Hugleiðing um vindorkuver

981

Formáli:

Það er vissulega saga til næsta bæjar, ef fjárfestar hafa hug á að reisa 130 MW vindorkugarð á Hróðnýjarstöðum í Dalabyggð.  Þetta er fréttnæmt, því að hingað til hafa vindorkuver ekki verið samkeppnishæf við aðrar vistvænar virkjanir á Íslandi, og vegna þess að staðsetningin er áhættusöm og gæti flokkazt síðar meir undir skipulagsslys vegna nálægðar fremur stórs orkuvers við byggð.  Fyrirhugað uppsett afl nemur 65 % af uppsettu afli upphaflegs Búrfellslundar, sem hlaut eftirfarandi útreið hjá Skipulagsstofnun samkvæmt Morgunblaðinu, 23. desember 2016:

Niðurstöður um mikil umhverfisáhrif gefa, að mati stofnunarinnar, tilefni til að skoða, hvort önnur landsvæði henta betur fyrir uppbyggingu af þessu tagi og umfangi.  Þá kann að vera tilefni til að skoða, hvort umfangsminni uppbygging á betur við á þessu svæði, bæði hvað varðar hæð og fjölda vindmylla. …. Þannig verður um að ræða ein stærstu og sýnilegustu mannvirki á miðhálendinu til þessa, sem munu skera sig meira úr umhverfinu en stærstu mannvirki, sem fyrir eru.“

Þótt þessi umsögn Skipulagsstofnunar eigi við stórt vindorkuver á hálendinu, má að miklu leyti heimfæra hana á tillöguna um allt að 130 MW vindorkugarð á 600 ha í landi Hróðnýjarstaða í Dalabyggð.  Ástæða þess, að tilhneiging er til staðsetningar vindorkuvera á hálendi, bæði á Íslandi og í Noregi, er sú, að á hálendinu er mun vindasamara en í byggð, og meðalvindstyrkurinn hefur mest áhrif á nýtingu fjárfestingarinnar (nýtingu uppsetts afls, hér 130 MW).  Nýting mylluspaða og nýtni rafala, rafstrengja og aflspenna gefur heildarnýtni kerfis, sem er mikilvægur áhrifaþáttur á vinnslukostnað raforkunnar í vindorkugarðinum, eins og gerð verður grein fyrir í kostnaðarkafla þessa pistils.   Sem dæmi var meðalnýting mylluspaða á mánuði fyrstu 7 mánuði tilraunarekstrar  Landsvirkjunar á tveimur 0,9 MW vindmyllum á Hafinu norðan Búrfellsvirkjunar á bilinu 20 % í júlí til 56 % í marz, og meðaltal fyrstu 7 mánaðanna var 40 %, en reynsla Landsvirkjunar síðan mun vera spaðanýting upp á 44 %.  Það er athyglisvert, því að meðaltalið í heiminum er aðeins 28 %.

Höfundi er ekki kunnugt um, að gerðar hafi verið umfangsmiklar vindmælingar á fyrirhuguðu athafnasvæði í landi Hróðnýjarstaða, en þær eru forsenda þess, að hægt sé að velja kjörstærðir og -gerðir vindrafstöðva og til að reikna út vinnslukostnað raforkunnar með lítilli óvissu.  Við kostnaðarútreikninga sína notaðist höfundur þó við téða 44 % spaðanýtingu Landsvirkjunar, og verður þá heildarnýtni kerfisins um 40 % m.v. afhendingarstað á nýjum 132 kV reit aðveitustöðvar Glerárskóga.  Að óreyndu má líklegt telja, að flest árin verði heildarnýtnin undir 40 %.

Höfundur getur sér þess til, að ásókn í land Hróðnýjarstaða fyrir vindorkugarð stafi öðru fremur af nálægð staðarins við aðveitustöð Landsnets í Glerárskógum.  Það þarf að vísu að bæta við 132 kV reit í stöðinni fyrir jarðstreng frá vindorkuverinu og setja upp stærri straummælispenna í Hrútatungu fyrir aflflutning inn á Byggðalínu, og slíkt kostar að lágmarki MISK 200 (M=milljón), en 132 kV teinarnir í Glerárskógum ráða við hámarksaflið, 130 MW.  Sá er þó hængur á, að þetta afl fulllestar Glerárskógalínu til Hrútatungu í Hrútafirði, sem er tengistöð Dalabyggðar og Vestfjarða við Byggðalínu.  Það þýðir, að þegar vindorkuver á Hróðnýjarstöðum mun ganga á meira en 80 % af fullu afli, sem verður sennilega minna en 20 % úr ári, um 10 vikur, þá munu Vestfirðingar lítið geta flutt frá nýjum vatnsaflsvirkjunum sínum inn á Byggðalínu.  Þetta gæti þó blessazt, því að yfirleitt er lygnara við Hvammsfjörðinn á þeim tíma, þegar mest er í ánum á Vestfjörðum.  Með þessari mötun inn á Byggðalínu í Hrútatungu mun draga úr orkuflutningum í norðurátt frá Vatnshömrum í Borgarfirði, sem mun styrkja spennuástand Byggðalínu og draga úr flutningstöpum hennar.

Ásókn erlendra fjárfesta:

Í Noregi eru nú þegar allmörg vindorkuver í rekstri, þótt undarlegt megi telja, þar sem nánast öll önnur raforkuvinnsla fer fram í umhverfisvænum vatnsfallsvirkjunum.  Þessi norsku vindorkuver eru ekki samkeppnishæf á norskum raforkumarkaði, enda niðurgreiðir norska ríkið orkuna frá þeim um 10 miaNOK/ár (mia=milljarður), sem á íslenzkan mælikvarða (m.v. höfðatölu) samsvarar 9 miaISK/ár.  Þess má geta, að 18 % útgjalda norska ríkissjóðsins eru greidd með peningum úr olíusjóði Norðmanna.  Slíkan eigum við Íslendingar engan, og hér dettur vonandi engum stjórnmálamanni sú firra í hug að bjóða eigendum vindorkugarða upp á fjárhagsstuðning úr ríkissjóði.  Þessi opinbera ráðstöfun í Noregi verður enn óskiljanlegri, þegar þess er gætt, að þar er orkuvinnslugeta í vatnsfallsvirkjunum umfram innanlandsþarfir um 20 TWh/ár (terawattstundir á ári), sem er tæplega 15 % af vinnslugetu í lélegu vatnsári.  Hérlendis er oftast sáralítil umframorka í orkukerfinu, sumpart vegna þess, að afkastageta (sumra) jarðgufuvirkjana hefur ekki reynzt vera stöðug.

Þá viðskiptalegu skýringu er þó hægt að finna á vindorkuverum í Noregi, að þau framleiða raforku til útflutnings um loftlínur til Svíþjóðar og sæstrengi til Danmerkur og Hollands.  Nú eru í bígerð 2 öflugir sæstrengir frá Noregi; annar til Bretlands og hinn til Þýzkalands. Þegar þeir verða komnir í gagnið, munu Norðmenn tæknilega geta flutt út helming allrar raforku sinnar, en það er hins vegar varla nokkur glóra í því vegna hættu á orkuskorti og verðhækkunum raforku í Noregi við slíkt athæfi.   Meðalraforkuverð til almennings í Noregi frá virkjun, þ.e. án flutnings, dreifingar og skatta, er 4,3 ISK/kWh, sem er ívið lægra en á Íslandi.  Á Bretlandi er það 9,1 ISK/kWh, og í Þýzkalandi getur það orðið „stjarnfræðilega“ hátt eða yfir 30 ISK/kWh á álagstíma, ef hvorki skín sól á sólarhlöðurnar né er vindur til að snúa vindrafstöðvunum.

Stórþingið í Ósló mun nú í febrúar-marz 2018 fjalla um lagabálk frá ESB, sem fella mun EES-ríkið Noreg inn í raforkumarkað ESB og færa Orkustjórnsýslustofnun ESB, ACER (=Agency for the Cooperation of Energy Regulators), æðsta vald í raforkuflutningsmálum Noregs.  Allt þetta á líka við um Ísland, því að ACER getur látið leggja sæstreng til Íslands frá ESB-landi og tengja hann í báða enda án tillits til vilja ríkisstjórnar Íslands og Alþingis, ef Alþingi fellst á að veita þessum ESB-lagabálki lagagildi, sem fyrirhugað mun vera vorið 2018.  Ef þessi tvö Norðurlönd, illu heilli, verða þannig innlimuð í ESB-orkumarkaðinn með sína eftirsóttu „grænu“ raforku, þá mun raforkuverðið í Noregi og á Íslandi örugglega hækka og jafnvel ná hæstu hæðum meginlandsins vegna mikils orkuflutningskostnaðar.  Svo virðist sem erlendir fjármálamenn hafi fengið nasaþef af þeim verðhækkunum, sem þannig eru í vændum í Noregi, því að þeir hafa fest kaup á eftirfarandi 5 norsku vindorkugörðum samkvæmt vefritinu „Document.no“, 31.01.2018:

  • Alcoa Norge í Mosjöen hefur gert 15 ára orkukaupasamning við áformaðan vindorkugarð á Kvaleröya í Tromsö.
  • Credit Suisse (svissneskur banki) og svissneska BKW hafa keypt 40 % af stærsta vindorkugarði Noregs á Fosen.
  • Fjárfestingarfélagið Blackrock hefur keypt 100 % af Tellenes vindorkugarði á Rogalandi og selt 12 ára raforkuvinnslu þar til Google.
  • Þýzka fjárfestingarfélagið Luxcara hefur keypt Egersund Vindpark.
  • Franska fjárfestingarfélagið Ardian hefur keypt 49 % af vindorkugarðinum Hamnefjellet af Finnmark Kraft.

Það kann vel að vera fyrir hendi keimlíkur áhugi erlendra fjárfesta á að reisa vindorkuver hérlendis eða að tengjast innlendum vindorkufélögum með einum eða öðrum hætti.  Þetta er ómögulegt að hindra á meðan Ísland er á Evrópska efnahagssvæðinu, EES.  Af þessum sökum og mörgum fleirum er bráðnauðsynlegt, að Alþingi setji heildstæða löggjöf um vindorkuver og skilgreini samræmdar kröfur um greiðslu auðlindagjalds af nýtingu allra náttúruauðlinda á og við Ísland, en aðferðarfræðin við það er efni í sjálfstæða vefgrein.

Fyrirkomulag:

Að Hróðnýjarstöðum virðast engar skráningar hafa verið gerðar á vindafari, en vart er unnt að velja vindorkugarði stað án vitneskju um, hversu vindasamt er á staðnum.  Af öðrum athugunarefnum má nefna truflanir á starfsemi í grennd, bæði á framkvæmdatíma og rekstrartíma, s.s. umferð, hávaðamengun, sjónmengun, áflug fugla, jarðvegsskipti, vegagerð og fjarlægð frá tengistað inn á raforkustofnkerfið.

Athygli vekur jafnan, hversu gríðarlega landfrekir vindorkugarðar eru.  Að Hróðnýjarstöðum er fyrirhugað 600 ha athafnasvæði undir 3,6 MW x 36 vindmyllur = 130 MW.  Hverri vindmyllu er ætlaður 300 x 500 m = 15 ha flötur, sem er mikil rýmisþörf fyrir myllu, og skrýtið, að flöturinn skuli ekki vera ferningslaga, þar sem myllurnar snúast eftir vindátt.  Á athafnasvæðinu verður að leggja veg að hverri vindmyllu og grafa skurð undir rafstrengi að stöðvarhúsi á athafnasvæðinu, þar sem verða háspennurofar og skynsamlegast er að staðsetja aflspennana, einn eða fleiri, inni í stöðvarhúsinu með olíuþróm til að taka við allri einangrunarolíunni og staðsetja þar einnig slökkvikerfi. Athafnasvæðið, 600 ha, verður allt undirlagt framkvæmdunum og ásýnd þess verður gjörbreytt.  Það verður þar af leiðandi ekki samnýtt til annars, enda ætti að girða það rækilega af öryggisástæðum.

Af umhverfisástæðum kemur loftlína ekki til greina frá stöðvarhúsinu að aðveitustöð Landsnets í Glerárskógum, heldur verður að leggja 132 kV jarðstreng þessa leið með helgunarsvæði á skurðstæðinu að fengnu samþykki Landsnets.

Það má merkilegt heita, ef rétt er, sem hermt var á íbúafundi í Búðardal 31.01.2018, að framkvæmd, sem felur í sér gröft og sprengingar fyrir 36 undirstöðum, sem er á að gizka 1500 m3 hver, og þræljárnbenta steinsteypu í hverri holu ásamt strengjaskurðum þvers og langs um athafnasvæðið, fullnægi skilgreiningu fræðasamfélagsins, t.d. í HÍ, á afturkræfri framkvæmd.  Það blasir við, að umrætt 600 ha athafnasvæði verður aldrei samt eftir.

Ástæðan fyrir því, að allt að 0,5 km eru hafðir á milli vindmyllusúlna, þótt spaðalengd sé „aðeins“ um 56 m, er, að mikil hvirfilmyndun er við spaðana, einkum spaðaendana, og hvirfilmyndun eykur orkutöpin og hávaðamyndun.  Með löngu fríu bili á milli spaða næstu súlna, um 200 m að lágmarki, nær loftið að verða aftur straumlínulaga áður en það nær næstu spöðum.  Lagnir verða hins vegar lengri og dýrari, svo að bilið er verkfræðilegt beztunarviðfangsefni.

Stór áhættuþáttur fyrir íbúana á bæjunum í grennd og í Búðardal er hávaðinn frá um 36 vindmyllum, sem hver um sig hefur snúningsflöt 9852 m2.  Það má ímynda sér 35 ha hljóðgjafa með miðju í um 100 m hæð á téðu 600 ha athafnasvæði.  Þessi hljóðgjafi sendir frá sér þrýstingsbylgjur, sem dreifast í allar áttir, en mest í vindstefnuna.  Um er að ræða taktfast lágtíðnihljóð.  Slíkt hljóð nær betur í gegnum veggi og glugga en hljóð af hærri tíðni, t.d. umferðarhávaði.  Hljóð á tíðni undir 20 Hz heyrir maðurinn ekki, en grunur leikur á, að þetta kunni að vera orsök ýmiss konar vanlíðunar og kvilla.  Hljóð frá vindmyllum verður enn greinanlegra á kvöldin og næturnar, þegar bakgrunnshávaði er orðinn lítill.  Nágrannar væntanlegra vindmyllugarða eiga heimtingu á því, að lífsskilyrði þeirra verði í engu lakari eftir gangsetningu  vindmylla en áður.  Það er lykilatriði við umhverfismat á slíku verkefni, að með vönduðu hermilíkani sé gengið úr skugga um, að engar loftþrýstingsbylgjur, heyranlegar eða ekki, nái inn á aðliggjandi jarðir eða lóðir við verstu aðstæður.

Kostnaður:

Helztu kostnaðarþættir á afleiningu eru (í MUSD/MW, M=milljón, USD/ISK=100):

  • vindmylla ásamt undirstöðu, uppsett, ótengd:                        1,40 MUSD/MW
  • aflspennir, aflrofar, niðurlagðir rafstrengir í skurð og tengdir:  0,26 MUSD/MW
  • stöðvarhús, land (600 ha), 132 kV reitur og straumspennar:   0,04 MUSD/MW
  • Heildarfjárfesting: A=1,7 MUSD/MW x 130 MW = MUSD 221 (=miaISK 22,1)
  • árlegur rekstrarkostnaður:  B=3 % x 221 MUSD =       MUSD      6,6
  • ávöxtunarkrafa fjárfestingar: 6 %/ár (vaxtakostnaður og áhættuálag)
  • afskriftartími fjárfestingar: 25 ár

Fjármagnskostnaðinum er dreift jafnt á 25 ár og rekstrarkostnaðinum bætt við:

Líkingin fyrir þessa kostnaðardreifingu gefur árlegan fjármagnskostnað MUSD 17,4.  Að árlegum rekstrarkostnaði viðbættum, fæst: K = 17,4 + 6,6 = MUSD 24,0 (miaISK 2,4).

Þá er hægt að reikna út orkuvinnslukostnað í vindorkuverinu út frá áætlaðri orkuvinnslu.  Hún verður að hámarki 455 GWh/ár m.v. 40 % heildarnýtni orkuversins, sem reiknuð er við afhendingarstað í Glerárskógum:

OVK1 = 24000/455 = 53 USD/MWh = 5,3 ISK/kWh

Ef vindmyllunýtingin verður umtalsvert lakari en á Hafinu norðan Búrfells, t.d. vegna tíðra bilana eða kyrrviðris, svo að heildarnýtnin verði aðeins 30 %, þá hækkar vinnslukostnaðurinn í:

OVK2 = 24000/342 = 70 USD/MWh = 7,0 ISK/kWh

Til samanburðar má geta þess, að orkuvinnslukostnaður í nýrri vatnsaflsvirkjun, t.d. Búðarhálsvirkjun, uppsett afl 95 MW og orkuvinnslugeta 585 GWh/ár, er 30 USD/MWh (=3,0 ISK/kWh) eða aðeins 57 % af orkuvinnslukostnaði vindorkuversins.  Ástæðurnar eru, að nýtingin á uppsettu afli er að lágmarki 70 %, og er hún reyndar mun hærri í stærstu virkjunum Íslands, afskriftartíminn er 40 ár (lengri endingartími en í vindmyllugarði) og árlegur rekstrarkostnaður er innan við 1 % af stofnkostnaði.

Orkuvinnslukostnaður í nýrri jarðgufuvirkjun, t.d. Þeistareykjavirkjun, er um 35 USD/MWh.

Af þessu má ráða, að vindorkuver eru ekki samkeppnishæf við vatnsorkuver eða jarðgufuver hér á landi.  Setjum sem svo, að raforkuverð til almennra notenda hérlendis sé 5,0 ISK/kWh og smásalinn kaupi orkuna af virkjun á 4,5 ISK/kWh; þá er reikningslegur gróði af þeim viðskiptum fyrir eigendur vatnsafls- og jarðgufuvera, en reikningslegt tap fyrir eigendur vindorkuvera.  Af þessum ástæðum hefur verið takmarkaður áhugi hérlendis á vindorkuverum, þótt orkuvinnslukostnaður þeirra hafi lækkað ár frá ári vegna tækniþróunar og aukinnar framleiðslu.  Góð afkoma vindorkuvera hérlendis er háð verulegri raforkuverðshækkun.  Ofan á orkuverðið, sem hér er til umfjöllunar, bætist flutningskostnaður Landsnets, dreifingarkostnaður rafveitu og opinber gjöld.

Það er aðeins eitt, sem gæti valdið stökki í raunverði raforku (leiðrétt fyrir verðbólgu) fyrir utan náttúruhamfarir og raforkuskort, og það er beintenging Íslands við erlendan raforkumarkað með aflsæstreng á milli Íslands og Bretlands eða meginlandsins.  Nú kunna að vera auknar líkur á slíku, ef Alþingi samþykkir innleiðingu á 1000 blaðsíðna lagabálki frá ESB um orkumarkaðsmál.  Með þessum lagabálki færast völd yfir raforkuflutningsmálum ríkjanna til orkustjórnsýslustofnunar ESB, ACER, í Slóveníu, þar sem er einn fulltrúi frá hverju EES ríki, en aðeins ESB-ríkin eiga þar atkvæðisrétt.  Þetta mun þýða, að Landsneti og hluta af Orkustofnun, verður stjórnað frá ACER.  Hver sem er innan EES getur þá boðið í orku frá virkjunum á Íslandi, sem þýðir, að vindorkuver og aðrir munu geta selt raforku fyrir 10-30 ISK/kWh.  Þetta þýðir í raun og veru, að ráðstöfunarréttur raforkunnar hverfur úr landi, flyzt til ACER, og raforkuverðið á Íslandi mun stórhækka fyrir vikið.

Niðurstaða:

Það verður að telja nokkuð glannalegt að leggja í þá vegferð, sem bygging nýs tiltölulega stórs vindorkugarðs er án þess að hafa viðskiptasamning í höndum um orkuafhendingu sem nemur afskriftatímanum.  Með slíka tryggingu í höndunum nást einnig mun hagstæðari samningar við lánveitendur.  Eins og rakið hefur verið í þessum pistli, er rekstur vindmyllugarðs á Íslandi ekki arðvænlegur að svo komnu, því að hann keppir við aðra „græna orku“, sem er mun ódýrari í vinnslu.

Staðsetning meðalstórs raforkuvers í grennd við bújarðir og þéttbýli býður upp á vandamál, sem krefjast gjörhygli á undirbúningsstigi, og alltaf er sú hætta fyrir hendi, að einhver óvæntur og neikvæður þáttur komi í ljós annaðhvort á byggingarstigi eða rekstrarstigi slíkrar virkjunar.  Þetta þurfa yfirvöld sveitarfélagsins að hafa í huga gagnvart hagsmunum íbúanna í grennd, Skipulagsstofnun og Umhverfisstofnun gagnvart umhverfismatinu og Orkustofnun gagnvart virkjunarleyfinu.

Það er engum vafa undirorpið, að íbúar sveitarfélagsins eiga að njóta vafans og að rétturinn er þeirra megin, ef mistök verða gerð við hönnun, uppsetningu eða rekstur vindorkulundsins.  Í því sambandi ber að hafa í huga, að enginn vindorkugarður hefur enn verið hannaður eða reistur á Íslandi.  Tæknileg þekking á fyrirbærinu er þar af leiðandi af skornum skammti hérlendis.  Staðsetning 130 MW vindorkugarðs í byggðarlagi verður fyrir vikið enn áhættusamari en ella.  Hver vill taka ábyrgð á slíku ?