Czy w Polsce wiatr wystarczy zamiast elektrowni atomowych?

W związku z ogłoszeniem przez rząd projektu Polityki Energetycznej Polski do 2030 roku wykazującego potrzebę wprowadzenia energetyki jądrowej, pojawiło się znów wśród działaczy antynuklearnych hasło "Wiatraki zamiast atomu". Twierdzi się, że "Duńczykom niepotrzebna jest energia jądrowa, a mimo to mają zapewnione bezpieczeństwo energetyczne!" Greenpeace twierdzi nawet, że "Energia jądrowa nie jest konkurencyjna w stosunku do energii wiatrowej. ...przy takim samym poziomie inwestycji wiatr pozwala uzyskać 2,3 razy więcej energii niż reaktor jądrowy" [1]. Czy to prawda? Przyjrzyjmy się faktom.

Sprawa zasługuje na rozważenie, bo w grę wchodzi wysoka stawka – niezawodność dostaw energii elektrycznej i jej niska cena warunkują dobrobyt gospodarczy. Jeśli wybierzemy strategię energetyczną, która spowoduje utratę stabilności sieci i duży wzrost kosztów energii elektrycznej, to nie tylko o rozwoju, ale nawet o utrzymaniu obecnej sytuacji nie ma co marzyć. Tymczasem częste zmiany siły wiatru – proponowanego nam jako najlepsze źródło energii - powodują niestabilność mocy wiatraków, a to skutkuje niskim współczynnikiem wykorzystania ich mocy, wysokimi kosztami wytwarzania energii i trudnościami w zaspokojeniu potrzeb odbiorców. Przykład Danii, podawanej jako wzór kraju skutecznie rozwijającego energetykę wiatrową, dobrze ilustruje problemy, jakie czekają nas w przypadku poważniejszego udziału elektrowni wiatrowej w systemie wytwarzania energii elektrycznej.

Według powszechnej opinii, prawie 20% zapotrzebowania Danii na energię elektryczną pokrywają turbiny wiatrowe, a przemysł produkcji turbin kwitnie. Informacje te jednak przedstawiają tylko część obrazu, a pomijają sprawę kosztów, dyspozycyjności, średniego rocznego wykorzystania mocy zainstalowanej i trudności eksploatacyjnych. Przemilczają istnienie potężnej sieci energetycznej w krajach skandynawskich i w Niemczech, pozwalającej kompensować falowanie dostaw energii wiatru. Przede wszystkim zaś nie wspomina się, że wiatr jest zmienny, niepewny i nieprzewidywalny, podczas gdy odbiorcy energii elektrycznej potrzebują dostaw energii dostarczanej niezawodnie, ciągle i tanio.

Problem okresowych zaników wiatru

Zmienność wiatru jest wręcz przysłowiowa. Widać ją też wyraźnie na wykresach zmienności siły wiatru w ciągu roku [2]. Przy nominalnej mocy wiatraka np. 2 MW w praktyce daje on moc od 2 MW do zera – średnio 0,4 MW, jeśli znajduje się w miejscowości o dobrych warunkach wiatrowych. Ale nawet na tę moc średnią nie moŜna liczyć. Są bowiem okresy, gdy cały system wiatrowy nie dostarcza wcale energii elektrycznej. Tak było np. w sierpniu 2002 r. gdy przez tydzień moc dostarcza przez elektrownie wiatrowe była bliska zeru (rys. 1 ). Łącznie w 2002 roku było w Zachodniej Danii 52 dni, gdy wiatr dostarczał mniej niż 1 % zapotrzebowania. Tak więc moc systemu energetycznego musi być wystarczająca dla pokrycia potrzeb odbiorców niezależnie od mocy wiatraków [2].

Rys. 1 Brak energii wiatru w okresie słabych wiatrów w Danii zachodniej.

Wg niemieckiej firmy EON, w której w końcu 2005 r. pracowały wiatraki o łącznej mocy szczytowej 7,600 MW udział energii wiatrowej w pokryciu dziennego zapotrzebowania szczytowego sieci energetycznej waha się od 0,1% do 32%. Doświadczenie wykazało, że gdy zapotrzebowanie energii elektrycznej było wysokie wskutek mrozów zimowych czy upałów letnich, elektrownie wiatrowe dawały minimalny wkład w pokrycie tego zapotrzebowania [3].

W 2004 roku przeprowadzono w Niemczech dwie duże prace studialne, które stwierdziły, że wskutek niskiej dyspozycyjności wiatraków względne wykorzystanie ich mocy do pokrycia potrzeb szczytowych maleje. Przewiduje się, że w 2020 r. przy planowanej mocy zainstalowanej w wiatrakach wynoszącej ponad 48,000 MW [4], można będzie zastąpić nimi tylko 2,000 MW tradycyjnych źródeł energii (EON raport 20055).

A jakie są możliwości wyrównania chwilowych spadków mocy wiatraków?

Zmiany siły wiatru zachodzą zbyt szybko, by dało się je skompensować włączając lub wyłączając elektrownie węglowe. Przyznaje to nawet Greenpeace [6], który gorąco popiera wprowadzanie wiatraków. Jednakże doświadczenie wykazało, że nie tylko elektrownie węglowe, ale i znacznie bardziej od nich elastyczne elektrownie gazowe nie dają się uruchomić dostatecznie szybko. Wzrost prędkości wiatru od 9 do 11,5 metrów na sekundę w morskiej farmie wiatrowej Homs Rev może spowodować podwojenie jej mocy z 80 do 160 MW w ciągu kilku minut [7].

Rys. 2 Gwałtowny spadek mocy wiatraków - przykład jeden z wielu.

Przykładów takich gwałtownych zmian jest wiele. Np. firma EON pokazała w swym raporcie, jak w wigilię 2004 r. o 9,15 moc wiatraków osiągnęła maksimum roczne równe 6,024 MW, a następnie spadła poniżej 2,000 MW w ciągu zaledwie 10 godzin, co stanowiło różnicę ponad 4,000 MW. W drugim dniu świąt moc wiatru w sieci E.ON spadła jeszcze bardziej - poniżej 40 MW [8] Te zmiany mocy wiatraków musiały wyrównać elektrownie systemowe opalane gazem lub węglem, albo – import energii z Norwegii (hydroelektrownie) i Szwecji (elektrownie jądrowe).

Możliwości przewidywania zmian siły wiatru

Doświadczenie duńskie wskazuje, że przewidywanie zmian prędkości wiatru jest zbyt mało trafne, by na tej podstawie dało się planować uruchomienie lub wyłączenie elektrowni [9]. W Niemczech wiodąca firma E.ON Netz wykorzystuje skomplikowany system oparty na danych Niemieckiej Służby Meteorologicznej, ale wyniki nie są lepsze niż w Danii. Jak wszystkie prognozy pogody, prognoza prędkości wiatru jest tylko częściowo trafna. W 2003 r. średni błąd ujemny prognozowania w rejonie obsługiwanym przez E.ON wynosił - 370 MW, a średni błąd dodatni + 477 MW. Jednakże podczas poszczególnych godzin odchylenia były dużo większe i sięgały w 2004 roku –2,532 MW, +3,999 MW. Błędy te były równe połowie zainstalowanej mocy szczytowej wiatraków [10].

Operator sieci przesyłowej musi wyrównać różnice między mocą przewidywaną a rzeczywiście generowaną przez wiatr wykorzystując zakres regulacji i moc rezerwową.

Decydujące znaczenie dla określenia zapotrzebowania na moc rezerwową mającą zrównoważyć wahania siły wiatru jest oczekiwane maksymalne odchylenie prognozy, a nie średni błąd prognozy. Jest tak dlatego, że nawet jeśli moc dostarczana do sieci jest mniejsza od prognozowanej choćby przez kilka dni w roku, to operator musi być przygotowany na tę ewentualność i mieć dostateczny zapas mocy dla zapewnienia niezawodnego zasilania odbiorców.

Konieczne jest więc utrzymywanie w systemie rezerwy wirującej, to jest elektrowni pracujących na biegu luzem lub na malej mocy. Niestety, utrzymywanie elektrowni w rezerwie wirującej oznacza, że pracują one bardzo daleko od swych parametrów optymalnych (co skutkuje wzrostem kosztów wytwarzania energii oraz emisji gazów i pyłów) więc i korzyści ekologiczne, do jakich dążymy budując wiatraki, w dużej mierze znikają przy rozpatrywaniu łączenia systemu wiatraków i elektrowni rezerwowych. Natomiast wysokie koszty inwestycyjne na budowę wiatraków i koszty inwestycyjne na niezbędne dla ich rezerwowania elektrownie systemowe - pozostają.

A co zrobić z nadmiarem produkowanej przez wiatraki energii elektrycznej?

Ponad 70% tej energii nie jest przydatne na potrzeby odbiorców krajowych. Dlatego chociaż produkcja energii wiatrowej w Danii odpowiada wielkości 20% jej potrzeb, to w rzeczywistości wiatr pokrywa tylko około 6% zapotrzebowania odbiorców duńskich. Resztę energii wiatrowej trzeba usunąć poza granice duńskiej sieci energetycznej [11]. W 2004 r w Danii jako całości eksport stanowił 70,5% ogólnej generacji elektryczności wiatrowej i była ona sprzedawana ze stratą [12].

Na szczęście Dania jest połączona potężnym mostem energetycznym o przepustowości 5 GW z krajami skandynawskimi i z Niemcami [13].Szczególnie ważne dla eksportu energii wiatrowej jest połączenie ze Skandynawią, bo do kompensacji wahań mocy turbin wiatrowych najlepiej nadają się hydroelektrownie. Rozruch elektrowni opalanych paliwami organicznymi następuje zbyt wolno by pokryć ubytek mocy powodowany nagłym spadkiem prędkości wiatru.

Norwegia czerpie swą energię elektryczną niemal wyłącznie z hydroelektrowni, a Szwecja z elektrowni wodnych i jądrowych. Łączna produkcja energii elektrycznej z samych hydroelektrowni w tych krajach wynosi 178 TWh, a z jądrowych w Szwecji – 60 TWh. Dania ma wiatraki o łącznej mocy 3 GW, które rocznie produkują około 10 TWh. Jest to mała część, około 5,6% energii produkowanej w hydroelektrowniach Szwecji i Norwegii. Kraje te mogą więc przyjąć do swej sieci chwilowy nadmiar energii otrzymywanej z elektrowni wiatrowych, zmniejszając moc hydroelektrowni albo pompując wodę do zbiorników górnych by odzyskać energię, gdy będzie ona potrzebna. Ale trzeba za to płacić.

Zamiast z eksportu elektryczności mieć zysk, Dania sprzedaje ją poniżej kosztów własnych. W 2003 suma otrzymana przez rząd ze sprzedaży tej energii za granicę była o miliard DKK, to jest o 500 milionów PLN MNIEJSZA niż opłaty przekazane przez rząd producentom energii wiatrowej [14]. Innymi słowy, duński obywatel płaci Szwecji i Norwegii za przywilej eksploatacji farm wiatrowych około 500 mln. PLN. Jak na kraj liczący tylko 5,4 mln mieszkańców, jest to wydatek znaczący. A jak zobaczymy, odbija się on też na cenie energii elektrycznej płaconej przez odbiorców indywidualnych. Wynosi ona w Danii 0.8 PLN/kWh, co stanowi jedną z najwyższych stawek płaconych w Europie [15].

Czy wiatraki są małe i tanie?

W Danii [16], wolnostojąca turbina wiatrowa o mocy 2 MW może wytwarzać energię elektryczną po cenie 0.49 DKK/kWh (0.25 PLN/kWh), a więc znacznie wyższej niż średnia cena dla Unii Europejskiej, a ponad 2 razy wyższej niż w przypadku elektrowni jądrowych.

Wg firmy Vattenfall [17], produkującej energię elektryczną w krajach skandynawskich, w Niemczech i w Polsce z elektrowni wiatrowych, wodnych, węglowych i jądrowych, koszt produkcji 1 kWh liczony w eurocentach dla nowych elektrowni oceniano jak pokazuje tablica 1.

Tablica 1. Koszty wytwarzania energii elektrycznej w nowych elektrowniach wg firmy Vattenfall (€c/kWh)

Dane publikowane dla Unii Europejskiej potwierdzają wysokie koszty energii wiatrowej. Z rysunku 3 widać, że najwyższe ceny dla odbiorców indywidualnych występowały w dniu 1.1.2007 w Danii i we Włoszech [18], w a więc w dwóch krajach Unii które programowo wyrzekły się energii jądrowej.

Rys. 3 Koszty energii elektrycznej dla odbiorców indywidualnych w krajach Unii Europejskiej w dniu 1.1.2007. dla typowego odbiorcy zużywającego rocznie 3500 kWh. (dane zaczerpnięto z Eurostatu [19]

Tak wysokie koszty energii wiatrowej, której składnik eksploatacyjny jest niewielki, powodowane są ogromnym nakładem materiałów i pracy potrzebnej do zbudowania wiatraków i związanej z nimi infrastruktury, a następnie z niską ich dyspozycyjnością. W przypadku Danii uderza ogromny wkład "innych podatków", poświęcanych na wspieranie energii wiatrowej i jej eksportu.

Czemu na wiatraki potrzeba tyle materiału? Obrazy pokazywane przez przemysł wiatrowy pokazują smukłe wieże lśniące jasno na tle krajobrazu lub prześwitujące w odległych mgłach, pięknie otoczone białymi obłokami. Ale wieża o wysokości 100 m, na której znajduje się turbina o wielkości autobusu i trzy 50-metrowe łopaty wirnika tnące powietrze z prędkością ponad 150 km/h wymagają na początek dużych i solidnych fundamentów. W przypadku wiatraka o mocy 1,5 MW waga turbiny wynosi ponad 56 ton, zestaw łopatek wirnika waży ponad 35 ton, a cała wieża ponad 160 ton [20]. Wg danych amerykańskich, podstawę każdej 100 metrowej wieży tworzy ośmiokąt o średnicy 13 m który wypełnia 12 ton stali zbrojeniowej i 180 m³ betonu. Fundamenty farmy Buffalo Mountain w stanie Tennessee mają 9 m głębokości i zawierają 3500 m sześciennych betonu. A pamiętajmy, że produkcja cementu jest jednym z poważnych źródeł emisji CO₂ [21].

Na tle tych danych o rzekomo lekkich i małych elektrowniach wiatrowych łatwiej będzie czytelnikowi pogodzić się z obiektywnymi porównaniami charakterystyk elektrowni wiatrowych i jądrowych przytoczonymi poniŜej na podstawie studiów przeprowadzonych w Instytucie Racjonalnego Użytkowania Energii na Uniwersytecie w Stuttgarcie w Niemczech [22] i w Politechnice w Szczecinie [23].

Do porównań zespołu Politechniki w Szczecinie przyjęto, że elektrownia jądrowa pracuje przy współczynniku wykorzystania mocy równym 0,88 co daje 7700 godzin pracy na pełnej mocy rocznie, a w elektrowniach wiatrowych zainstalowane są wiatraki o mocy szczytowej 2,5 MWe, o wysokości wieży 60 m i średnicy śmigła 80 m, pracujące ze współczynnikiem wykorzystania mocy 0,34 na lądzie (co daje 3000 h rocznie) a 0,45 na morzu (4000 h rocznie). Są to założenia bardzo korzystne dla wiatraków, osiągalne przy bardzo dobrych warunkach wiatrowych w Danii zachodniej, ale z pewnością nieosiągalne w Polsce, gdzie realne wykorzystanie mocy może sięgać 0,16.

Jako wielkość odniesienia przyjęto całkowitą ilość energii wytworzonej w ciągu życia elektrowni, ocenianego na 40 lat dla elektrowni jądrowej i 20 lat dla elektrowni wiatrowej. Po przeliczeniu na jednostkę energii elektrycznej charakterystyczne wskaźniki dla obu typów elektrowni określone przez Politechnikę w Szczecinie przedstawiają się następująco [24]:

Zapotrzebowanie powierzchni jest ponad 28 razy większe dla elektrowni wiatrowej.

Emisja CO₂ przy uwzględnieniu całego cyklu budowy i likwidacji elektrowni jest dwukrotnie większa dla energii wiatrowej.

Zapotrzebowanie materiałowe odniesione do całkowitej ilości energii wytworzonej w trakcie cyklu życia w elektrowni jest ponad dwukrotnie MNIEJSZE dla elektrowni jądrowej! Zaskakujący wynik: choć uważa się, że elektrownia jądrową jest "ogromna i ciężka" potrzebuje ona na jednostkę wytworzonej energii elektrycznej niecałą połowę masy materiałów zużywanych na "lekkie" i "przyjazne środowisku" elektrownie wiatrowe.

Stosunek całkowitej ilości energii wytworzonej w ciągu całego cyklu życia elektrowni do skumulowanych nakładów energetycznych poniesionych w fazie jej budowy jest 4,5 razy WIĘKSZY dla elektrowni jądrowej niż dla wiatrowej. Twierdzenie Greenpeace’u jakoby elektrownie wiatrowe dawały 2,3 razy więcej energii elektrycznej na jednostkę nakładów inwestycyjnych, jest więc sprzeczne z bezstronnymi ocenami niemieckiego instytutu i polskiej politechniki.

Zapotrzebowanie aluminium odniesione do całkowitej mocy zainstalowanej elektrowni jest 75 RAZY WIĘKSZE dla elektrowni wiatrowej. Wynika to stąd, że każda z wielu siłowni wiatrowych jest wyposażona w turbogenerator oraz systemy sterowania i wyprowadzenia mocy, podczas gdy w elektrowni jądrowej pracuje tylko jeden taki system, chociaż z rezerwowaniem, którego brakuje w elektrowniach wiatrowych [25]. Takich porównań jest więcej, a wszystkie podobnie niekorzystne dla energii wiatru. Aluminium zaś warto zapamiętać, bo z jego produkcją wiążą się znaczne emisje zanieczyszczeń powietrza – przed laty w Polsce doprowadziły one do zamknięcia huty aluminium Skawina. Jest to dobra ilustracja znaczenia emisji występujących jeszcze przed rozpoczęciem pracy przez elektrownię wiatrową.

A jakie są nakłady inwestycyjne na elektrownie wiatrowe i elektrownie jądrowe?

Najpoważniejszym i uznanym międzynarodowo studium ekonomicznym kosztów dla różnych źródeł energii jest praca OECD z 2005 roku [26]. Dla energetyki jądrowej koszty wg tego studium wahają się od 1100 do 2150 USD/kWe. Przyjmując jako reprezentatywne koszty najwyższe, to jest 2150 USD/kWe, otrzymamy po przeliczeniu na euro koszty równe 1550 €/kW mocy zainstalowanej.

Rys. 4. Jednostkowe nakłady inwestycyjne na EJ, USD/kWe mocy zainstalowanej, bez uwzględnienia oprocentowania kapitału w czasie budowy [27]

Rys. 5 Nakłady na jednostkę mocy zainstalowanej dla elektrowni wiatrowych (moc szczytowa) bez oprocentowania kapitału w czasie budowy [28]

Wg. danych OECD (rys. 5) koszty inwestycyjne dla wiatraków są najniższe w Danii. Według danych duńskich są one jeszcze niższe niż wg OECD i wynoszą obecnie 910 €/kW [29] (w Niemczech o około 30% wyższe). Te dane duńskie przejmiemy jako najbardziej korzystne dla energii wiatrowej do dalszych porównań. Trzeba dodać, że są to dane dla farm wiatrowych na lądzie. W przypadku farm na morzu nakłady inwestycyjne są około 30-50% wyższe.

Oczywiście nie ma sensu porównywanie nakładów z punktu widzenia produkcji energii elektrycznej, jeśli nie uwzględni się, że elektrownie wiatrowe pracują tylko przez część czasu, podobnie jak przyjęto w metodyce niemieckiej pokazanej powyżej i w metodyce Politechniki Szczecińskiej. Będziemy więc odnosili nakłady inwestycyjne do iloczynu średniej mocy wykorzystywanej w ciągu roku i łącznego czasu pracy elektrowni. Dla wiatru przyjmiemy najkorzystniejsze obecnie istniejące warunki, mianowicie średni współczynnik wykorzystania mocy 0,24 rocznie (jak w Danii zachodniej) i 20 lat pracy, a dla elektrowni jądrowej współczynnik wykorzystania mocy zainstalowanej równy 0,9 i 60 lat pracy. Oznacza to, że przy mocy 1000 MWe budowana obecnie elektrownia wiatrowa dostarczy w ciągu życia 42 TWh, a elektrownia jądrowa 473 TWh.

Stąd otrzymujemy nakłady inwestycyjne przypadające na jednostkę energii elektrycznej:

• na wiatr w wysokości 21,6 MEuro/TWh
• na elektrownię jądrową 3,3 MEuro/TWh.

Dla porównania przykład praktyczny z USA: w proponowanej elektrowni wiatrowej w zatoce koło Cape Cod koszty inwestycyjne przekroczą miliard USD za turbiny o mocy nominalnej 400 MWe [30], co przy współczynniku wykorzystania mocy zainstalowanej 0,3 daje moc średnią około 120 MWe. W przeliczeniu na jednostkę energii produkowanej w ciągu 20-letniego życia oznacza to jednostkowe nakłady inwestycyjne w wysokości 47 MUSD/TWh lub 33,2 M€/TWh.

Rys. 6 Jednostkowe nakłady inwestycyjne odniesione do całkowitej ilości energii elektrycznej produkowanej w ciągu całego życia przez elektrownie: wiatrową na lądzie (w Danii), wiatrową na morzu (Cape Cod w USA) i elektrownię jądrową, MŹ/TWh.

To chyba wyjaśnia wystarczająco, czemu prąd z energii wiatrowej jest znacznie droższy od prądu z elektrowni jądrowych, i z innych typów elektrowni.

A twierdzenie Greenpeace, jakoby elektrownie wiatrowe dawały 2,3 razy więcej energii elektrycznej na jednostkę nakładów inwestycyjnych [31], można traktować tylko jako ilustrację jak mało wiarygodne są twierdzenia tej organizacji.

Poza kosztami samych farm wiatrowych trzeba tu dodać, że niepewność dostaw energii elektrycznej z farm wiatrowych wywołuje potrzebę równoległej – i pozornie zbędnej - rozbudowy mocy z elektrowni systemowych innych typów oraz rozbudowę sieci przesyłowych. Pociąga więc ona dalsze nadmierne wydatki inwestycyjne, koszty środowiskowe i społeczne związane z ich budową. Jednocześnie mniejsze niż mogło by być wykorzystanie zainstalowanych mocy elektrowni systemowych – które są zmuszone przez system nakazowy ustępować z rynku producentów energii, gdy wieje wiatr - wywołuje wzrost kosztów produkowanej w nich energii. Paradoksalnie – rosną w ten sposób koszty wszystkich rodzajów energii elektrycznej.

Koszty przesyłu energii do użytkowników

Zwolennicy energii wiatrowej twierdzą, że pozwala ona na mniejsze koszty sieci przesyłowej. Jest to niezgodne z twardymi faktami życiowymi. Firma EON prowadząca rozbudowę wiatraków podaje, że "Energia wiatru wymaga odpowiedniej infrastruktury sieci przesyłowej. Rejony nadbrzeżne w Niemczech są obszarami, na których sieci osiągnęły już kres swych możliwości przesyłowych. Dlatego obecnie firma EON planuje rozbudowę sieci i dodanie 300 km nowych linii wysokiego i super wysokiego napięcia by powiększyć możliwości przesyłu energii wiatrowej".

Znaczna rozbudowa elektrowni wiatrowych zwiększyła potrzebne moce rezerwowe dla wsparcia
energii wiatrowej w Niemczech. W 2003 r. koszty poniesione na ten cel tylko przez EON Netz
wyniosły około 100 mln €.

Koszty dodatkowe związane z integracją elektrowni wiatrowych w sieci energetycznej oceniono w studium SCAR – System Costs of Additional Renewables [32] wykonanym w 2002 roku na zlecenie brytyjskiego Ministerstwa Handlu i Przemysłu DTI, prowadzącego w owym czasie politykę intensywnego rozwoju energii wiatrowej. Studium wykazało, że dla scenariusza z wiatrakami ulokowanymi w rejonach o najsilniejszym wietrze i dostarczającymi 20% mocy dodatkowe koszty wyniosą 570 mln £ rocznie, co odpowiada narzutowi w wysokości około 14 Euro/MWh elektryczności z energii wiatrowej [33].

Podobne koszty, wynoszące 11 Euro/MWh dla zrównoważenia sieci przy pracy w niej energii wiatrowej, podała niemiecka firma EON [34].

Bezpieczeństwo

Awaria zdarzyła się bez ostrzeżenia. Nagły podmuch wiatru oderwał z hukiem część łopatki wirnika. Ciężki, 10-metrowy fragment łopatki świsnął w powietrzu i wbił się w ziemię o 200 m dalej. Awaria tego wiatraka o wysokości 100 m zdarzyła się w listopadzie 2006 r. w rejonie Oldenburga w Niemczech, ale z jej skutków dla energetyki wiatrowej dopiero teraz zdajemy sobie sprawę.

Rys. 7. Części połamanego wiatraka, które upadły niebezpiecznie blisko autostrady [35]

Zaskoczone wypadkiem władze miejscowe nakazały sprawdzenie stanu sześciu innych wiatraków tego typu. Wyniki badań zaalarmowały zarząd okręgu, który nakazał zamknąć cztery dalsze wiatraki ze względu na zagrożenie bezpieczeństwa. Stwierdzono, że był to już drugi wypadek tego typu w tym okręgu, a oceny ekspertów wykazały defekty i nieprawidłowości w wykonawstwie wiatraków. Okazuje się, że wiatraki nie są wcale tak niezawodne i bezpieczne, jak twierdzi przemysł budowy wiatraków.

W świetle tysięcy doniesień o awariach i wypadkach w ostatnich latach trudności wydają się rosnąć z roku na rok. Skrzynki przekładniowe umieszczone na szczycie masztów mają krótki okres użytecznej pracy, często psują się zanim minie pięć lat. W pewnych przypadkach pojawiają się pęknięcia wirników, a nawet fundamentów już po krótkim okresie pracy. Zwarcia elektryczne lub przegrzanie śmigieł powodują pożary. I to wszystko pomimo obietnic producentów, że turbiny wiatrowe będą pracować co najmniej przez 20 lat [36]. Również i łopatki wirników mają wady.

Nawet firmy ubezpieczeniowe uważają obecnie wiatraki za ryzykowne przedsięwzięcie. W samym 2006 roku firma Alianz musiała wypłacić odszkodowania za 1000 awarii. Jej eksperci oceniają, że operator wiatraka musi liczyć się z uszkodzeniem go średnio raz na 4 lata, nie licząc usterek i awarii nie objętych ubezpieczeniem [37].

Wiele firm ubezpieczeniowych podwyższa obecnie wymagania i wpisuje do kontraktu obowiązek wymiany skrzynki przekładniowej raz na 5 lat. Ale skrzynka przekładniowa kosztuje około 10% ceny wiatraka, co sprawia, że inwestorów może czekać nieprzyjemna niespodzianka.

Protesty mieszkańców

Rys. 8 Widok farmy wiatrowej na lądzie (Dania).

Ludzie, którzy czytają o "parkach wiatrowych", mogą przeżyć szok widząc, jak naprawdę wygląda farma wiatrowa na lądzie. Rys. 8 udowadnia, że o żadnym "parku" nie ma mowy, jest to produkt industrializacji, brutalnie niszczący estetykę krajobrazu. Zespół wiatraków z oddali wygląda jak drut kolczasty rozciągnięty na wzgórzach. Nic dziwnego, że mieszkańcy protestują i nie dopuszczają do budowy nowych wiatraków.

Obrońcy środowiska piszą o przejmującym hałasie, uniemożliwiającym normalne życie, o świstaniu potężnych
skrzydeł, o migotaniu cieni, o tym jak opustoszały zielone przedtem tereny, w których obecnie nie ma żadnych zwierząt, wreszcie - o ptakach, które giną przecinane śmigłami.

Rys. 9 Fragment demonstracji przeciw budowie wiatraków w Cape Cod, USA [38].

Ruch protestacyjny obejmuje coraz nowe okolice Danii, Niemiec i Wielkiej Brytanii. Protesty nie ograniczają się do
farm wiatrowych na lądzie. Próba zbudowania wiatraków w zatoce Cape Cod (USA) doprowadziła do masowych protestów ludności, która nie chciała zgodzić się z utratą walorów widokowych pięknej zatoki i obawiała się możliwego pożaru ogromnego transformatora olejowego (10 pięter, 150 000 litrów), który ma się znajdować na morzu i stanowić element farmy wiatrowej.

"Najstraszniejszy koszmar dla Cape Cod" – głosiły plakaty obrońców środowiska. Ale przy wysokich subwencjach zapewnionych przez Kongres USA wiatraki są dochodowe, więc naciski przemysłu wiatrowego trwają –niezależnie od oporu mieszkańców, już od 7 lat walczących o uratowanie swej zatoki.

Subsydia rządowe na elektrownie wiatrowe

Chociaż Dania cytowana jest jako świetlany przykład osiągnięć w rozwoju energetyki wiatrowej, rząd duński zapowiedział wstrzymanie lub zmniejszenie subsydiów dla istniejących farm, co natychmiast odbiło się na tempie budowy wiatraków. Z tysięcy megawatów energii wiatrowej, jakie zainstalowano w 2006 r. na świecie, tylko 14 megawatów zainstalowano w Danii.

Poza problemami politycznymi i ekonomicznymi, Dania stanęła także wobec problemów technicznych związanych z budową ogromnych wiatraków na morzu. Np. w 2004 r w farmie wiatraków w Homs Reef, w odległości 16 km od wybrzeży Danii, wystąpiły awarie wskutek uszkodzenia kluczowych elementów wyposażenia przez sztormy i słoną wodę. Pracuje tam 80 turbin wiatrowych o mocy nominalnej 2 MW każda. Naprawy wymagały demontażu wszystkich turbin i przewiezienia ich na ląd celem napraw [39]. Duński producent wiatraków Vestas przeprowadził naprawy za cenę 38 milionów euro, ale przedstawiciel tej firmy ostrzegł, że wiatraki na morzu są nie tylko droższe inwestycyjnie ale też i wiążą się ze znacznie większymi kosztami utrzymania i napraw. "Wiatraki na morzu nie niszczą piękna krajobrazu, - oświadczył – ale koszty ich utrzymania będą wielkim rozczarowaniem dla polityków w różnych krajach".[40]

Wobec tego jednak, że firmy duńskie dominują w przemyśle turbin wiatrowych, rząd poddawany jest silnemu naciskowi przemysłu, który żąda, by wznowić program subsydiów. Według oficjalnych planów, Dania będzie nadal rozwijać przemysł wiatrowy.

Trudności występują również w Niemczech, a niezależni eksperci zwracają uwagę na wysokie koszty subwencji dla wiatraków. Koszty bilansowania sieci rosną wraz ze wzrostem mocy energetyki wiatrowej. Niemiecka Agencja Energii opublikowała w lutym 2005 studium stwierdzające, że wskutek wzrostu udziału energii wiatrowej w systemie energetycznym koszty dla odbiorców mogą wzrosnąć do 3,7 razy, a obniżenie emisji gazów cieplarnianych można osiągnąć tańszymi metodami [41]. Dodatkowe koszty połączenia farm wiatrowych do sieci energetycznej wyniosą 1,1 mld €, jeśli zrealizowany zostanie cel postawiony przed niemiecką energetyką, to jest podniesienie produkcji energii elektrycznej z energii wiatrowej do 20% łącznej produkcji w Niemczech. Trzeba będzie położyć lub ulepszyć 1300 km sieci, a elektrownie muszą być zastąpione nowymi lub przebudowane tak by mogły poradzić sobie z wielkimi fluktuacjami mocy wiatraków.[42]

Opłaty dla operatorów wiatraków w Niemczech mają wg tego studium wzrosnąć z 2,1 mld € w 2003 roku do 5,4 mld € w 2015 roku. Za energię otrzymywaną z wiatraków, które będą zbudowane od 2003 do 2015 roku odbiorcy będą musieli zapłacić od 1,4 do 2,1 miliarda € WIĘCEJ niż za energię z innych źródeł. W sumie z wydatkami na inne formy energii odnawialnej oraz na istniejące już wiatraki gospodarstwo domowe zużywające około 4 000 kWh rocznie będzie musiało zapłacić dodatkowo od 36 do 44 Euro począwszy od 2015 roku.

Ze względu na niestabilność pracy sieci, jaką wywołują wiatraki, Irlandia wstrzymała w 2003 roku podłączanie jakichkolwiek nowych farm wiatrowych do sieci energetycznej. Moratorium to, które utrzymano w mocy do maja 2005,[43] spowodowało nagłe zahamowanie budowy nowych farm wiatrowych w Irlandii i zmusiło przemysł wiatrowy do podjęcia kroków zmniejszających wahania dostaw energii elektrycznej pochodzenia wiatrowego. W 2004 r. w Irlandii opracowano analizę wpływu wiatru na ekonomikę generacji energii elektrycznej. Stwierdzono, że wysoka penetracja wiatru na rynek energetyczny silnie zwiększa liczbę włączeń i korekt mocy turbin gazowych pracujących w sieci, a koszty wykorzystania wiatru do obniŜenia emisji CO₂ w irlandzkim systemie energetycznym wynoszą €120/tonę [44].

W USA pracują wiatraki o łącznej mocy 9,100 MWe, z czego 2400 MWe zainstalowano w 2005 r. Był to skutek uchwalenia przez Kongres zwolnienia podatkowego dla producentów energii wiatrowej, wynoszącego obecnie 1,9 ¢/kWh.

W 2004 Australia zredukowała poziom obowiązkowych zakupów energii odnawialnej dla firm energetycznych, co dramatycznie zahamowało rozwój energii wiatrowej.

Jak widać elektrownie wiatrowe rozwijają się tam, gdzie są odpowiednie subwencje rządowe, gdzie kosztami bilansowania sieci obciąża się firmy energetyczne, gdzie odbiór prądu z wiatraków w chwili gdy akurat zawieje wiatr jest obowiązkowy, a cena prądu odbieranego z wiatraków jest gwarantowana przez rząd i zapewnia producentom zysk. Gdy takich gwarancji zysku zabraknie, rozwój wiatraków ustaje.

W Polsce lobbystom energetyki wiatrowej udało się wprowadzić do ustawy Prawo Energetyczne zapisy, umoŜliwiające przerzucanie całości kosztów bilansowania źródeł wiatrowych na odbiorców (poprzez taryfy przedsiębiorstw elektroenergetycznych). Przepisy te obowiązują (na razie) do końca 2010. Tak więc właściciele źródeł wiatrowych nie tylko korzystają z nadzwyczajnych preferencji dotyczących sprzedaży energii wytwarzanej z OZE, ale też nie ponoszą żadnego ryzyka związanego z nieprzewidywalnością tych źródeł, a dodatkowe koszty z tym związane pokrywają odbiorcy energii.

Natomiast dla polskich niezamożnych odbiorców energia elektryczna jest już obecnie i tak droga (uwzględniając siłę nabywczą) i nie są oni skłonni akceptować nadmiernego jej wzrostu, tylko dlatego że pochodzić ma ona z OZE. Dowodzą tego porównania cen na podstawie danych Eurostat’u [45] i wyniki badań opinii publicznej wykonane przez Eurobarometr w krajach UE.

Jak pisze Gazeta Prawna: "Ceny energii są dla Polaków sprawą kluczową. Jesteśmy na tym punkcie bardziej wyczuleni niż unijna średnia. … Polacy wolą zużywać mniej prądu niż drożej za niego płacić. Nie godzimy się na kupowanie bardziej kosztownej energii ze źródeł odnawialnych."[46]

Elektrownie wiatrowe a redukcja efektu cieplarnianego

Wpływ rozwoju elektrowni wiatrowych na zmniejszenie emisji CO₂ jest wątpliwy. Jeśli elektrownie wiatrowe mają zastąpić elektrownie wodne, to oczywiście nie eliminują one żadnej emisji CO₂. Jeśli zaś współpracują one z elektrowniami opalanymi paliwem organicznym, to doświadczenie wskazuje, że zmiany prędkości wiatru następują zbyt szybko, by można było po spadku prędkości wiatru uruchomić elektrownie. Trzeba więc mieć cały czas rezerwę wirującą. Jednakże pracujące na biegu luzem elektrownie emitują znacznie więcej CO₂/kWh niż elektrownie pracujące pełną mocą, przy optymalnych parametrach.

Dodatkowa emisja związana jest z procesami produkcji, instalacji, konserwacji i ostatecznego demontażu potężnych fundamentów betonowych, elementów turbin, pylonów, dróg dojazdowych i towarzyszącego tym przedsięwzięciom wyposażenia. Dlatego właśnie wiodący ekspert duńskiej firmy ELSAM rozwijającej energetykę wiatrową w Jutlandii, przyznał w 2004 r. że rozwój wiatraków nie ma wpływu na redukcję emisji CO₂ [47], Podobne oświadczenie złożyła firma ELSAM dnia 27 maja 2006 roku na spotkaniu Danish Wind Energy Association z rządem duńskim.

Kierownik sieci energetycznej Irlandii w lutym 2004 r. oświadczył: "Koszt redukcji emisji CO₂ przez wprowadzanie na dużą skalę energii wiatrowej jest wysoki w porównaniu z innymi możliwościami". [48]

Ocena kosztów wdrażania wiatraków w Polsce

Porównując Danię i Polskę należy przede wszystkim zwrócić uwagę na różnice w prędkościach wiatrów, a następnie na potencjalne możliwości wykorzystania sieci elektrowni wodnych do amortyzowania wahań produkcji energii wiatrowej.

W Danii zachodniej średnie prędkości wiatru w skali rocznej przekraczają znacznie 7,5 m/s [49]. Dzięki temu stosunek mocy średniej do mocy szczytowej wynosi tam około 0,24 w skali rocznej. W Polsce średnia energia wiatru jest niższa niż w Danii, która ma zupełnie wyjątkowe położenie geograficzne na półwyspie otoczonym z obu stron morzem. Dla Polski bardziej reprezentatywny jest współczynnik rocznego wykorzystania mocy rzędu 16%, tak jak w Niemczech. Oznacza to, że przy tej samej mocy maksymalnej moc średnia wiatraka będzie w Polsce mniejsza, a straty finansowe na utrzymanie stabilności sieci – większe.

W Polsce najlepsze warunki do instalacji elektrowni wiatrowych są na wybrzeżu, Jak jednak widać z rys. 10, nawet w rejonie Łeby średnia roczna prędkość wiatru jest znacznie niższa niż w Danii i waha się wokoło 5 m/s.

Rys. 10 Roczne średnie prędkości wiatru w Łebie (linia górna – niebieska) i w Nowym Sączu (linia dolna – czerwona). (Dane z ośrodka meteorologii IMGW[50]).

Wobec tego, że współczynnik wykorzystania mocy nominalnej (szczytowej) maleje z kwadratem prędkości średniej wiatru, można oczekiwać, że ilość energii elektrycznej uzyskiwanej w Łebie z takiej samej turbiny wiatrowej jak zainstalowana w Danii zachodniej będzie przynajmniej dwukrotnie mniejsza. Oznacza to, że opłacalność inwestycji w wiatraki w Polsce będzie dwa razy niższa niż w Danii.

Przy układaniu planów strategicznych dla Polski trzeba też zwrócić uwagę na fakt, że Dania może opierać się na sieci elektrowni wodnych w Skandynawii wytwarzających ponad 170 TWh rocznie. Pozwala to skompensować wahania siły wiatru w systemie elektrowni wiatrowych o mocy 3 GW, przy czym jak widzieliśmy na przykładzie Danii, powoduje to straty rzędu miliarda koron rocznie. W Polsce łączna energia wytwarzana w hydroelektrowniach pracujących na przepływie naturalnym wynosi około 1,8 TWh, a więc mniej niż jedną setną tego, co w Skandynawii. Przy tym mamy zaledwie kilka elektrowni wodnych, które mogą być wykorzystane do regulacji obciążenia, są to elektrownie szczytowo-pompowe (Żarnowiec, Porąbka-Żar, Żydowo) i elektrownie z członem pompowym (Solina, Dychów i Niedzica), o łącznej mocy osiągalnej 1754 MW.

Nie mamy też tak dużych przepustowości naszych połączeń z sieciami energetycznymi za granicą, ani nie ma dużych kompleksów hydroelektrowni w sąsiednich krajach. Droga ewentualnego eksportu do Skandynawii byłaby bardzo długa.

Tak więc Polska nie ma takich możliwości kompensacji skoków produkcji energii wiatrowej jak Dania. Jakie będą straty przy utrzymywaniu rezerwy wirującej w elektrowniach opalanych paliwem organicznym? I jakie to da efekty w bilansie emisji CO₂?

Pamiętajmy przy tym, że nawet bez uwzględniania problemu utrzymywania stabilności systemu, koszty wytwarzania energii elektrycznej z wiatraków nawet przy doskonałych warunkach wiatrowych w Danii są około dwukrotnie większe niż koszty dla elektrowni jądrowych [51]. W Polsce będą te koszty większe, bo prędkości wiatru mamy mniejsze, a koszty wyrównywania wahań napięć w sieci będą też dużo wyższe niż w Danii. W Polsce jednostkowe koszty zakupu energii elektrycznej z OZE na rynkach hurtowych obecnie 3-krotnie przekraczają średnie ceny energii elektrycznej. Ponadto:

• energetyka wiatrowa praktycznie nie generuje nowych miejsc pracy (urządzenia są w znakomitej większości produkowane za granicą, a elektrownie wiatrowe są niemal bezobsługowe),
• inwestorami są z reguły duże firmy zachodnie – jest to więc po prostu eksport dochodu narodowego, gdyż pieniądze pochodzące od polskich (niezamożnych na ogół) odbiorców energii są transferowane do bogatych zagranicznych korporacji.

Piękne obietnice, że wiatr da bezpłatną energię elektryczną, trzeba traktować podobnie jak inne hasła reklamowe i zdawać sobie sprawę, że kryją się za nimi korzyści polityczne i finansowe – ale nie dla odbiorców energii elektrycznej, a raczej dla przemysłu produkcji turbin wiatrowych i deweloperów.

Do planowania rozwoju wiatraków w Polsce trzeba podchodzić z rozwagą, wykluczając czynniki ideologiczne, oraz wyciągając naukę z bardzo kosztownych błędów i doświadczeń innych krajów.

Nie chodzi wcale o to aby z energetyki wiatrowej rezygnować, jednak nie należy forsować jej rozwoju za wszelką cenę oszukując jednocześnie społeczeństwo polskie co do rzeczywistych kosztów tej energii (a wielu tzw. "zwykłych" ludzi jest przekonanych, że jest ona darmowa) i jej wpływu na środowisko.

Trzeba zaprojektować politykę energetyczną dla Polski w sposób pragmatyczny, uwzględniając wszystkie aspekty, tak aby uzyskać optymalny układ i skład źródeł wytwórczych.

Przypisy:

1. Energia jądrowa, Mit i Rzeczywistość, str 91, Heinrich Boll Stiftung, Warszawa, 2006

2. Sharman, H. Why wind works for Denmark? Civil Engineering 158 May 2005. Pages 66–72

3. E_ON Netz Wind Report 2004 [AWEO_org].htm

4. dena grid study

5. www.eon-energie.de/bestellsystem/frameset_eng.php?choosenBu=eonenergie&choosenId=1725

6. Greenpeace- Energia jądrowa – mit a rzeczywistość, s.47, Heirich Boll Stiftung, Warszawa, 2006

7. Eltra, 2005: Annual Report 2004. (In English)

8. www.eon-energie.de/bestellsystem/frameset_eng.php?choosenBu=eonenergie&choosenId=1725

9. Sharman, H. Why wind works for Denmark? Civil Engineering 158 May 2005. Pages 66–72

10. www.eon-energie.de/bestellsystem/frameset_eng.php?choosenBu=eonenergie&choosenId=405

11. Sharman, H., 2004: “Electrolysis for Energy Storage & Grid Balancing in West Denmark.” Work Group Report prepared for Energistyrelsen [Danish Energy Authority], August

12. Vestergaard, F., 2005: “Bistand til Tyskland.” “[Aid for Germany].” Weekend Avisen, 4th November

13. Mason V. C. Wind power in Denmark, 2006. (March 2007) © http://www.countryguardian.net/vmason.htm

14. Vestergaard, F., 2005: “Bistand til Tyskland.” “[Aid for Germany].” Weekend Avisen, 4th November

15. Wind power in Denmark, 2006. Dr V.C. Mason (March 2007), http://www.countryguardian.net/vmason.htm

16. Sharman, H., 2005: “Why wind power works for Denmark.” Proc. of ICE. Civil Engineering, 158, 66-72

17. Vattenfall, Anual Report 2006, p.19

18. Electricity prices for EU households and industrial consumers on 1 January 2007 Statistics in focus, ENVIRONMENT AND ENERGY 80/2007 Energy

19. Electricity prices for EU households and industrial consumers on 1 January 2007 Statistics in focus, ENVIRONMENT AND ENERGY 80/2007 Energy

20. http://www.aweo.org/ProblemWithWind.html

21. Eric Rosenbloom: A Problem With Wind Power, September 5, 2006 www.aweo.org/

22. T. Marheineke, W. Krewitt, J. Neubarth, R. Friedrich, A. Voß: Ganzheitliche Bilanzierung der Energie- und Stoffströme von Energieversorgungstechniken, Universität Stuttgart, Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung Band 74, August 2000

23. J. Eliasz, A. Biwan: Analiza porównawcza siłowni jądrowej z siłownią wiatrową – przykład praktycznego zastosowania.“ Energetyka 2006” – Politechnika Wrocławska; 8 – 10 listopada 2006 r.

24. J. Eliasz, A. Biwan: Analiza porównawcza siłowni jądrowej z siłownią wiatrową – przykład praktycznego zastosowania.“ Energetyka 2006” – Politechnika Wrocławska; 8 – 10 listopada 2006 r.

25. T. Marheineke, W. Krewitt, J. Neubarth, R. Friedrich, A. Voß Ganzheitliche Bilanzierung der Energie- und Stoffströme von Energieversorgungstechniken, Universität Stuttgart, Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung Band 74, August 2000

26. OECD Projected Costs of Generating Electricity, 2005 update

27. OECD Projected Costs of Generating Electricity, 2005 update

28. OECD Projected Costs of Generating Electricity, 2005 update

29. Wind Energy, Fact sheets, Vol. 2. Costs and prices, Riso, Denmark, 2006

30. Cape Cod Wind Farm Dealt Sour Blow, 07.10.19, http://abcnews.go.com/Technology/story?id=3752405

31. GREENPEACE: Energia jądrowa, Mit i Rzeczywistość, str. 91, Heinrich Boll Stiftung, Warszawa, 2006

32. Strbac, G. and ILEX Consulting (2002), Quantifying the System Costs of Additional Renewables in 2020, London: Department of Trade and Industry, www.dti.gov.uk/energy/developep/080scar_report_v2_0.pdf

33. International Energy Agency, Variability of wind power and other renewables, June 2005

34. International Energy Agency, Variability of wind power and other renewables, June 2005

35. http://www.wind-watch.org/documents/category/locations/europe/germany/ August 24, 2007 • Germany

36. http://www.wind-watch.org/documents/category/locations/europe/germany/ August 24, 2007 • Germany

37. http://www.wind-watch.org/documents/category/locations/europe/germany/ August 24, 2007 • Germany

38. No wind in cape cod - Wind stop 2004t.htm

39. Troubled Wind Farm Undergoes Dismantling www.solaraccess.com/news/story?storyid=7116

40. J.Kanter: Across the Atlantic, Slowing Breezes March 7, 2007 http://www.nytimes.com/2007/03/07
/business/businessspecial2/07europe.html?ref=businessspecial2&pagewanted=all

41. DENA : Planning of the grid integration of wind energy in Germany onshore and offshore up to the year 2020 (dena Grid study). Deutsche EnergieAgentur Dena, March 2005

42. Report doubts future of wind power http://www.guardian.co.uk/international/story/0,,1425850,00.html

43. Commission for Energy Regulation 2004 Resuming Connection Offers to Wind Generators – Proposed Direction to System Operators CER 04381

44. ESB National Grid, Impact of wind power generation in Ireland on the operation of conventional plant and theeconomic implications, February 2004

45. "Polska energia należy do najdroższych w Europie", Gazeta Prawna Nr 252, z dnia 29-31.12.2006 r.

46. Energia ze źródeł odnawialnych jest ciągle zbyt droga dla odbiorców”, GP Nr 83, z dnia 27-28.04.2007 r.

47. Nissen, F., 2004: “ Hvordan kan vindkraft styrke danske energiselskaber på det europæiske marked?” “[How can wind power strengthen Danish energy companies in the European market]?” Elsam presentation at a conference “Vind eller forsvind”, held at the Dansk Design Center, Copenhagen, on 27 th May 2004. http://www.windpower.org/media(254,1030)/ELSAMFlemmingNissen.ppt

48. http://www.wind-watch.org/documents/category/locations/europe/germany/: August 24, 2007 Germany.

49. Troen I And Petersen E. L. European Wind Atlas. Risø National Laboratory, Roskilde, Denmark, 1989

50. Xinxin - walory wiatru w Polsce, www.xinxin.pl/index.html

51. Vattenfall Annual Report for 2006