriö

Motiva, Energia-Ekono Projektiryhmään kuuluvat organisaatiot ISSN

1456-4483

ISBN

952-5304-09-4

Sivuja

134

Kieli

Ruotsi

Painosmäärä

1000

Julkaisun jakaja

Motiva

Painopaikka ja -aika

Monila Oy, Helsinki 2000

Muut tiedot

Yhteyshenkiö Motivassa Leena Grandell. Projektiopas julkaistaan myös pdf-formaatissa Motivan www-palvelussa, http://www.motiva.fi.

132


Presentationsblad

Utgivare

Motiva

Datum

April 2000

Författare

Energia-Ekono Oy (numera Elektrowatt-Ekono), överstättning till svenska F. malmgren och R. Mansén, Vindkraftföreningen r.f.

Publikationens titel

Handboken i vindkraftprojektering

Publikationens delar/ --andra publikationer inom samma projekt Sammandrag

Handboken över vindkraftprojekt är riktad till beslutsfattare i bolag som producerar och distributerar elektricitet, till kommuner och andra myndigheter som använder mark och beviljar tillstånd och till alla andra intresserade parter. Målet med handboken är att erbjuda central information som krävs då vindkraftprojektet skall startas och genomföras. I handboken går man igenom vindkraftprojektet från början till slut börjande med förutredningen, finansieringsarrangemangen, tillstånds-frågorna och slutande med byggandet och ibruktagandet av kraftverket och uppföljningen av projektet. Texten är uppdelad i olika delar. Det första avsnittet behandlar projektstarten, nästa avsnitt förberedandet av genomförandet och det tredje avsnittet byggandet och ibruktagandet av kraftverket. I bilagorna presenteras några projekt som på senare år förverkligats i Finland och ges information om nyttiga kontakter och mera utförliga litteraturkällor.

Nyckelord

vindenergi, byggande av vindkraft

Publikationsserie

Motivas Publikationer 2 / 2000 Publikationens tema Vindenergi Handels- och industriministeriet Finansiär/ uppdraggivare Organisationer i projektgruppen

Energia-Ekono Oy, Motiva

ISSN

1456-4483

ISBN

952-5304-09-4

Sidantal

134

Språk

Svenska

Upplagans storlek

1000

Förläggare

Motiva

Monila Oy, Helsinki 2000. Tryckeri/ tryckningsort och -år Kontaktperson vid Motiva Leena Grandell. Rapporten publiceras Övriga uppgifter också i pdf-format i Motivas www-service, http://www.motiva.fi/.

133


Documentation page

Publisher

Motiva

Publishing date

April 2000

Author

Energia-Ekono Oy (now Elektrowatt-Ekono Oy), translation to swedish F. Malmgren and R. Mansén, Vindkraftföreningen r.f.

Title of publication

Wind power project handbook

Parts of publication/ other project publications

---

Abstract

The wind power project handbook is intended for decision-makers in electricity generation and distribution companies, for local authorities and other public authorities concerned with land use and planning permission, and for all others interested in this subject. The handbook seeks to provide the most important information needed for launching and completing a wind power project. The handbook examines a wind power project on a stage by stage basis from the initial feasibility study through financial arrangements and permit issues to final power plant construction, commissioning and later project servicing. The text is divided into sections dealing with the project launch, preparations for implementation and power plant construction and commissioning. Some projects implemented in Finland in recent years are described in the appendices, which also provide the reader with useful further contacts and references to the most important literature on the subject.

Keywords

wind power, wind power plant construction

Publication series

Motiva´s Publications 2 / 2000 Theme of publication Wind power Financier/ The Ministry of Trade and Commerce in Finland commissioner Project organisation

Energia-Ekono Oy, Motiva

ISSN

1456-4483

ISBN

952-5304-04-3

No. of pages

134

Language

Finnish

Circulation

1000

Distributor

Motiva

Printing place and year

Monila Oy, Helsinki 2000

Other information

Contact at Motiva Leena Grandell. The report will also be published in pdf-format in Motiva´s www-service, http://www.motiva.fi.

134

projecthandboken 2000  

projecthandboken 2000

Read more
Read more
Similar to
Popular now
Just for you