Havvind: – Lær av bilindustrien

– Dette er ikke noe vi gjør for å flotte oss, vi har jobbet med dette i femten år. Nå satser vi fordi vi vil noe og tror det er mulig å tjene penger på sikt.

Det sier Simon Moxnes, sjefsingeniør i plattformteknologi i Statoil og mangeårig utvikler av Statoils kunnskap om vindmøller til havs, om at selskapet han jobber i tidligere denne måneden inngikk en avtale om å bygge ut en vindmøllepark utenfor Skottland.

Det såkalte Hywind-prosjektet er det største flytende havvindprosjektet i Storbritannia og vil ha en samlet kapasitet på 125 gigawatt-timer (GWh) når det står klart.

I mai kunngjorde Statoil opprettelsen av et nytt forretningsområde, nye energiløsninger, som skal rapportere direkte til konsernsjefen. For mange representerer Hywind handling på selskapets uttalte mål om gradvis å supplere sin olje- og gassportefølje med lønnsomme løsninger innen fornybar energi og lavkarbonløsninger. Hywind pilotpark er det nye forretningsområdets første nye investering.

– Det er nok til å forsyne opp til 20 000 britiske husstander med strøm. Eller om lag 5000 norske, sier Moxnes under sitt innlegg på et møte avholdt av Norsk Klimastiftelse og henviser til det høye norske strømforbruket.

Det startet som en utfordring

Statoils interesse for offshore vinkraft går femten år tilbake. I en litt dårligere periode for oljebransjen var det en del av ingeniørene i Statoil som tok tak i utfordringen og sa at det må være mulig å gjøre dette bedre enn det ble gjort den gangen.

– Vi trodde det måtte være mulig å ha vindmøller på havdyp over 20 meter, sier Moxnes.

Bakgrunnen var at man hadde sett en rivende utvikling innen oljebransjen. De nye feltene lå på dypere vann og det hadde medført en del problemer. I 1978 ble den til nå største stålkonstruksjonen under en plattform laget. Den rakk ned til havbunnen på 310,9 meter.

– Men når havdypet ble mer enn 300 meter gikk det mye så mye stål at man kuttet hele konstruksjonen og gikk for flytende løsninger, sier Moxnes.

I utgangspunktet er det rimelig enkelt å sette opp en park med vindmøller. Man finner et sted det blåser mye, deretter beregner man hvordan møllene bør stå i forhold til hverandre for å høste optimal energimengde og så bygger man. Men på vann er det ikke fullt så enkelt. Selv nær kysten kan det være veldig dypt, kanskje over 60 meter ned til havbunnen. En mølle som festes i havbunnen på store dyp kan fort ødelegge seg selv, så det krever helt spesielle løsninger. I havområdene uten for Peterhead i Skottland, der Statoil etablerer seg, er det over 100 meter ned til bunnen.

Men Moxnes mener de har funnet to løsninger som gir dem noen helt spesielle fortrinn. For det første skal ikke vindmøllene gå helt ned til bunnen, istedet har man gått for en flytende variant inspirert av hvordan boreplattformene i Mexico-gulfen gikk fra å stå på bunnen og over til å bli flytende installasjoner. Statoil er ikke alene om flytende vindmøller, men de har patentert en festeanordning, en slags barduner med hanefot som fester den flytende møllen til havbunnen på en slik måte at den har litt fleksibilitet dersom det skulle bli nødvendig i for eksempel en storm. For det andre har ingeniørene patentert en løsning som innebærer at rotorbladene ikke kan reguleres i sterk vind.

– Når vinden er sterkere enn 25 meter per sekund, er det ikke lenger lønnsomt med havvind, designen blir for dyr, sier Moxnes.

Statoils vindmøller trives best i flau bris. Blåser det for mye, så skrur turbinene seg av.

Rammebetingelser

Selv om Statoils eget prøveprosjekt Hywind demo utenfor Karmøy har vært en liten suksesshistorie siden 2009, var det flere grunner til at vindparken landet i Skottland og ikke i Norge, ifølge Moxnes.

Som på Karmøy blåser det godt der, men kanskje viktigst:

– Skottland har et støtteregime som gjør at vi kan tjene penger, uten det hadde vi nok ikke gjort det, sier Moxnes.

I Storbritannia har man blant annet en ordning som garanterer kraftprodusentene et visst prisnivå.

– Da er vi ikke like følsomme for prissvingninger, og det gjør at vi kan inkorporere mindre risiko og lettere ta en investeringsbeslutning, sier han.

Regimet i Storbritannia står i sterk kontrast til situasjonen i Norge. I sommer raste vindmølledebatten etter at Statskraft skrotet de planlagte investeringene på Fosen og Snillfjord (Etter bruduljene gikk selskapet tilbake på avgjørelsen om Fosen, men vedholdt at Snillfjord-prosjektet var dødt). For at pilen skulle vippe over på pluss igjen, måtte fremtidens strømpris minst ligger over 40 øre per kilowattime, ifølge Statkraft. Og det var for vindkraft på land. Svenske Vattenfall satte nylig rekord da selskapet vant et anbud i Danmark på offshore vind-anlegg for 77 øre per kilowattime, ifølge klimamagasinet Tograder.

Deler av skylden for Statkraftfiaskoen ble lagt på det norsk-svenske regimet for grønne sertifikater som har ført til at Norge og Sverige deler regningen på 48 milliarder mens Sverige har fått brorparten av investeringene som ordningen skulle støtte.

I forkant av avgjørelsen hadde Næringsdepartementet som eier av Statkraft skutt inn frisk kapital på 10 milliarder kroner. Regjeringen hadde også endret avskrivningsreglene for vindkraft i et forsøk på å få like regler som i Sverige. Men ordningen med grønne sertifikater gjorde man først endringer med i etterkant.

Professor Stein Erik Fleten ved NTNU uttalte tidligere i år til Ukeavisen Ledelse at en heving av prisen på elsertifikatene antagelig ville føre til at både Fosen og Snillfjord ville blitt realisert, men at det ikke nødvendigvis ville være en god idé. Han mener det handler om hva aktørene i markedet forventer om fremtidens pris­utvikling.

Fleten viser til at subsidiering av fornybar energi som regel ikke er samfunnsøkonomisk optimalt. Utbyggingen av støtteavhengig vind- og solkraft har presset ned kraftprisen, et populært tiltak for forbrukerne, men det er ikke den mest effektive måten å få ned CO2-utslipp på.

Men når en først har bestemt seg politisk for å bygge ut fornybar finnes det bedre metoder enn grønne sertifikater. En bedre måte er såkalte feedin-tariffer som blant annet Danmark i sin tid innførte da Norge valgte å følge svenskes markedet for grønne sertifikater. Feedin-tariffer er rene påslag på strømprisen som deles ut til kraftprodusentene. En fordel som ofte trekkes frem ved feedin-tariffer, er at de er mye enklere å forholde seg til for investorene.

— De har lavere forretningsrisiko og derfor blir finansieringen billigere, og totalt sett er erfaringene bedre med dette systemet. Ulempen er at det ofte er ukjent på forhånd hva det kommer til å koste staten, sier Fleten.

Flere mål med prosjektet

Hywind Skottland er betydelig større enn Hywind demo på Karmøy. Statoil har flere målsetninger enn å tjene penger på prosjektet. For dem er det også viktig å vise at teknologien fungerer.

• Verifisere oppskalert og optimalisert design
• Teste flere enheter i park-konfigurasjon
• Forbedre fabrikasjonseffektivitet
• Forbedre sammenstillings- og installasjonseffektivitet
• Mobilisere leverandørmarkedet (forsyningskjeden)

For Moxnes og Statoil er hovedutfordringene fremover å få kostnadene videre ned.

– Vi må betydelig ned på kostnadssiden. Vi kan ikke basere oss på at vi skal leve av støtteregimer, sier han.

Statoils strategi på området er å skvise marginer fra alle leddene som bidrar til at få en vindmølle ut på sjøen gjennom standardisering og industrialisering.

– Turbinmarkedet fungerer egentlig svært godt i dag. Og vi tror også at markedet for understøtte kommer til å fungere godt, sier han.

Men installasjon er det verre med. Her har Statoil utfordret bransjen.

– Dette er helt klart et av de viktigste kostnadselementene, og for å få ned kostnadene må forsyningskjeden mobiliseres, sier han og viser til Turbin-produsentene Vestas og Siemens.

– De har skjønt det. De er mye nærmere bilindustrien i måten de tenker på. Alle marginene er skviset så langt som det går. Det er dit vi må for å få til flytende vinkraft, sier sjefsingeniøren.