02 - Paska_RE`2010_ skrot-JP

ELEKTROWNIE WIATROWE W SYSTEMIE ELEKTROENERGETYCZNYM
–PRZYŁĄCZANIE, WPŁYW NA SYSTEM I EKONOMIKA
Autor: Józef Paska, Mariusz Kłos
(„Rynek Energii” – nr 1/2010)
Słowa kluczowe: elektrownie wiatrowe, system elektroenergetyczny, przyłączanie i praca, ekonomika
Streszczenie. W artykule przedstawiono wybrane aspekty techniczne i ekonomiczne przyłączania elektrowni wiatrowych do
sieci elektroenergetycznych i pracy w nich, a także podstawowe układy do integracji elektrowni wiatrowych z systemem
elektroenergetycznym. W artykule przedstawiono zagadnienia przyłączania elektrowni wiatrowych do sieci elektroenergetycznych oraz wpływ elektrowni wiatrowych na system elektroenergetyczny. Zaprezentowano także główne elementy ekonomiki elektrowni wiatrowych.
1. WSTĘP
Możliwości włączenia elektrowni (farm) wiatrowych do systemu elektroenergetycznego wynikają
przede wszystkim z ich mocy oraz lokalizacji. Sposób i poziom oddziaływania farm wiatrowych na
system elektroenergetyczny obecnie zależy nie od konstrukcji samych turbozespołów wiatrowych, ale
nade wszystko od sposobu ich przyłączania do systemu.
Elektrownie wiatrowe są budowane w miejscach, gdzie występują dobre warunki wietrzne. Zazwyczaj
jednak są to tereny, gdzie system elektroenergetyczny jest słabo rozwinięty, a parametry i struktura sieci
oraz miejsce przyłączenia elektrowni wiatrowej mogą mieć duży wpływ na pracę elektrowni i poziom
jej oddziaływania na sieć.
Elektrownie wiatrowe mogą być przyłączane do sieci średniego napięcia (SN) lub wysokiego napięcia
(WN), gdy instalowanych jest kilka elektrowni lub duża farma wiatrowa. Można wyróżnić kilka sposobów przyłączania elektrowni wiatrowych do sieci elektroenergetycznej [5]. Pierwszym sposobem jest
przyłączenie elektrowni wiatrowej do istniejącej sieci elektroenergetycznej średniego napięcia. Jest to
praktycznie najtańszy sposób, ponieważ odległość między elektrownią wiatrową a punktem
przyłączenia jest zazwyczaj niewielka.
Elektrownie wiatrowe mogą być przyłączane także do sieci wysokiego napięcia. Pierwszy sposób tego
typu to przyłączenie elektrowni wiatrowej do szyn wysokiego napięcia w stacji elektroenergetycznej
WN/SN przez wydzieloną linię i transformator WN/SN. Ten układ stosuje się do przyłączania
turbozespołów wiatrowych o dużej mocy, rzędu kilku MW, lub kilku mniejszych jednostek
megawatowych. W praktyce jest to najdroższy sposób z dotychczas wymienionych.
W układach, w których występuje kilka elektrowni wiatrowych o dużych mocach lub, gdy jest to
kilkanaście elektrowni połączonych w farmę wiatrową można wykonać połączenie farmy do linii
przesyłowej wysokiego napięcia przez jej własny transformator WN/SN. Połączenia pomiędzy
elektrowniami a transformatorem są wykonane liniami kablowymi.
Jeżeli linia WN znajduje się w pobliżu farmy wiatrowej, transformator jest instalowany bezpośrednio
przy linii. Jeżeli farma wiatrowa znajduje się w dalszej odległości od linii wysokiego napięcia,
transformator znajduje się na jej terenie, a połączenie do linii WN jest wykonane za pomocą
dodatkowej linii wysokiego napięcia. Farma wiatrowa może być także przyłączana bezpośrednio do
szyn WN stacji elektroenergetycznej. Połączenie to może być wykonane, gdy farma wiatrowa znajduje
się bardzo blisko istniejącej stacji wysokiego napięcia.
Bardzo ciekawym sposobem połączenia farmy wiatrowej do sieci elektroenergetycznej jest
zastosowanie łącza prądu stałego AC/DC. Ten typ połączenia jest najczęściej wykorzystywany dla farm
morskich (off-shore).
Instalowane obecnie turbozespoły wiatrowe mają moce od 1 MW do 5 MW, dlatego żeby osiągać duże
moce, muszą być łączone w elektrownie wiatrowe.
Elektrownie (farmy) wiatrowe są podzielone na kilka grup składających się z kilku lub nawet kilkunastu
jednostek. Sieć wewnętrzna farmy ma zwykle strukturę drzewiastą (promieniową), a turbozespoły należące do danej grupy są przyłączone do linii kablowej średniego napięcia. Farma wiatrowa jest
połączona z siecią elektroenergetyczną wysokiego napięcia za pośrednictwem transformatora
sieciowego. Duże farmy wiatrowe są przyłączane do sieci wysokiego napięcia, ponieważ mają znaczne
moce, nawet do setek MW.
Na rys. 1 przedstawiono możliwości włączenia elektrowni i/lub farm wiatrowych w system elektroenergetyczny, a na rys. 2 strukturę modelowej farmy wiatrowej (lądowej – on-shore).
Przyłączenie do sieci dystrybucyjnej następuje na podstawie umowy o przyłączenie i po spełnieniu warunków przyłączenia, określonych przez operatora systemu dystrybucyjnego, do którego sieci ma nastąpić przyłączenie.
2. WPŁYW ELEKTROWNI WIATROWYCH NA SYSTEM ELEKTROENERGETYCZNY
Moc generowana przez elektrownię wiatrową nie jest stabilna [9-11]. Zmianom może ulegać także
napięcie na szynach elektrowni wiatrowej.
Jest to spowodowane głównie zmianami prędkości wiatru, opływającego łopaty wirnika, czego
skutkiem jest zmiana momentu mechanicznego wirnika turbiny. Wahania mogą wystąpić przy
gwałtownych podmuchach wiatru. Prędkość wiatru może się także nierównomiernie rozłożyć w
obszarze wirnika - większe prędkości wiatru występują wtedy w górnej części wirnika. Obniżenie
momentu mechanicznego może wystąpić też w momencie przejścia łopaty przed wieżą (shadow effect).
Dodatkowo wszelkie drgania i oscylacje wieży oraz elementów konstrukcyjnych gondoli mogą mieć
wpływ na pracę elektrowni w systemie elektroenergetycznym.
Największe wahania mocy występują, kiedy elektrownia wiatrowa pracuje z obciążeniem częściowym.
Sieć przesyłowa 400 kV (380 kV)
Szw = 20 ÷ 30 GV⋅A
Duże elektrownie systemowe
Połączenia międzysystemowe
Przesył na znaczne odległości
3~
SNTW > 300 MV⋅A
Duże farmy wiatrowe
morskie (offshore)
SNT = 0,8 ÷ 1 GV⋅A
Sieć przesyłowa 220 kV
Szw = 10 ÷ 25 GV⋅A
Elektrownie systemowe
Połączenia i przesył
SNT = 0,3 ÷ 0,6 GV⋅A
SNT = 100 ÷ 300 MV⋅A
Sieć rozdzielcza 110 kV
Szw = 2 ÷ 7,5 GV⋅A
Przesył i rozdział
3~
SNTW = 40 ÷ 300 MV⋅A
Farmy wiatrowe
SNT = 10 ÷ 50 MV⋅A
Sieci rozdzielcze SN (30 kV, 20 kV, 10 kV, 6 kV)
Szw = 200 ÷ 1500 MV⋅A
Lokalny przesył i rozdział
3~
SNTW = 0,2 ÷ 5 MV⋅A
Turbozespoły wiatrowe
lub grupy TW
SNT = 100 ÷ 630 kV⋅A
Sieci rozdzielcze nN (0,4 ÷ 0,8 kV)
Szw < 30 MV⋅A
Zasilanie odbiorców
3~
SNTW < 500 kV⋅A
Małe TW
lub grupy TW
Rys. 1. Możliwości włączenia elektrowni wiatrowych w system elektroenergetyczny: SNTW – znamionowa moc pozorna
elektrowni (farmy) wiatrowej, SZW – moc zwarciowa, SNT – moc znamionowa transformatora sprzęgającego
Rys. 2. Struktura modelowej farmy wiatrowej
Ilustracją zmienności mocy generowanej przez elektrownie wiatrowe są dane dotyczące farm
wiatrowych w Niemczech – europejskiego lidera w dziedzinie energetyki wiatrowej (rys. 3).
Dobowa średnia moc generowana, MW
20000
18000
16000
14000
12000
10000
8000
6000
4000
2000
29-NOV-08
08-DEC-08
17-DEC-08
26-DEC-08
15-OCT-08
24-OCT-08
02-NOV-08
11-NOV-08
20-NOV-08
22-AUG-08
31-AUG-08
09-SEP-08
18-SEP-08
27-SEP-08
06-OCT-08
29-JUN-08
08-JUL-08
17-JUL-08
26-JUL-08
04-AUG-08
13-AUG-08
15-MAY-08
24-MAY-08
02-JUN-08
11-JUN-08
20-JUN-08
22-mar-08
31-mar-08
09-APR-08
18-APR-08
27-APR-08
06-MAY-08
06-FEB-08
15-FEB-08
24-FEB-08
04-mar-08
13-mar-08
01-JAN-08
10-JAN-08
19-JAN-08
28-JAN-08
0
Data
Rys. 3. Przykład zmienności mocy generowanej przez elektrownie wiatrowe – średnie dobowe moce generowane przez
niemieckie elektrownie wiatrowe w 2008 roku
Obecność przekształtników energoelektronicznych, a także wszelkie operacje łączeniowe, mogą
wpłynąć na jakość energii elektrycznej, czego skutkiem są wahania, odchylenia i zapady napięcia w
sieci elektroenergetycznej [1, 2, 5, 11].
Można wyróżnić krótko i długookresową zmienność mocy generowanej przez elektrownie wiatrowe,
przy czym z punktu widzenia rezerw mocy w systemie elektroenergetycznym ważna jest zmienność
krótkookresowa, obejmująca:
- zmienność sekundową – wynikającą ze zmienności czynnika napędowego (turbulencje) i specyficznych właściwości silników wiatrowych. Zmienność sekundowa ma niewielkie znaczenie i nie
stanowi zasadniczego problemu dla prowadzenia ruchu systemu,
- zmienność minutową – czyli zmiany mocy generowanej przez elektrownie wiatrowe, zachodzące w
czasie od 10 minut do godziny. Zmienność minutowa jest istotna dla prowadzenia ruchu SEE. Dla
pojedynczej farmy wiatrowej zmiany minutowe mogą wynieść nawet 100% jej mocy znamionowej
(np. przy wyłączeniu z powodu nadmiernej prędkości wiatru). Przy większej liczbie farm
zlokalizowanych na stosunkowo rozległym obszarze zmienność minutowa jest znacznie mniejsza,
- zmienność godzinową – spowodowaną zmianą warunków atmosferycznych (ruchem ośrodków
wyżowych i niżowych). Zmienność ta jest istotna dla planowania pracy SEE. Jest ona większa niż
zmienność minutowa. Dla przykładu zarejestrowana maksymalna zmiana mocy generowanej przez
elektrownie wiatrowe w ciągu 4÷12 godzin w Danii wyniosła prawie 60% mocy zainstalowanej, a w
Niemczech aż 80%.
Wskazana wyżej zmienność mocy generowanej przez elektrownie wiatrowe wpływa na konieczność
utrzymywania w systemie elektroenergetycznym dodatkowych (w stosunku do stanu bez generacji
wiatrowej) operacyjnych rezerw mocy obejmujących rezerwę sekundową, minutową i godzinową
(klasyfikacja rezerw zgodna z IRiESP [4]).
W przypadku wykorzystywanej w regulacji pierwotnej rezerwy sekundowej (o czasie aktywacji do 30
sekund od chwili wystąpienia zaburzenia bilansu mocy), niewielka zmienność sekundowa mocy generowanej przez elektrownie wiatrowe powoduje, że wzrost wymaganej rezerwy w systemie jest również
niewielki. Dla przykładu szacuje się, że w systemie skandynawskim, który obejmuje systemy Szwecji,
Finlandii i Norwegii oraz część systemu duńskiego, przy udziale energii elektrycznej produkowanej
przez EW równym 10% zużycia rocznego, wzrost wymaganej rezerwy sekundowej jest równy 0,3%
sumarycznej mocy zainstalowanej w elektrowniach wiatrowych. Z kolei badania przeprowadzone dla
amerykańskiego systemu Idaho wskazują na nieco większy, około 1%, przyrost wymaganej rezerwy
sekundowej będący efektem wprowadzenia generacji wiatrowej, przy czym należy zaznaczyć, że
system Idaho jest znacznie mniejszy od systemu skandynawskiego.
Zmienność minutowa mocy generowanej przez elektrownie wiatrowe, większa niż zmienność
sekundowa, skutkuje również większymi wymaganiami dotyczącymi dodatkowej minutowej rezerwy
mocy wykorzystywanej w regulacji wtórnej (rezerwy o czasie aktywacji do 15 minut), przy czym
obserwuje się stały wzrost tych wymagań w miarę zwiększania udziału generacji wiatrowej w systemie.
Wspomniane już badania dla systemu Idaho wskazują, że w zależności od stosunku mocy
zainstalowanej w EW do obciążenia szczytowego systemu, jest konieczne zwiększenie wymaganej
rezerwy minutowej o wartość równą od kilku do kilkunastu procent sumarycznej mocy zainstalowanej
w EW.
Godzinowa zmienność prędkości wiatru jest m.in. przyczyną błędów prognozy dotyczących poziomu
mocy generowanej przez elektrownie wiatrowe, popełnianych podczas planowania pracy systemu elektroenergetycznego. Oczywistym jest, że błąd ten jest tym większy im dłuższy jest horyzont prognozy.
Dla zneutralizowania skutków tych błędów jest konieczne utrzymywanie rezerwy godzinowej, która
jest wykorzystywana w regulacji trójnej. Dla wspomnianego już systemu skandynawskiego, przy
udziale energii elektrycznej produkowanej przez EW równym 10% zużycia rocznego, wzrost
wymaganej rezerwy godzinowej jest równy 1,6÷2,2% sumarycznej mocy zainstalowanej w
elektrowniach wiatrowych.
Praca elektrowni wiatrowych w systemie elektroenergetycznym powoduje zmiany rozpływu mocy
czynnej i biernej. Skutkiem tego są zmiany poziomów napięcia i strat mocy. Kolejne niepokojące
zjawisko – wiążące się ze zmianą rozpływu mocy, wywołane przez elektrownie wiatrowe, to
wymuszone przepływy mocy pomiędzy sąsiednimi systemami, w jednym z których „dynamicznie”
rozwija się energetyka wiatrowa (rys. 4).
[MW]
[GW]
1400
28
1200
24
1000
20
800
16
Z VET do PSE-O
600
12
400
8
200
4
0
2000
0
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
-200
-400
Z PSE-O do VET
-600
Fizyczne przepływy mocy w liniach PSE-O - VET
Linia trendu mocy zainstalowanej niemieckich FW
Rys. 4. Fizyczne przepływy mocy pomiędzy PSE Operator (PSE-O) i Vattenfall Europe Transmission (VET) a moc
zainstalowana niemieckich elektrowni wiatrowych [6]
Małe farmy przyłączane do sieci wysokich napięć mają mały wpływ na system elektroenergetyczny.
Natomiast duże farmy wiatrowe wpływają na poziomy napięć w węzłach systemu. Przyłączanie elektrowni wiatrowych do słabych sieci średniego napięcia może powodować powstawanie dużych wahań
napięcia. Podczas pracy elektrowni wiatrowej w czasie niskiego zapotrzebowania na moc w systemie
zostają odstawione duże konwencjonalne jednostki wytwórcze z dużymi generatorami
synchronicznymi. Skutkiem tego jest ograniczenie możliwości regulacji mocy biernej, co skutkuje
podwyższonymi napięciami w węzłach systemu elektroenergetycznego. W celu utrzymania ustalonego
poziomu napięcia może być konieczne wyłączenie niektórych linii przesyłowych, a co za tym idzie
pogorszenie niezawodności zasilania. Kompensacja mocy biernej (baterie kondensatorów) jest
stosowana głównie dla elektrowni wyposażonych w generatory indukcyjne, gdyż pobierają one z sieci
prąd magnesujący. Jest jednak ryzyko wystąpienia zjawiska samowzbudzenia generatorów indukcyjnych. Problemu tego nie ma w elektrowniach wiatrowych z generatorami asynchronicznymi
dwustronnie zasilanymi, które pobierają moc bierną z sieci tylko w celach regulacyjnych. Do regulacji
mocy biernej i napięcia mogą być wykorzystane elektrownie z generatorami synchronicznymi oraz
wyposażone w przekształtnik energoelektroniczny. Kompensacja mocy biernej służy do utrzymania
poziomu napięcia w węzłach sieci.
Duże farmy wiatrowe o mocach kilkudziesięciu a nawet kilkuset megawatów, przyłączane do sieci rozdzielczych 110 kV lub sieci przesyłowych najwyższych napięć mogą spowodować duże problemy
w pracy tych sieci. Przy bardzo silnym wietrze elektrownie wiatrowe są wyłączane. Dodatkowo
elementy systemu, jak transformatory czy linie mogą ulec awarii. Pogarsza się wystarczalność systemu,
czego skutkiem jest obniżenie bezpieczeństwa. Przykładem zakłócenia w sieci elektroenergetycznej
wywołanego przez elektrownie wiatrowe jest „blackout”, który wystąpił dnia 04.11.2006 o godzinie
22:10 na terenie Niemiec. Jedną z jego przyczyn była zbyt duża generacja mocy przez elektrownie
wiatrowe, rzędu 3300 MW. Polska także odczuła tę awarię.
3. EKONOMIKA ELEKTROWNI WIATROWYCH
Zasadnicze czynniki wpływające na ekonomikę elektrowni wiatrowych to [3, 7]:
- Koszty kapitałowe (wynikające z nakładów inwestycyjnych, w tym na turbozespoły wiatrowe,
fundamenty, drogi dojazdowe i połączenia z siecią elektroenergetyczną), które mogą stanowić aż
80% całkowitych kosztów projektu liczonych dla całego okresu jego „życia”.
- Koszty zmienne, wśród których najistotniejsze są koszty utrzymania i remontów (O&M – operation
and maintenance) turbozespołów wiatrowych, ale zawierające także inne kategorie kosztów, jak:
opłaty za użytkowanie (dzierżawę) terenu, ubezpieczenia i podatki, zarządzanie i administracja.
Koszty zmienne są relatywnie niewielkie i stanowią ok. 20% całkowitych kosztów inwestycji.
- Ilość wytwarzanej energii, która zależy od lokalnych warunków wiatrowych, charakterystyki
technicznej turbozespołu wiatrowego oraz od ewentualnych ograniczeń w produkcji energii.
Wskaźnikiem, który najlepiej charakteryzuje zdolność produkcyjną elektrowni wiatrowej jest
roczny czas wykorzystania mocy zainstalowanej Ti określony jako stosunek rocznej produkcji
energii elektrycznej i mocy zainstalowanej.
- Stopa dyskonta i czas “życia” obiektu. Odzwierciedlają one spodziewane ryzyko inwestycji,
“klimat” regulacyjny i inwestycyjny w danym kraju oraz spodziewaną opłacalność alternatywnych
projektów inwestycyjnych.
Ważną zaletą energetyki wiatrowej jest to, że po zakończeniu budowy i przy założeniu, że pomiary warunków wiatrowych zostały wykonane prawidłowo, koszt wytwarzania energii elektrycznej jest przewidywalny, co redukuje ryzyko inwestora, czy nawet całego regionu lub kraju.
3.1. Nakłady inwestycyjne
Nakłady inwestycyjne na elektrownię wiatrową można podzielić na następujące kategorie:
- koszt samego turbozespołu wiatrowego, który obejmuje produkcję, łopaty, transformator, transport
na miejsce oraz montaż,
-
koszt przyłączenia do sieci, obejmujący kable, stację elektroenergetyczną, układ łączący z siecią;
koszt prac inżynieryjno-budowlanych, wraz z fundamentami, budową dróg i budynków,
inne koszty kapitałowe, obejmujące prace projektowe, procedury koncesyjne, konsultacje i zgody,
systemy SCADA i monitorowania.
Po ponad dwóch dekadach stałego spadku, w ostatnich 3 latach nakłady inwestycyjne elektrowni wiatrowych wzrosły o ok. 30%. Wynoszą one obecnie ok. 1100÷1400 Є/kW dla nowych projektów w
Europie, ze znacznym zróżnicowaniem w UE. Na rynkach rozwijających się (jak Chiny i USA) są one
znacząco niższe.
Przyczyną dużego zróżnicowania wartości są: wpływ kosztów pracy w krajach rozwijających się,
poziom konkurencji na tym specyficznym rynku, siła rynkowa uczestników rynku, krajowe regulacje
dotyczące elektrowni wiatrowych (np. wymagania instrukcji ruchu i eksploatacji sieci), długość i
specyfika powiązania z siecią elektroenergetyczną (np. wymaganie finansowania rozbudowy sieci) oraz
zakres prac inżynieryjno-budowlanych (zależny od dostępności i warunków geotechnicznych lokalizacji
elektrowni).
Z uwzględnieniem tych wszystkich ograniczeń można stwierdzić, że w Europie nakłady inwestycyjne
elektrowni wiatrowych dzielą się następująco [3]: turbozespół wiatrowy 71%, połączenie z siecią 12%,
prace inżynieryjno-budowlane 9%, inne nakłady inwestycyjne 8%. Według danych brytyjskich wygląda
to następująco: turbozespół wraz z montażem 66%, przyłączenie do sieci 14%, pozostała infrastruktura
17%, prace projektowe 3%. Zgodnie z danymi hiszpańskimi: 72% na turbozespół wraz z montażem,
11% na przyłączenie do sieci; 9% na prace budowlano-inżynieryjne i 8% na inne koszty [3].
Turbozespół wiatrowy składa się z ok. 8000 różnych elementów. W tabeli 1 wymieniono podstawowe
ich zespoły wraz z udziałem w koszcie [3]. Dane w tabeli odnoszą się do jednostki o mocy 5 MW,
podczas
gdy
najczęściej
obecnie
budowane
jednostki
mają
moc
2–3 MW. Także udziały poszczególnych zespołów w koszcie różnią się w zależności od modelu.
Tabela 1 Zasadnicze elementy turbozespołu wiatrowego i ich udział w nakładach inwestycyjnych na przykładzie jednostki
REpower MM92 (5 MW)
Elementy składowe
Wieża
Łopaty wirnika
Piasta wirnika
Łożyska wirnika
Wał
Mocowanie gondoli
Przekładnia
Generator
System obracania gondoli
System regulacji łopat wirnika (pitch system)
Układ przekształtnikowy
Transformator
Układ hamowania wału
Gondola
Kable
Połączenia (np. śrubowe)
Udział, %
26,3
22,2
1,37
1,22
1,91
2,80
12,91
3,44
1,25
2,66
5,01
3,59
1,32
1,35
0,96
1,04
Inne elementy, poza turbozespołem wiatrowym, stanowią ok. 18÷32% całkowitych nakładów inwestycyjnych. Ich aktualny poziom i trendy zmian są wymienione poniżej:
-
-
-
Koszty przyłączenia do sieci. W przeszłości większość elektrowni wiatrowych była przyłączana do
sieci średnich napięć przez transformator nN/SN. Jednak obecnie coraz więcej elektrowni wiatrowych jest przyłączanych do sieci przesyłowej, co skutkuje wyższymi kosztami. Dodatkowo, regulacje co do tego kto ponosi koszty przyłączenia i – jeśli trzeba – rozbudowy sieci, różnią się w poszczególnych krajach. W niektórych operator sieci przesyłowej ponosi część lub całość kosztów
rozbudowy sieci, w innych - inwestor musi pokryć całość kosztów przyłączenia i rozbudowy sieci.
Koszty przyłączenia mogą być regulowane i przejrzyste, lub podlegać pewnej nieokreśloności.
Wszystko to prowadzi do zróżnicowania, z generalną tendencją wzrostową w większości krajów UE
(np. ok. 115,24 Є/kW w Hiszpanii w 2006 roku i 13,8% wzrost w latach 2007/2008 [3]).
Prace inżynieryjno-budowlane. Tutaj sytuacja jest bardziej zróżnicowana; w niektórych krajach, jak
np. w Hiszpanii, obserwuje się stopniowy spadek związany z ekonomią skali, wynikającą z liczby
i mocy TW przypadających na jedna farmę wiatrową. Jednak, np. w Wielkiej Brytanii [3] jest
oczekiwana stabilizacja kosztów infrastruktury, w tym prac inżynieryjno-budowlanych, w kategoriach realnych, aż do roku 2020; podczas gdy w innych krajach, jak np. Francja, koszty rosną.
Inne koszty kapitałowe. Obejmują one koszty projektowe, koszty gruntu, środki bezpieczeństwa i
ochrony zdrowia, podatki, koncesje i zgody itp. W niektórych krajach mogą być one dość wysokie,
w związku z wyższymi wymaganiami co do oceny oddziaływania na środowisko. Regulacje
prawne, szczególnie dotyczące planów zagospodarowania przestrzennego oraz zasad koncesjonowania mają istotny wpływ na te koszty (podobnie jak to, czy elektrownia wiatrowa zostanie
ostateczne zbudowana). W krajach, gdzie energetyka wiatrowa osiągnęła już pewien poziom
rozwoju a systemy regulacji i administracyjny są jej sprzyjające, obserwuje się spadek innych
kosztów kapitałowych.
3.2. Koszty zmienne
Turbozespoły wiatrowe, podobnie jak inne urządzenia przemysłowe, wymagają utrzymania i remontów
(O&M), które mają istotny udział w kosztach rocznych – chociaż znacznie mniejszy niż w elektrowniach na paliwa kopalne.
Do najważniejszych kosztów zmiennych w elektrowniach wiatrowych należą:
- O&M, włączając wydatki na remonty, części zamienne i utrzymanie instalacji elektrycznych,
- użytkowanie (dzierżawa) terenu i stacji elektroenergetycznej,
- ubezpieczenia i podatki;
- zarządzanie i administracja, wraz z audytami, działalnością zarządu, usługami prognostycznymi i
środkami zdalnego sterowania.
Wysokość kosztów zmiennych nie jest tak dobrze rozpoznana jak nakładów inwestycyjnych a z dostępnych danych wynika znaczne zróżnicowanie pomiędzy krajami, regionami, czy nawet lokalizacjami.
Część turbozespołów wiatrowych osiągnęła kres swojego “życia”, co pozwoli na uzyskanie bardziej
wiarygodnych danych w tym zakresie.
Część z kosztów zmiennych można oszacować dość łatwo. W odniesieniu do kosztów ubezpieczeń i
standardowych kosztów O&M, jest możliwe uzyskanie odpowiednich informacji. Koszty remontów i
części zamiennych są trudniejsze do oceny, gdyż odpowiednie informacje nie są bezpośrednio dostępne.
Z danych źródłowych (np. British Energy Wind Energy Association; Spanish Wind Energy Association
itp. [3]) wynika, że ostrożne oszacowanie poziomu kosztów zmiennych to 1 do 2 Єcent/kWh. Oznacza
to 10 do 20% kosztów całkowitych (ok. 10% to koszty O&M). Podobnie, jak w odniesieniu do innych
kategorii kosztów, powyższe wartości są jedynie szacunkowe.
Według badań niemieckich (German Wind Energy Institute) [3], dotyczących tendencji i składników
kosztów zmiennych w odniesieniu do turbozespołów wiatrowych zainstalowanych w Niemczech w
latach 1997-2001, w pierwszych dwóch latach eksploatacji są one zwykle objęte serwisem
gwarancyjnym. Tak więc w tym okresie koszty O&M są bardzo niskie i wynoszą 2÷3% nakładów
inwestycyjnych, co odpowiada ok. 0,3÷0,4 Єcent/kWh. Po 6 latach koszty O&M rosną do nieco poniżej
5% nakładów inwestycyjnych, co oznacza ok. 0,6÷0,7 Єcent/kWh. Trzeba jednak dodać, że powyższe
dane mają już znaczenie historyczne i nie uwzględniają niedawnego wzrostu cen oraz wymagań w
odniesieniu do nowych turbozespołów.
Na koniec – co do przewidywanych wartości kosztów zmiennych – trzeba być ostrożnym w
interpretacji wartości przedstawionych wyżej. Po pierwsze, podobnie jak w odniesieniu do
jednostkowych nakładów inwestycyjnych (Є/kW) na turbozespoły wiatrowe dało się zaobserwować
efekt ekonomii skali wraz ze wzrostem ich mocy, analogiczny efekt może występować w przypadku
kosztów O&M. Po drugie, nowsze i większe turbozespoły mają mniejsze wymagania w zakresie
utrzymania i remontów niż starsze i mniejsze jednostki. Pozostałe koszty, w tym części zamiennych,
monitorowania i ubezpieczeń, mogą wzrosnąć w efekcie wzrostu cen materiałów oraz większego
ryzyka związanego z dużymi turbozespołami. Generalny trend, według przeprowadzonych badań
(w ograniczonej liczbie), to spadek tych kosztów.
3.3. Warunki wiatrowe i ilość wytwarzanej energii elektrycznej
Przeciętny roczny czas wykorzystania mocy zainstalowanej elektrowni wiatrowych jest różny dla
różnych lokalizacji i różnych krajów. Wartości zawierają się, dla elektrowni na lądzie, w przedziale od
1700 do 3000 h/rok (średnia dla Hiszpanii to 2342, Danii - 2300, Wielkiej Brytanii – 2600)1 [3].
Generalnie można powiedzieć, że „dobre” lokalizacje są wykorzystywane w pierwszej kolejności,
mimo, że mogą być położone na trudno dostępnych terenach.
Teoretyczna ilość wytwarzanej energii elektrycznej, obliczona na podstawie „krzywej mocy”
turbozespołu wiatrowego oraz oceny warunków wiatrowych, jest w praktyce ograniczana przez szereg
czynników, jak zaburzanie wiatru przez inne turbozespoły farmy, straty elektryczne w kablach i
transformatorach, odstawienia turbozespołów do planowej profilaktyki lub remontów awaryjnych. Ilość
energii elektrycznej netto wytwarzanej przez elektrownię wiatrową jest zwykle 10-15% niższa od
wartości teoretycznej.
3.4. Przykład oceny kosztu wytwarzania
zlokalizowanej na lądzie
energii elektrycznej w elektrowni wiatrowej
Założenia analizy są następujące:
1
analiza dotyczy farmy lądowej wyposażonej w jednostki 2 MW-owe;
nakłady inwestycyjne wynoszą ok. 1100÷1400 Є/kW, z medianą równą 1250 Є/kW;
W Polsce 1630÷1740 h/a (istniejące elektrownie).
-
-
koszty O&M przyjęto w wysokości pomiędzy 1 i 1,5 Єcent/kWh w okresie „życia” turbozespołu
wiatrowego, 1,2 Єcent/kWh w horyzoncie średnioterminowym;
czas „życia” turbozespołu wynosi 20 lat;
relacja pomiędzy kredytem i kapitałem własnym (debt/equity) wynosi 80% i 20%, odpowiednio;
stopa dyskonta dla kapitału własnego wynosi 7% i jest stała w całym 20-letnim okresie;
stopa dyskonta dla kredytu zawiera się w przedziale 5÷10%, 7,5% w horyzoncie średnioterminowym, okres spłaty kredytu 12 lat;
prognozowana stopa inflacji wynosi 3%;
czas wykorzystania mocy zainstalowanej zawiera się w przedziale pomiędzy 1700 h/rok (stopień
wyzyskania 19%) i 3000 h/rok (35%), 2100 h/rok w horyzoncie średnioterminowym (stopień wyzyskania 23%);
nie uwzględnia się premii za ryzyko oraz opodatkowania.
Przy powyższych założeniach jednostkowy koszt wytwarzania energii elektrycznej wyniesie 4,5÷8,7
Єcent/kWh. Jak wspomniano wcześniej, warunki wiatrowe są czynnikiem najsilniej wpływającym na
ekonomikę elektrowni wiatrowych. Dla przykładu, w elektrowni wiatrowej o jednostkowych nakładach
inwestycyjnych Є1100/kW koszt wytwarzania wzrośnie o ponad 50% jeśli czas wykorzystania mocy
zainstalowanej spadnie z 3000 h/rok do 1700 h/rok. Podobnie będzie także dla innych wartości jednostkowych nakładów inwestycyjnych. Natomiast, jeśli czas “życia” elektrowni zmniejszy się do 16 lat,
przy jednostkowych nakładach inwestycyjnych Є1100/kW, koszt wytwarzania wzrośnie o ponad 10%.
3.5. Koszty wytwarzana energii elektrycznej w źródłach rozproszonych w warunkach polskich
Z analizy kosztów wytwarzania energii elektrycznej w źródłach rozproszonych wykonanej dla
warunków krajowych wynika, że [12]:
-
-
analizowane układy źródeł rozproszonych, z punktu widzenia jednostkowych, zdyskontowanych
kosztów wytwarzania energii elektrycznej, dla czasu wykorzystania mocy zainstalowanej 6400
h/rok, można uszeregować w następującej kolejności: elektrociepłownia z turbiną gazową pracującą
w obiegu prostym (289 zł/MWh), elektrownia wiatrowa (370 zł/MWh), elektrociepłownia ORC
opalana biomasą (420 zł/MWh), elektrociepłownia parowa opalana biomasą (426 zł/MWh),
elektrownia wodna (452 zł/MWh), elektrociepłownia z turbiną gazową zintegrowana ze
zgazowaniem biomasy (479 zł/MWh), elektrociepłownia z silnikiem gazowym zintegrowana
z biologicznym generatorem gazu (498 zł/MWh) i elektrociepłownia z silnikiem gazowym zintegrowana ze zgazowaniem biomasy (506 zł/MWh);
istniejące obecnie środki wspierania energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii i wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji, w postaci świadectw pochodzenia (zielone i żółte certyfikaty), przynoszące producentom dodatkowe dochody (odpowiednio ok. 259 zł/MWh i 128 zł/MWh
w roku 2009), pozwalają na uzyskanie dodatniej efektywności ekonomicznej przez: elektrownie
wiatrowe, elektrociepłownie ORC opalane biomasą przy Ti = 6500 h/rok, elektrociepłownie parowe
opalane biomasą przy Ti = 6600 h/rok, elektrociepłownie z turbiną gazową opalane gazem ziemnym
przy Ti = 7050 h/rok, elektrociepłownie z turbiną gazową zintegrowane ze zgazowaniem biomasy
przy Ti = 7550 h/rok i elektrociepłownie z silnikiem gazowym zintegrowane z biologicznym
generatorem gazu przy Ti = 7950 h/rok. Pozostałe układy dla uzyskania efektywności ekonomicznej
wymagałyby dodatkowego wsparcia w procesie inwestycyjnym, np. w postaci preferencyjnego
kredytu lub dotacji.
4. PODSUMOWANIE
Rozwój energetyki wiatrowej może przynieść znaczący i szybki wzrost zdolności wytwórczych krajowego systemu elektroenergetycznego. Nie będzie to jednak wzrost ani tak znaczący i szybki jak by
oczekiwali inwestorzy, ani tak niewielki i powolny jak by oczekiwali „oponenci” tej technologii
wytwarzania energii elektrycznej. Nadal otwarte pozostaje też pytanie w jakim stopniu tak uzyskany
wzrost zdolności wytwórczych krajowego systemu elektroenergetycznego przełoży się na jego zdolność
do pokrywania zapotrzebowania odbiorców na moc i energię elektryczną, czyli na tzw. bezpieczeństwo
elektroenergetyczne.
LITERATURA
[1]
Ackerman T. (editor): Wind Power in Power Systems. John Wiley & Sons. Chichester 2005.
[2]
Heier S.: Grid Integration of Wind Energy Conversion Systems. J. Wiley & Sons. West Sussex.
England 1998.
[3]
Blanco M.I.: The Economics of Wind Energy. Renewable and Sustainable Energy Reviews. Vol.
13, No 1, 2009.
[4]
Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej. PSE-Operator SA. Warszawa, styczeń 2009.
[5]
Lubośny Z.: Elektrownie wiatrowe w systemie elektroenergetycznym. WNT. Warszawa 2006.
[6]
Paprocki R.: Wpływ energetyki wiatrowej na pracę KSE. Seminarium SSE KE PAN
“Elektronergetyka rozproszona”. Warszawa, 21 listopada 2008.
[7]
Paska J.: Ekonomika w elektroenergetyce. Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej.
Warszawa 2007.
[8]
Paska J., Surma T., Sałek M.: Elektrownie wiatrowe - wybrane aspekty budowy. Inżynier
budownictwa. Nr 9, 2006.
[9]
Paska J., Kłos M.: Elektrownia wiatrowa z zasobnikiem energii. Przegląd Elektrotechniczny. Nr
2, 2008.
[10]
Paska J., Kłos M.: Elektrownie wiatrowe w systemie elektroenergetycznym – stan obecny i
perspektywy, stosowane generatory i wymagania. Rynek Energii 2009, nr 5.
[11]
Przygrodzki M., Siwy E.: Zdolności przesyłowe linii napowietrznych przy generacji mocy w
źródłach wiatrowych. Rynek Energii 2009, nr 1.
[12]
Zaporowski B.: Efektywność ekonomiczna wytwarzania energii elektrycznej w źródłach
rozproszonych. Seminarium SSE KE PAN “Ekonomiczne aspekty elektroenergetyki
rozproszonej”. Warszawa, 24 kwietnia 2009.
WIND POWER PLANTS IN ELECTRIC POWER
INFLUENCE ON THE SYSTEM AND ECONOMICS
SYSTEM
–
CONNECTING,
Key words: wind power plants, electric power system, connecting and work, economics
Summary. The paper presents chosen technical and economic aspects of wind power plants’ connecting and work in the
electric power system as well as main schemes for their grid integration. In the paper the issues of wind power plants
connecting to the power networks and influence of wind power plants on electric power system are described. Also the main
components of wind power plants’ economics are presented.
Józef Paska, prof. dr hab. inż.; ukończył Wydział Elektryczny Politechniki Warszawskiej. Jego
zainteresowania naukowe dotyczą niezawodności systemu elektroenergetycznego i bezpieczeństwa
zasilania w energię elektryczną, technologii wytwarzania energii elektrycznej, w tym wytwarzania
rozproszonego i wykorzystania odnawialnych zasobów energii, gospodarki elektroenergetycznej oraz
ekonomiki elektroenergetyki. Autor ponad 200 artykułów i referatów oraz 8 monografii i podręczników
akademickich. Politechnika Warszawska, Wydział Elektryczny, Instytut Elektroenergetyki, Zakład
Elektrowni i Gospodarki Elektroenergetycznej,
ul. Koszykowa 75, 00-662 Warszawa, e-mail: [email protected]
Mariusz Kłos, dr inż.; ukończył Wydział Elektryczny PW. Obszar zainteresowań: energoelektronika,
odnawialne źródła energii, ogniwa paliwowe, zasobniki energii, prawo energetyczne. Prywatne
zainteresowania: sport, turystyka piesza i rowerowa, literatura fantastyczno-naukowa i fantasy.
Politechnika Warszawska, Instytut Elektroenergetyki, Zakład Elektrowni i Gospodarki
Elektroenergetycznej, ul. Koszykowa 75, 00-662 Warszawa, e-mail: [email protected]