Ulike vindforhold: Slik bør vi bygge 30 GW havvind i Norge

Medforfatter: Harald Svendsen, SINTEF Energi

Den norske regjeringen lanserte nylig ambisiøse planer for havvind i Norge. Målet er å tildele arealer for totalt 30 GW havvindkapasitet innen 2040. Utviklingen er viktig for å sikre fremtidig tilgang på ren energi som er avgjørende for å nå klimamålene, og for å støtte utviklingen av en grønn industri. Utbyggingen gir også utfordringer som vi må løse, for eksempel hvor vi best kan lokalisere vindparkene og hva konsekvensene vil være for driften av kraftsystemet?

I SINTEF har vi gjort en studie for å se på disse to spørsmålene. Studien er del av det pågående arbeidet i NorthWind og Green Platform Ocean Grid, og stadig under arbeid, men inkluderer noen interessante observasjoner som vi mener er verdt å dele allerede nå. Studien kan ses på som en oppdatering av tidligere analyser ^{[2, 8]}. I Solbrekke et al (2020) ^[9] er et unikt sett  med vindhastighetsdata per time observert over en periode på 26 år for å kvantifisere potensialet til kollektiv offshore vindkraftproduksjon for fem steder langs norsk sokkel. En fersk rapport fra Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE)^[1] har sett på hvordan fornybar kraftproduksjon er en utfordring for kraftsystemene, basert på ERA5-data fra 1979-2019, men begrenset til eksisterende landbaserte vindparker.

Havvindparker

NVE har tidligere identifisert 15 mulige områder for havvindutbygging i Norge. Disse er valgt i denne studien som lokaliteter for fremtidig 30 GW havvindkapasitet. Fordelingen av kapasiteten mellom disse havvindparkene er antatt å være proporsjonal med arealet for hvert område. Resultatet er et sett med vindparker med kapasitet fra 0,2 GW til 9 GW, der Sørlige Nordsjø II er størst. Plasseringene til vindparkene er illustrert på kartet nedenfor. For en del av analysen har vi også tatt med tre havvindparker utenfor Norge, det vil si Storbritannia, Danmark og Tyskland. Disse vises også på kartet.

Analysen benytter 29 år med timebaserte vinddata

For etableringen av krafttidsserier har vindhastighetsdata fra MERRA 2-datasettet^[4] blitt brukt, innhentet via Renewables Ninja^[5]. Vindhastigheter som dekker 29-årsperioden fra 1991 til 2019 har blitt brukt. Vindhastigheter på 100 m høyde er omregnet til vindkraft ved å anta at alle havvindparkene er utbygd med samme type vindturbin. Dette gjøres direkte av Renewables Ninja, se også ^{[6, 7]}. Turbinen som antas i vårt tilfelle er Vestas V80 2000, men det presise valget av vindturbin er ikke viktig for resultatene i denne studien.

Konsekvensen av 30 GW havvind i Norge for drift av kraftsystemet vil avhenge av hvor vindparkene befinner seg

Figur 2 viser korrelasjonskoeffisienter mellom effekt på timebasis, daglig og ukentlig basis for de ulike havvindparkene. For det første viser tallene at det er liten forskjell i sammenhengene enten man vurderer timetidsserier eller daglige gjennomsnittsverdier, men betydelig sterkere sammenhenger for ukentlige gjennomsnittsverdier. For det andre ser vi tydelig at korrelasjonen reduseres med geografisk avstand. For eksempel har kraftproduksjonen i Sørlige Nordsjø II-området (nummer 0) en korrelasjonskoeffisient på mindre enn 0,2 for alle vindparker fra Frøyabanken (nummer 6) og nordover for daglige eller timebaserte gjennomsnittsverdier. For det tredje ser vi at Sørlige Nordsjø I og II er sterkt korrelert med de europeiske vindparkene (Doggerbank, Horns Rev og Baltic2). For vindparker lenger nord er korrelasjonen lav. Det betyr at havvindparker i Sør-Norge vil generere kraft som med stor sannsynlighet vil falle sammen med kraften fra andre vindparker i Nord-Europa (Storbritannia, Danmark, Tyskland, osv.). Vindparker i Nord-Norge vil derimot gi en kraftproduksjon som ikke er korrelert med vindkraft fra Sør-Norge og Nord-Europa.

Vindkraftvariasjoner

Et aspekt ved vindkraft som er svært viktig for balansering av kraftsystemet, er endringen i kraftproduksjonen over tidsskalaer opp til noen timer. En måte å karakterisere dette på er å beregne den absolutte endringen i produsert kraft p(t) fra et tidspunkt t til et nytt tidspunkt t+s forskjøvet frem i tid:

R_s(t) = | p(t + s) − p(t)|

Figur 3 viser 80 % kvantil for denne endringen som en funksjon av tidsforskyvningen s. Den er plottet inn for de enkelte vindparkene og for den kombinerte effekten. 80% kvantilen er definert slik at i 80% av tilfellene er verdien under kurven. For en tidsforskyvning på 5 timer ser vi at i 80% av tilfellene endres kraftproduksjonen fra de enkelte vindparkene mindre enn 20% av vindparkkapasiteten, mens den kombinerte kraftproduksjonen endres mindre enn ca. 11%. Med andre ord vil lokalisering av havvindparkene langs norskekysten fra sør til nord til sammen gi en mindre variabel produksjon enn å konsentrere havvindparkene innenfor et mindre geografisk område.

Vindkraft sesongvariasjoner

Figur 4 viser sesongvariasjonen av den kombinerte effekten fra alle de 15 havvindparkene. Figuren viser gjennomsnittsverdien over 29 år og standardavvikene innenfor hver uke i året. Gjennomsnittsverdien varierer mellom maksimalt 68 % i januar og minimum 37 % i juli. Det vi ser i figuren er som forventet. Vinden i Norge er generelt sterkere om vinteren og vindkraftproduksjonen er derfor høyere om vinteren. Dette er gunstig siden kraftbehovet også er høyere om vinteren, og det har betydning for bruken av norsk vannkraft og reservoarkapasitet. Store mengder havvind vil kunne redusere behovet for sesongbalansering av vannkraftsystemet, men samtidig vil behovet for balansering på kortere tidsskalaer antagelig øke.

Hvor ofte og hvor lenge er det vindstille?

Et ofte stilt spørsmål om vindkraft er varigheten av lengre perioder med lav vind. Dette refereres noen ganger til som «dunkelflaute», se f.eks. ^[3]. Disse er viktige for å forstå behovet for alternativ kraftproduksjonskapasitet, energilagring eller fleksibilitet på etterspørselssiden.

Vi har studert dette ved å telle påfølgende timer med produksjon fra havvind under en gitt terskelverdi for tidsseriene for de antatte havvindparkene i Norge. Figur 5 illustrerer dette som et konturplott med farger som indikerte antall forekomster per år for alle de antatte havvindparkene i Norge kombinert. Vi ser for eksempel at tilfeller hvor den kombinerte produksjonen fra havvindparkene er under 20 % i opptil 2 dager skjer omlag 3 ganger per år (mellom 1 og 10^0,5 = 3,16 per år). Vi ser også at den lengste sammenhengende tidsperioden observert i løpet av 29 år for en kombinert effekt under 20 % fra alle havvindparkene i Norge er ca 5 dager. En slik lengre periode med lav vind er vist i figur 6.

Disse resultatene er for en antatt geografisk fordeling av havvindparker i Norge. En annen fordeling av havvindparkene vil gi andre resultat.

Oppdatert 13. desember med ny referanse [9], som også er oppdatert i tekst.

John Olav Giæver Tande

John Olav Tande er sjefforsker hos SINTEF Energi og leder av NorthWind, forskningssenteret for vindenergi. Epost Ansatteside

COP29: Havvind vil være en bærebjelke i fremtidens energisystem
Ulike vindforhold: Slik bør vi bygge 30 GW havvind i Norge