Repowering w energetyce wiatrowej

Rozwój energetyki wiatrowej

Od ok. 25 lat energia wiatru znajduje zastosowanie do produkcji energii elektrycznej na skalę przemysłową. W Europie w latach 60. i 70. XX w. najpopularniejsze były konstrukcje trójpłatowe o mocy ok. 10–25 kW. Większość z nich w tamtym okresie była dziełem pasjonatów. Do lat 80. największa dostępna turbina miała wirnik o średnicy 30 m i posiadała generator o mocy znamionowej 300 kW. Z biegiem lat średnice wirników oraz moce znamionowe turbin wiatrowych ulegały zwiększeniu. Obecnie najczęściej stosowane są turbiny o mocach od 1,5 do 3 MW, w których średnica wirnika dochodzi do 9 m; ale skonstruowano również turbiny, których moc przekracza 5 MW, a średnica wirnika dochodzi do 160 metrów. Postępujący rozwój technologii, a także obawa przed zagrażającym globalnym ociepleniem oraz systemy subwencji i dopłat stosowane w wielu krajach przyczyniają się do wzrastającego zainteresowania energetyką wiatrową.

Na dzień 30 września 2012 roku moc zainstalowana w 663 polskich elektrowniach wiatrowych wynosiła 2341 MW [10]. W ostatnich latach co roku przybywa ok. 20% nowych siłowni, oznacza to podwojenie ich liczby co pięć lat. Według Światowej Organizacji Energii Wiatrowej (WWEA) moc siłowni wiatrowych na świecie w roku 2020 przekroczy 1000 GW [11].

Średnia roczna prędkość wiatru w Polsce waha się między 2,8–3,5 m/s. Na ok. 70% powierzchni naszego kraju na wysokości powyżej 25 m występują prędkości wiatru większe niż 4 m/s [7]. Szacuje się, że do rozwoju energetyki wiatrowej ma warunki ok. 30% powierzchni Polski, gdzie występują prędkości wiatru powyżej 5 m/s. W Polsce energetyka wiatrowa rozwija się od lat 90. XX wieku. W 1991 roku postawiono pierwszy wiatrak przy elektrowni wodnej w Żarnowcu, w miejscu obecnej farmy wiatrowej Lisewo.

W 2001 roku uruchomiono pierwszą przemysłową farmę wiatrową Barzowice w województwie zachodniopomorskim, składającą się z sześciu siłowni o łącznej o mocy 5 MW, a na dzień 30 czerwca 2012 roku moc zainstalowana w 619 polskich elektrowniach wiatrowych wyniosła 2189 MW [10]. Rozwój energetyki wiatrowej w Polsce w ostatnich latach pokazano na rysunku 1. W tabeli 1. przedstawiono moc zainstalowaną w polskich elektrowniach wiatrowych w przyporządkowaniu geograficznym według województw, a w tabeli 2. – zestawiono największe polskie farmy wiatrowe.

Przyłączanie do sieci i koszty

Przyłączenie elektrowni do sieci elektroenergetycznej jest regulowane przez odpowiednie przepisy państwowe i instrukcje operatorów sieciowych. Od mocy zainstalowanej zależy, czy przyłączenie źródła nastąpi do sieci niskiego (mikroturbiny i małe elektrownie), średniego (na ogół źródła nieprzekraczające 2 MW), czy wysokiego napięcia. Wiele używanych turbin o mocy rzędu 250 kW sprowadzanych na przełomie lat 2009 i 2010 po repoweringu z Niemiec było przyłączanych w postaci małych farm (kilku turbin) do sieci średniego napięcia.

Opłata za przyłączenie farmy wiatrowej do sieci ustalana jest na podstawie rzeczywistych nakładów poniesionych na realizację przyłączenia. Za przyłączenie do sieci elektroenergetycznej odnawialnych źródeł energii o mocy nie wyższej niż 5 MW pobiera się opłatę wynoszącą połowę, a o mocy wyższej niż 5 MW całość tych nakładów. Koncesji udziela się na czas nie krótszy niż 10 lat i nie dłuższy niż 50 lat [7].

W chwili obecnej wiele krajów dąży do ujednolicenia lub chociażby zbliżenia warunków stawianych elektrowniom wiatrowym do warunków, jakie dotyczą elektrowni konwencjonalnych podczas zachowania się w stanach awaryjnych sieci [2]. Stare turbiny przyłączone sztywno do sieci – wykorzystujące podczas regulacji założenie, że sieć jest dostatecznie sztywna – nie są w stanie sprostać takim wymaganiom, muszą więc w takich krajach stopniowo ustępować miejsca nowoczesnym konstrukcjom z przekształtnikami energoelektronicznymi, które w większym stopniu są odporne na wahania napięcia i częstotliwości w sieci elektroenergetycznej. Elektrownie takie są także mniej czułe na krótkotrwałe zmiany wiatru, szczególnie jeżeli są wyposażone w zasobniki energii.

Żywotność farmy wiatrowej szacuje się na 25 do 40 lat. Po zakończeniu eksploatacji powinna zostać przeprowadzona likwidacja farmy. Czasochłonność procesu likwidacji zależy od wielu czynników do których należy między innymi wielkość farmy wiatrowej, położenie w terenie i liczba turbin. Dla przykładu, farma wiatrowa składająca się z 12 turbin potrzebuje na likwidację około sześciu miesięcy [13]. W przypadku, gdy firma eksploatująca turbiny wiatrowe zbankrutuje, problem demontażu przechodzi na lokalny samorząd. W związku z tym trwają starania o nałożenie na inwestorów obowiązku utworzenia funduszu przeznaczonego na utylizację farm wiatrowych i rekultywację terenu.

Wraz ze zużywaniem się turbiny wiatrowej koszty operacyjne i serwisowe stanowią coraz większą część całkowitych kosztów generacji energii elektrycznej. Średnio – dla całego okresu eksploatacji turbiny – można je oszacować na 20 do 25% całkowitych kosztów utrzymania turbiny, przy czym dla turbin nowych są one mniejsze – wynoszą 10 do 15% i wzrastają wraz ze zużywaniem się turbiny do ok. 20 do 35% w końcowej fazie jej eksploatacji [6].

Całkowity koszt wytworzenia energii wiatrowej po uwzględnieniu kosztów serwisu oraz okresów przestoju wynosi ok. 26 gr/kWh w elektrowniach typu on-shore i 34 gr/kWh w elektrowniach typu off-shore, co w porównaniu z kosztami generacji rzędu 12 do 16 gr/kWh w elektrowniach węglowych i 10 do 15 gr/kWh w elektrowniach gazowych [8] oraz dodatkowymi subwencjami w niektórych krajach do energii wytworzonej w elektrowniach przebudowanych w procesie repoweringu przemawia jednoznacznie za modernizacją lub wymianą starych turbin wiatrowych w celu obniżenia jednostkowych kosztów wytworzenia energii elektrycznej. Starsze turbiny narażone są również częściej na uszkodzenia [1].

Na terenach po starszych farmach wiatrowych można wytworzyć zdecydowanie więcej energii elektrycznej przy jednoczesnym zmniejszeniu liczby turbin. Mniejsza liczba nowych turbin jest też mniej uciążliwa dla środowiska oraz sprawia, że krajobraz staje się wizualnie przyjaźniejszy. Niektóre kraje wspomagają repowering dodatkowymi subwencjami, np. w Niemczech operator elektrowni wiatrowej powstałej w wyniku repoweringu może liczyć na dodatkową dopłatę do wytworzonej energii elektrycznej w wysokości 0,5 ec/kWh [4].

Repowering w energetyce wiatrowej

Wraz ze starzeniem się elektrowni wiatrowych i pojawianiem się nowszych technologii, powstało zjawisko repoweringu. Polega ono na zastępowaniu starych turbin wiatrowych nowymi, o większej sprawności i mocy. Dzięki temu stało się możliwe lepsze wykorzystywanie dostępnych lokalizacji, a także zwiększenie mocy zainstalowanej, przy jednoczesnej redukcji liczby turbin. Nowe turbiny wyposażone są w przekształtniki energoelektroniczne, a często i w zasobniki energii umożliwiające w większym stopniu upodobnienie się zachowania takich elektrowni wiatrowych w stanach awaryjnych sieci do zachowania elektrowni konwencjonalnych, przez co nie następuje zbyt szybkie odłączenie elektrowni z systemu przy wahaniach napięcia sieciowego, jak to ma miejsce w przypadku elektrowni wiatrowych z generatorami sztywno przyłączonymi do sieci. Istotną wadą repoweringu jest konieczność zagospodarowania zdemontowanych urządzeń, tzw. demobil.

Pojawia się on w momencie, gdy zdemontowane, stare turbiny są sprzedawane na rynku wtórnym potencjalnym nabywcom, pochodzącym głównie z krajów rozwijających się. Powodem, dla którego nabywca decyduje się na zakup starych turbin, jest głównie brak środków inwestycyjnych na zakup nowego urządzenia. Ceny turbin są zależne od mocy urządzenia, producenta oraz stanu technicznego. W związku z faktem, że zakup turbiny stanowi znaczną część kosztów całej inwestycji, to budowa farmy wiatrowej z wykorzystaniem urządzeń z demobilu wymaga mniejszych nakładów niż w przypadku użycia nowych siłowni.

Po kilkunastu latach pracy, turbiny wiatrowe zazwyczaj wymagają remontu. Najczęściej polega on na wymianie całej turbiny, jednakże możliwa jest renowacja poszczególnych jej części. Decyzja o sposobie repoweringu podejmowana jest najczęściej na podstawie stanu technicznego sprzętu oraz jego części. Podczas renowacji, główne elementy turbiny zostają zdemontowane, są sprawdzane, oczyszczane oraz naprawiane lub wymieniane. Proces renowacji obejmuje zazwyczaj takie urządzenia jak skrzynie biegów, generator, rotor, system hydrauliczny, łożysko. Turbiny przeznaczone do renowacji są demontowane, a następnie transportowane. W Europie działa kilka zakładów, w których przeprowadza się remont elektrowni wiatrowych. Proces odnowy turbiny trwa przeciętnie od 2 do 4 miesięcy, a koszty regeneracji mogą dochodzić do połowy ceny nowego urządzenia [12].

Sukces repoweringu w dużym stopniu jest uzależniony od sytuacji prawnej, czynników ekonomicznych, możliwości uzyskania odpowiednich pozwoleń dla danej lokalizacji oraz od przepustowości sieci elektroenergetycznych i możliwości ich rozbudowy. Przed podjęciem decyzji o przeprowadzeniu repoweringu, dokonuje się analizy, obejmującej: stan ogólny starych turbin (koszty konserwacji oraz naprawy); sytuację finansową (np. pozostały okres kredytu dla starych elektrowni, efektywność gospodarcza repoweringu); przydatność terenu do ekonomicznego funkcjonowania nowoczesnych turbin (połączenia sieciowe, ograniczenia wysokości); wartość starych turbin oraz możliwość ich sprzedaży na rynku wtórnym. Proces repoweringu obejmuje czynności, do których należą: demontaż oraz usunięcie istniejącej farmy wiatrowej, budowa nowych fundamentów, instalacja komponentów nowych turbin wiatrowych, a w razie potrzeby budowa lub renowacja dróg dojazdowych.

Zjawisko repoweringu bardzo często występuje w Niemczech i Danii, jako że istnieje tam dużo elektrowni, dla których okres eksploatacji dobiega końca. Przykładowe farmy wiatrowe w Niemczech przebudowane w wyniku repoweringu to farma Friedricha Wilhelma w Bürgerpark oraz farma Galmsbüll. W tabeli 3. i tabeli 4. przedstawiono turbiny zamontowane w tych farmach przed i po repoweringu. Farma w Bürgerpark początkowo liczyła 27 turbin wiatrowych o mocach 300 kW lub 500 kW. Łączna moc zainstalowana wynosiła 10,7 MW. W wyniku przeprowadzenia repoweringu, liczba turbin została zmniejszona do 18 sztuk, a jednocześnie całkowita moc zainstalowana została zwiększona do 36 MW.

Zainstalowano nowe turbiny o mocy znamionowej 2 MW. Dodatkowo wybudowano transformator o mocy 50 MW. Farma w Galmsbüll składała się pierwotnie z 38 turbin. W wyniku wymiany starych turbin na nowoczesne liczba ta zmniejszyła się do 21. Montowane elektrownie miały moc od 2 do 3,6 MW. Całkowita moc zainstalowana zwiększyła się ponadczterokrotnie i osiągnęła 60,2 MW. Ponad 50 kolejnych przypadków repoweringu w Niemczech przedstawiono w [4], w niektórych przypadkach moc zainstalowana farm wzrosła nawet ponad ośmiokrotnie.

Sytuacja repoweringu w Polsce

Do niedawna większość turbin wiatrowych instalowanych w Polsce pochodziła z rynku wtórnego. Urządzenia te, sprowadzane głównie z Niemiec, Danii i Holandii, były często przestarzałe i wysłużone, w latach 2009 i 2010 aż 80% wniosków o przyłączenie do sieci dotyczyło używanych turbin o mocy poniżej 500 kW [7]. Jak wspomniano, główną zaletą używanych turbin jest niski koszt zakupu, który dla urządzeń bardzo starych w porównaniu z urządzeniami nowymi może być nawet dziesięciokrotnie niższy.

Turbiny wiatrowe pochodzące z demobilu dysponują jednak mniejszą mocą oraz mają niższą sprawność przetwarzania energii wiatru (ok. 10%) niż nowe urządzenia, dla których sprawność wynosi w polskich warunkach ok. 30%. Poza tym stare turbiny są zdecydowanie bardziej podatne na awarie, a co za tym idzie koszty eksploatacyjne są wyższe oraz pojawiają się dodatkowe straty w produkcji energii elektrycznej wynikające z przerw na naprawę urządzeń.

Przeprowadzona analiza wykazała, że od 2011 roku w polskiej energetyce wiatrowej zaczyna następować zmiana. Coraz mniej inwestorów kupuje używane turbiny po repoweringu, zdecydowanie większym zainteresowaniem zaczęły się cieszyć urządzenia nowe. Mimo że charakteryzują się one wyższą ceną, to jednak w końcowym rozrachunku stają się one bardziej opłacalne [6]. Również samo zjawisko repoweringu zaczyna być w Polsce stopniowo zauważalne. Stare, zużyte turbiny wiatrowe zaczynają być poddawane wymianie na nowe, charakteryzujące się większą sprawnością oraz mocą.

Alternatywą dla rynku pierwotnego, na którym można kupić nowe urządzenia od producentów, jest rynek wtórny. Charakteryzuje się on możliwością zakupu turbiny za niższą cenę. Należy jednak być przygotowanym na to, że towar z rynku wtórnego był już wcześniej używany i może nie posiadać takiej sprawności jak urządzenia nowe. Ceny turbin charakteryzują się dużym zróżnicowaniem i zależą od wielu czynników, takich jak: moc znamionowa (wraz ze wzrostem mocy turbiny rośnie jej cena), producenta (wyroby znanych producentów, np. Enercon, Vestas uzyskują wyższe ceny), profilu turbiny (np. wertykalny, horyzontalny) oraz stanu turbiny – istotna jest sprawa dotycząca roku produkcji turbiny, stanu technicznego oraz w jakim stopniu została poddana procesowi regeneracji. W tabeli 5. dokonano zestawienia przykładowych cen nowych turbin dostępnych na rynku. W celach porównawczych w tabeli 6. zestawiono ceny turbin używanych w zależności od mocy i roku produkcji. Na podstawie rysunku 2. przedstawiającego koszt turbin z tabeli 5. w przeliczeniu na 1 kW mocy znamionowej można zauważyć, że cena nowego urządzenia jest proporcjonalna do jego mocy.

W przypadku turbin używanych – dla których analogiczną zależność na podstawie tabeli 6. przedstawiono na rysunku 3. – widać, że istotna jest zarówno moc, jak i rok produkcji turbiny. Udziały największych producentów i dostawców w rynku siłowni wiatrowych w Polsce przedstawia rysunek 4.

Koszty budowy farmy wiatrowej, w wyniku zastosowania urządzeń z demontażu, ulegają zdecydowanemu obniżeniu. Odpowiadają za to głównie ceny turbin używanych, które są niższe od cen urządzeń nowych. Pozostałe koszty związane z budową farmy są zbliżone zarówno dla turbin nowych, jak i regenerowanych.    Przykładową farmą wiatrową w Polsce wykorzystującą urządzenia z demontażu jest farma zbudowana w 2007 roku w województwie świętokrzyskim. Zakupiono 10 turbin – każda o mocy 250 kW – urządzenia zostały zdemontowane w Niemczech i przewiezione do Polski. Koszt budowy farmy wiatrowej w przeliczeniu na 1 MW mocy zainstalowanej wyniósł 2,2 mln zł. W przypadku budowy farmy wykorzystującej urządzenia nowej generacji, koszty związane z tą inwestycją byłyby trzykrotnie wyższe i mogłyby wynosić nawet ponad 6 mln zł za 1 MW zainstalowanej mocy [3]. Podział kosztów zestawiono w tabeli 7.

Analiza opłacalności

W celu obliczenia opłacalności inwestycji w nowe urządzenia, można posłużyć się uproszczonym rachunkiem, obliczając koszt wyprodukowania 1 MWh energii elektrycznej w przeliczeniu na całkowity koszt inwestycji. Jednostkowy koszt inwestycji można oszacować na podstawie przybliżonego wzoru

gdzie:

K_C – przybliżony koszt inwestycji, w [PLN],

E_R – szacowana średnia roczna produkcja energii elektrycznej, w [MWh] na rok,

t_C – przewidywany czas eksploatacji, w latach.

Im niższą wartość współczynnika K_{1 MWh} uzyskamy, tym inwestycja będzie bardziej opłacalna. Dla przykładu: założony koszt inwestycji dla nowej siłowni Vestas V90 o mocy 1,8 MW wynosi 8,4 mln zł (1 EUR=4 zł). Sprawność nowej turbiny w polskich warunkach wynosi w przybliżeniu 30%, wobec tego wyprodukuje rocznie ok. 4700 MWh energii elektrycznej. Żywotność turbiny przyjęto jako 20 lat. Obliczając jednostkowy koszt inwestycji K_{1 MWh} uzyskamy dla nowego urządzenia ok. 90 zł/MWh.

Całkowity koszt inwestycji dla takiej samej turbiny używanej, pracującej w tych samych warunkach co analizowana nowa turbina, można oszacować na poziomie 5,6 mln zł. Sprawność używanego urządzenia spada do ok. 10%. W takiej sytuacji siłownia wyprodukuje ok. 1500 MWh energii elektrycznej rocznie. Trudno przewidzieć żywotność używanej turbiny – założono, że będzie ona pracować bez większych awarii przez kolejne 5 do 20 lat, wtedy współczynnik K1 MWh wyniesie od 186 dla dwudziestu do 746 zł/MWh dla pięciu lat pracy. Porównanie współczynników K1 MWh dla turbiny nowej i używanej przedstawiono w tabeli 8.

Na podstawie powyższych uproszczonych wyliczeń można wyciągnąć wniosek, że turbiny nowe, mimo zdecydowanie większych początkowych nakładów inwestycyjnych, powinny być bardziej opłacalne przy planowanym długotrwałym czasie eksploatacji.

Podsumowanie

Zjawisko repoweringu mimo wielu zalet ma również jedną podstawową wadę – podczas procesu wymiany turbin pojawia się kwestia – co zrobić ze zdemontowanymi siłowniami. Utylizacja takich urządzeń jest bardzo kosztowna i szkodliwa dla środowiska. Kraje rozwinięte poradziły sobie z tym problemem tworząc rynek wtórny turbin używanych. Wysłużone turbiny są sprzedawane głównie do krajów rozwijających się (ale także niestety do Polski) po zdecydowanie niższej cenie niż urządzenia nowe. Pojawia się demobil, który jest negatywnym efektem ubocznym repoweringu.

Turbiny używane – oprócz faktu, że są tanie – mają wiele wad. Przede wszystkim spowalniają rozwój energetyki, ale także stwarzają zagrożenie dla środowiska. Sprowadzane urządzenia mają bardzo często za sobą kilkanaście lat pracy, dlatego trudno przewidzieć trwałość wyremontowanej starej turbiny. Po dwudziestu latach użytkowania turbiny wsparcie techniczne producentów często wygasa, w związku z tym części zamienne przy ewentualnym uszkodzeniu mogą być trudno dostępne.

W momencie, gdy kraje rozwinięte skutecznie zwiększały moc zainstalowaną, w Polsce tereny atrakcyjne pod względem wietrzności były często zajmowane przez stare, sprowadzane po repoweringu turbiny o małej sprawności. Urządzenia takie emitują również większy hałas. Instalowanie starych i głośnych turbin wywołuje niechęć społeczeństwa do tego rodzaju pozyskiwania energii ze źródła odnawialnego. Poza tym, kupując stare turbiny, Polska nakłada na siebie obowiązek ich późniejszej kosztownej utylizacji, ponieważ dalsze odsprzedanie takiego urządzenia może być niemożliwe.

Powody, dla których inwestorzy decydują się na zakup używanych turbin, to przede wszystkim niższa cena tych urządzeń, ale i chęć przyczynienia się niskim kosztem do rozwoju odnawialnych źródeł energii oraz uzyskania odpowiednich certyfikatów, brak na rynku pierwotnym turbin o potrzebnej mocy oraz przeświadczenie, że stara, ale wyremontowana turbina będzie służyła jeszcze wiele lat. Dopiero po paru latach przychodzi refleksja, że bardziej opłacalne byłoby zainwestowanie w nowe technologie. Istnieje nadzieja, że zaostrzenie warunków współpracy elektrowni wiatrowych z siecią wymusi inwestycje w nowe technologie oraz wyeliminuje stopniowo stare i wyeksploatowane urządzenia zakupione po repoweringu.

Literatura

1. Bakoń T., Uszkodzenia turbin wiatrowych i metody ich wczesnego wykrywania, Elektro.Info 11/2011, ss. 46-49.
2. CIGRE Brochure 450, Grid Integration of Wind Generation, ISBN 9782858731398, CIGRE 2011.
3. Czekalski D., Koszty budowy farmy wiatrowej z wykorzystaniem urządzeń z demontażu – studium przypadku, Planowanie i zarządzanie w energetyce, Praca zbiorowa, ISBN 9788375831238, Wydawnictwo SGGW 2009, ss. 120-124.
4. DStGB Dokumentation N°94 Repowering von Windenergieanlagen – Kommunale Handlungsmöglichkeiten, Deutscher Städte- und Gemeindebund 9/2009, www.dstgb.de.
5. European Wind Energy Association, Wind Energy – The Facts, ISBN 9781844077106, Earthscan 2009.
6. Krzemińska A., Ocena repoweringu w zwiększaniu mocy zainstalowanej elektrowni wiatrowych, Praca magisterska, Zakład Gospodarki Energetycznej SGGW, 2012.
7. Polska Agencja Informacji i Inwestycji Zagranicznych, Energetyka wiatrowa w Polsce, Raport 09/2011.
8. The Royal Academy of Engineering, The Cost of Generating Electricity, London 2010, www.raeng.org.uk.
9. Urząd Regulacji Energetyki, Dane statystyczne, aktualizacja 31.12.2011
10. Urząd Regulacji Energetyki, Mapa odnawialnych źródeł energii, aktualizacja 30.06.2012
11. www.psew.pl
12. www.repoweringsolutions.com
13. www.rwe.com

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!