Artykuły

Streszczenie

Artykuł przedstawia analizę pełnego oraz częściowego repoweringu turbin wiatrowych jako dwóch strategii zagospodarowania poużytkowego komponentów, z uwzględnieniem ich potencjału wdrożeniowego w Europie, gdzie znaczna część instalacji zbliża się do końca cyklu życia. Poruszona została również problematyka wybranych kategorii wpływów środowiskowych, których ograniczenie jest podstawowym aspektem analizowanych rozwiązań.

Cel badania

Celem badania jest ocena, jak zastosowanie odmiennych strategii zagospodarowania poużytkowego wpływa na poziom oddziaływania środowiskowego w pełnym cyklu życia turbiny wiatrowej. Analizie poddane zostały trzy kluczowe kategorie wpływu: potencjał globalnego ocieplenia (GWP), eutrofizacja wód oraz zakwaszenie gleb. Porównano dwa scenariusze: całkowitą utylizację turbiny wraz z konstrukcją nośną w celu budowy nowej farmy wiatrowej w tej samej lokalizacji (pełny repowering) oraz scenariusz częściowego repoweringu, w którym zachowana zostaje wieża i fundament, co pozwala na przedłużenie cyklu życia obiektu z ograniczeniem wpływów środowiskowych związanych z produkcją, transportem i utylizacją elementów konstrukcji nośnej.

Wprowadzenie

W Europie obserwuje się stopniowe starzenie się lądowych elektrowni wiatrowych, co skutkuje rosnącym potencjałem dla inwestycji repoweringowych. Do 2030 roku aż 57 GW mocy zainstalowanej w turbinach wiatrowych będzie miało ponad 20 lat, z czego już teraz 26 GW przekroczyło ten próg. Największy potencjał dla repoweringu przypisuje się Niemcom i Hiszpanii, gdzie odpowiednio 21 i 19 GW turbin funkcjonuje już od ponad 15 lat. Szczególnie szybkiemu starzeniu ulegają turbiny wiatrowe w Danii, Hiszpanii, Portugalii oraz we Włoszech, gdzie średni wiek turbin przekracza 10 lat. Jednocześnie inwestycje modernizacyjne są tam często utrudnione przez niesprzyjające regulacje, brak zachęt dla inwestorów oraz bariery administracyjne [1].

Rys. 1. Wiek turbin wiatrowych w wybranych krajach Europy w 2024 r. [1]

W 2024 roku w Europie wycofano z eksploatacji łącznie 1,3 GW mocy wiatrowej, z czego ponad połowę (712 MW) stanowiły turbiny w Niemczech. Hiszpania i Włochy dopełniły ten wynik odpowiednio o 435 MW i 76 MW, odpowiadając łącznie za ponad 90% mocy wycofanej w całości z inwestycji lądowych. W tym samym czasie zrealizowano repowering o łącznej mocy 1,6 GW, z czego aż 1,1 GW przypadało na Niemcy, a 155 MW na Włochy, co dla obu krajów oznaczało wzrost dostępnej mocy wiatrowej [1].

Rys. 2. Moc europejskich farm wiatrowych poddanych demontażowi i repoweringowi w latach 2015-24 [1]

W Polsce średni wiek turbin wiatrowych w 2024 roku wynosił około 7,7 lat, co plasuje nas poniżej średniej europejskiej. Oznacza to, że krajowa flota wiatrowa jest stosunkowo młoda, a repowering nie jest jeszcze zjawiskiem powszechnym. Jednakże zbliżające się zakończenie okresów wsparcia finansowego dla pierwszych instalacji zbudowanych po 2010 roku będzie w kolejnych latach wymuszać decyzje dotyczące modernizacji lub całkowitej wymiany instalacji. Dlatego już teraz istotne dla nas stają się analizy wpływu poużytkowego turbin oraz tworzenie odpowiednich ram legislacyjnych dla rozwoju repoweringu [1].

Repowering pełny

Pełny repowering to proces, który obejmuje całkowity demontaż istniejących turbin wiatrowych wraz z fundamentami oraz budowę w ich miejscu nowych jednostek, często o większej mocy i rozmiarach. Oprócz wymiany samych turbin, może również obejmować modernizację infrastruktury towarzyszącej, takiej jak linie przesyłowe, drogi dojazdowe czy stacje transformatorowe, co wymaga ponownego uzyskania zezwoleń zgodnych z obowiązującymi przepisami. W odpowiednich sytuacjach proces ten może zwiększyć efektywność energetyczną farmy wiatrowej przy jednoczesnym zmniejszeniu liczby turbin [2].

Rys. 3. Wizualizacja wpływu krajobrazowego pierwotnej farmy wiatrowej oraz farmy o jednakowej mocy poddanej pełnemu repoweringowi [3]

Repowering częściowy

Częściowy repowering polega na modernizacji wybranych komponentów turbin (takich jak łopaty, przekładnie, piasty, wały i łożyska) przy zachowaniu istniejącej wieży i fundamentów. Celem takich działań jest ograniczenie kosztów środowiskowych i ekonomicznych związanych produkcją, transportem i zagospodarowaniem poużytkowym betonowych i stalowych elementów konstrukcji nośnych, pozwalając na dalszą produkcję energii na tych samych, przystosowanych już wcześniej gruntach [2]. W 2021 roku większość turbin poddanych częściowemu repoweringowi miała od 9 do 16 lat, co wskazuje na istotność tego rozwiązania nie tylko w związku z minimalizacją kosztów środowiskowych, ale także w celu zwiększenia współczynnika mocy elektrowni oraz ilości produkowanej energii [4].

Modernizacja istniejących turbin

Żywotność turbiny wiatrowej można w szczególnych przypadkach wydłużyć przez zastosowanie modernizacji zapobiegawczej, polegającej na konserwacji i wymianie wybranych elementów roboczych, przede wszystkim łopat wirnika, bez konieczności demontażu całej gondoli czy ingerencji w konstrukcję nośną. Praktyka ta ma na celu poprawę efektywności pracy jednostki i ograniczenie ryzyka awarii w dalszym okresie eksploatacji. Wymiana łopat najczęściej następuje po około 15-20 latach pracy turbiny, kiedy oryginalne komponenty wykazują oznaki zużycia lub istnieje możliwość zastąpienia ich bardziej zaawansowaną technologicznie wersją. Rozwiązanie pozwala wydłużyć żywotność turbiny o kilka lat, jednak indywidualność każdego z przypadków wiąże się z inwestycją w specjalistyczne systemy monitorowania, oparte m.in. o analizy wizualne prowadzone z perspektywy dronów, zastosowanie czujników monitorowania stanu lub symulacji opartych na modelach bliźniaków cyfrowych dla rzeczywistych turbin wiatrowych [5].

Wpływ środowiskowy w cyklu życia turbiny wiatrowej

Choć turbiny wiatrowe uznawane są za źródło czystej energii, ich pełny cykl życia obejmuje szereg procesów generujących oddziaływania środowiskowe. Największe znaczenie mają fazy produkcji oraz budowy, zwłaszcza w odniesieniu do komponentów takich jak fundament, wieża i gondola, ze względu na energochłonność wytopu i obróbki stali, betonu oraz kompozytów. Istotny wkład środowiskowy generuje również transport elementów o wysokiej masie i gabarytach oraz procesy związane z końcem życia turbiny, w szczególności recykling lub składowanie trudnoprzetwarzalnych łopat kompozytowych. Analizy LCA wskazują, że największe obciążenia środowiskowe wynikają z produkcji materiałów konstrukcyjnych, głównie stali, aluminium i żywic epoksydowych oraz z logistyki montażowej i poeksploatacyjnej [6].

Potencjał globalnego ocieplenia

Potencjał globalnego ocieplenia (GWP) wyrażany jest w ekwiwalencie dwutlenku węgla (CO₂-eq) i określa wpływ emisji gazów cieplarnianych na efekt cieplarniany. W analizach cyklu życia turbin wiatrowych najistotniejsze emisje gazów cieplarnianych pochodzą z procesów produkcji stali (głównie na potrzeby wieży i fundamentu), aluminium i tworzyw sztucznych, a także z konwencjonalnego transportu wielkogabarytowych elementów [7].

Eutrofizacja wód

Proces eutrofizacji to nadmierne wzbogacenie środowisk wodnych w związki azotu i fosforu, wyrażane najczęściej w ekwiwalencie fosforanów (PO₄³⁻-eq). W przypadku turbin wiatrowych wyraźne znaczenie w tej kategorii mają emisje powstające podczas produkcji betonu (fundament) i metali, zwłaszcza w procesach wydobycia i rafinacji rudy żelaza, aluminium oraz miedzi, które mogą prowadzić do spływu związków odżywczych do środowisk wodnych [8].

Zakwaszenie gleb

Zakwaszenie gleb jest procesem powodowanym przez emisje tlenków siarki i azotu, wyrażanym w ekwiwalencie dwutlenku siarki (SO₂-eq). Największy udział w tej kategorii wpływu w cyklu życia turbiny wiatrowej mają procesy energetyczne związane z produkcją przetwórstwem stali i cementu oraz z transportem, które generują emisje tlenków siarki do atmosfery. Znaczący wpływ może mieć również zużycie energii elektrycznej w krajach o wysokim udziale węgla w miksie energetycznym [7].

Szanse

Szansą dla repoweringu jest fakt, że modernizowane farmy wiatrowe spotykają się ze znacząco mniejszymi wymaganiami społecznymi podczas konsultacji społecznych w porównaniu z budową nowych farm wiatrowych, ponieważ inwestycja dotyczy istniejącej infrastruktury, która jest już zintegrowana z lokalną przestrzenią i cieszy się relatywnie wyższą akceptacją społeczną. Dodatkowo, w wariancie częściowym, repowering redukuje koszty związane z recyklingiem i rekultywacją terenów inwestycji, gdyż nie wymaga budowy nowych wież oraz fundamentów, co upraszcza logistykę i ogranicza wpływ na środowisko. Jednocześnie pozwala to przewidywać przebieg procedur administracyjnych i wykorzystać potencjał wietrzny, który zazwyczaj w miejscach istniejących już elektrowni wiatrowych jest największy. Szacuje się, że inwestycje w sieci PSE do 2034 roku umożliwią przyłączenie do 19 GW nowych mocy wiatrowych, co w dobie braku konsensusu politycznego dotyczącego powierzchni dostępnych dla realizacji projektów wiatrowych może podkreślać zwiększone znaczenie modernizacji istniejących już farm wiatrowych w przeznaczonych dla nich lokalizacjach [5].

Zagrożenia

Pomimo licznych zalet, repowering niesie za sobą istotne ryzyka i ograniczenia. Wyzwaniem pozostaje niepewność dotycząca trwałości komponentów przeznaczonych do ponownego wykorzystania, których stan techniczny po kilkudziesięciu latach eksploatacji może być trudny do jednoznacznej oceny. Wysokość istniejących wież uniemożliwia również montaż nowoczesnych turbin o większej mocy, wymagających większych średnic wirników i innego rozkładu obciążeń. Dodatkowo, brakuje wypracowanych strategii i jasnych wytycznych co do optymalnego momentu oraz zakresu przeprowadzania modernizacji [5]. W wielu krajach, jak np. we Włoszech, projekty repoweringu muszą na równi konkurować z nowymi inwestycjami w systemach aukcyjnych, a ich oferty są z góry dyskontowane z założeniem niższych kosztów, co nie zawsze znajduje uzasadnienie ekonomiczne. Co więcej, procedury administracyjne związane z repoweringiem bywają równie czasochłonne jak w przypadku budowy nowych instalacji, co w połączeniu z niepewnym otoczeniem regulacyjnym spowalnia tempo wdrażania modernizacji [1].

Przebieg badania

Aby wyznaczyć następstwa środowiskowe dotyczące wskazanych kategorii wpływu, w analizie LCA realizowanej w programie SimaPro zgodnie z metodyką ReCiPe oraz normą PN-EN ISO 14040 [9] przyjęto jednostkę funkcjonalną w postaci 1 turbiny Vestas V136-4,2 MW, generującej 11 GWh energii rocznie, rozpatrywanej w pełnym cyklu – od wydobycia surowców do utylizacji komponentów na etapie EoL. Założono, że wydobycie surowców i produkcja komponentów odbywa się w Europie, a odległości, na jakie transportowane są materiały, wynikają z uśrednionych łańcuchów dostaw dla inwestycji Vestas archiwizowanych do 2018 roku [10].

Rys. 4. Uproszczony masowy udział materiałów w konstrukcji elektrowni wiatrowej V136-4.2 MW [10].

Zebrane w formie bazy danych wejściowych informacje materiałowe podzielone zostały ze względu na ich udział w każdym z analizowanych, wytwarzanych i transportowanych niezależnie komponentów turbiny wiatrowej: łopat, piasty, gondoli, segmentów wieży, fundamentu oraz transformatorów, rozdzielni i okablowania. Analiza LCA zakłada 25-letni okres pracy turbiny zakończony jej całkowitą utylizacją w celu przeprowadzenia repoweringu pełnego oraz wariant, w którym cykl życia fundamentu i wieży zostaje przedłużony o kolejnych 25 lat z założeniem repoweringu częściowego gondoli i elementów wirnika.

Podsumowanie

Modernizacja istniejących farm wiatrowych staje się nieuchronnym rozwiązaniem, które w ciągu najbliższych 10 lat masowo obejmie również Polskę. Jest to podejście istotne nie tylko ze względów środowiskowych, ale również energetycznych, pozwalające na zwiększenie mocy farm zlokalizowanych w miejscach korzystnych pod względem wietrzności i dostępności infrastruktury. W związku z tym, priorytetem staje się podejmowanie działań umożliwiających kompleksową ocenę korzyści i strat oraz identyfikację szans i zagrożeń związanych z różnymi strategiami postępowania w końcowej fazie cyklu życia inwestycji, co motywuje zasadność realizowanej w ramach projektu analizy LCA. Wyniki analizy pozwolą na zestawienie i scharakteryzowanie liczbowo wpływu obu rozwiązań na środowisko poprzez wyznaczenie ekwiwalentów związków odpowiedzialnych za efekt cieplarniany, zakwaszenie gleby i eutrofizację wód w procesach budowy, demontażu oraz utylizacji turbin wiatrowych.

Bibliografia

[1] Wind Europe, „Wind energy in Europe, 2024 Statistics and the outlook for 2025-2030,” luty 2025.
[2] U.S. Department of Energy, „Wind Energy End-of-Service Guide,” Office of Energy Efficiency & Renewable Energy, 2023.
[3] J. Bauer, NREL.
[4] M. Bolinger, B. Hoen, D. Millstein, J. Rand, G. Barbose, N. Darghouth i et al., „Based Wind Market Report: 2022 Edition,” Oak Ridge, Tennessee, 2022.
[5] D. Bouzolin, K. Settelmaier i D. Todd Griffith, „Design for Repowering of Wind Farms: An Initial Framework,” w Journal of Physics: Conference Series 2767 (2024) 082009.
[6] B. A. Turkmen i F. G. Babuna, „Life Cycle Environmental Impacts of Wind Turbines: A Path to Sustainability with Challenges,” sustainability, 2024.
[7] M. Gkantou, C. Rebelo i C. Baniotopoulos, „Life Cycle Assessment of Tall Onshore Hybrid Steel Wind Turbine Towers,” Energies, 2020.
[8] F. Cheng, Prospective Life Cycle Assessment of Wind Power Production in Sweden, Sztokholm, Szwecja: Department of Sustainable Development, Environmental Science and Engineering (SEED), 2024.
[9] PN-EN ISO 14040.
[10] P. Razdan i P. Garrett, Life Cycle Assesment of electricity production from an Onshore V136-4.2MW wind plant, Vestass, 2022.