Mořské větrné farmy
Výhodou pro větrné elektrárny vybudované na souši nebo přímo v moři v přímořských oblastech jsou většinou daleko vhodnější podmínky – stabilnější a intenzivnější vítr. Zároveň lze vybrat lokality, které jsou dostatečně vzdálené od obydlených míst, kde lze využít velkou plochu a postavit výkonné větrné farmy s desítkami turbín. Protože stavba zařízení v moři je náročnější, realizace většího projektu zvyšuje efektivitu a snižuje náklady na jednotku produkované elektrické energie.
Příprava a instalace prvních větrných turbín pro tento druh elektráren se datuje již do devadesátých let minulého století, ale všechny velké mořské větrné farmy byly uvedeny do plného provozu až ve století tomto. Proto zkušenosti s životností jednotlivých typů větrných turbín a možnost posouzení dlouhodobé efektivity z hlediska jejich provozu a údržby jsou zatím omezené.
Jedna z nejstarších mořských větrných farem nebo spíše farmiček má jenom deset větrných turbín V39-500 kW od firmy Vestas, které se od roku 1995 otáčejí u dánského Tunø Knob. Jsou umístěny 6 km od pobřeží, kde je hloubka moře 3 – 5 m. Turbíny s výkonem 0,5 MW mají rotor ve výšce 45 m. Do sítě šestnáct let dodávají zhruba 12,5 GWh ročně. To představuje koeficient využití instalovaného výkonu 0,285.
Úplně nejstarší je však jiná dánská mořská větrná farma Vindeby s výkonem 0,45 MW. Má jedenáct turbín od firmy Siemens, která je vedle firmy Vestas jedním z největších výrobců těchto zařízení.
Větrné turbíny
Větrné turbíny možňují přeměnit kinetickou energii větru na mechanickou, která je pak pomocí generátoru transformována v elektrickou. Moderní typy mívají tři listy vrtule, počet otáček je mezi 10 až 22 za minutu a obvodová rychlost dosáhuje až 320 km/hod. Rychlost rotace může být konstantní, ale většinou se mění. I když snahou je, aby byla blízká nějaké optimální hodnotě, což si vyžaduje co nejmenší moment setrvačnosti vrtule, proto se pro její konstrukci hledají velmi lehké a zároveň dostatečné pevné kompozitní materiály.
Vrtule se dokáží natáčet a v případě příliš silného větru se nastaví do polohy, v níž je riziko poškození co nejmenší. I tak silnému větru odolají jen do jisté limitní rychlosti, která se pro jednotlivé typy pohybuje v rozmezí od 144 km/hod do 259 km/hod.
K velké efektivitě turbín přispívají i větší rozměry vrtulí a vyšší rychlost větru ve větších výškách. Snaha o zvýšení výkonu se tak promítá do rostoucí výšky stožárů, velikosti lopatek a lepších aerodynamických parametrů. Ekonomické požadavky zároveň tlačí na snížení výrobních nákladů a náročnost údržby.
Výkon současných nejpoužívanějších větrných turbín se pohybuje mezi dvěma až čtyřmi megawatty, ty největší dosahují výkon 5 MW při průměru rotoru 120 m. V přípravě jsou však turbíny s výkonem 7 MW, například zmíněná firma Vestas má v plánu koncem příštího roku dokončit prototyp V164-7.0 MW a v roce 2015 rozběhnout jeho sériovou výrobu. Ve vývoji je i turbína s výkonem 10 MW s výškou 162 m a průměrem rotoru 145 m. Podle výsledků pět let trvajícího evropského výzkumného projektu UpWind, který se zabýval aspekty spojenými s vývojem extrémně velkých větrných turbín, technicky lze dosáhnout výkon až 20 MW při průměru rotoru asi 200 m.
Evropské mořské větrné farmy
Dvě malé starší dánské větrné farmy jsem již zmínil, ale Dánsko vybudovalo řadu nových velkých a výkonných. Nyní patří mezi největší producenty a uživatele větrné energie. Jeho větrná farma Horns Rev II s výkonem 209 MW je i druhou největší v Evropě. Byla spuštěna v roce 2009 a vítr v ní roztáčí 91 větrných turbín o výkonu 2,3 MW od firmy Siemens. Hned za ní v žebříčku následuje téměř identická větrná farma Rodsan II. Je o rok mladší a má i o jednu turbínu méně, její celkový výkon je tedy 207 MW.
Zatím největší mořská větrná farma Thanet však patří Velké Británii. Její celkový výkon 300 MW zajišťuje rovná stovka třímegawattových turbín firmy Vestas. Byla dokončena loni a patří tak k těm nejmodernějším. Přibližme si její základní parametry. Nachází se jedenáct kilometrů od břehů hrabství Kent v moři hlubokém zhruba 20 až 25 m. Na ploše 35 km2 jsou turbíny umístěny v půlkilometrových rozestupech do řad, vzdálených od sebe 800 m.
Jednotlivé turbíny jsou kabely připojeny k transformátorové stanici, která se jako součást farmy také nachází v moři. V ní se napětí 33 kV produkované větrnými turbínami mění na 132 kV. Elektřina se pak dvěma podmořskými kabely přivádí na pevninu.
Odhady životnosti mořské větrné farmy se liší v rozmezí dvacet až čtyřicet let. Podle dosavadních zkušeností z provozu těch nejstarších zařízení postavených v devadesátých letech lze předpokládat tu vyšší hranici - třicet let a více. Rozdílné jsou také odhady koeficientu využití instalovaného výkonu. Rozumné hodnoty se pohybují mezi 0,3 až 0,4.
Náklady na vybudování Thanetu byly asi jedna miliarda eur. V nedávném článku o tepelných slunečních elektrárnách jsem srovnával cenu sluneční elektrárny Andasol 1 a jaderného bloku EPR. Pokud použiji stejnou metodu i pro větrnou farmu Thanet, dostanu, že pro nahrazení jaderného bloku EPR bych potřeboval zhruba dvanáct takýchto velkých větrných farem. To by stálo zhruba 12 miliard eur. To je trochu více než dvojnásobek ceny jaderného bloku EPR v Olkilluoto po zdraženích. A o více než padesát procent méně než by se zaplatilo za ekvivalentní produkci elektrické energie v tepelných slunečních elektrárnách typu Andasol 1. Samozřejmě, že toto srovnání je jen přibližné, ale naznačuje, jaké jsou asi rozdíly v nákladech na energii z těchto odlišných zdrojů. Do ceny jaderné energie je třeba započítat cenu spotřebovaného paliva a náklady na likvidaci po jeho využití, i když to jsou vzhledem na cenu stavby bloku relativně malé položky. Na druhé straně životnost jaderného bloku může být v porovnání s větrnou farmou až dvojnásobná.
Velká Británie, jež je spolu s Dánskem v čele využívání energie větru vanoucího nad mořem, nevlastní jenom největší větrnou farmu Thanet, ale má obsazenou celou polovinu příček v žebříčku prvních dvaceti největších elektráren tohoto druhu. Celkový instalovaný výkon britských větrných farem přesáhl jeden gigawatt a v blízké budoucnosti ho navýší další zařízení, která se již staví. Jedná se o větrnou farmu London Array s plánovaným výkonem 630 MW a Greater Gabbar s výkonem 504 MW. Obě využívají turbíny firmy Siemens s výkonem 3,6 MW. Plány do budoucna počítají s farmami s výkonem překračujícím gigawatt.
Dánsko, Velká Británie… a Německo
V Evropě jsou výhodné podmínky pro stavbu mořských větrných farem hlavně v Severním a Baltském moři. I to předurčuje, které státy mohou tuto možnost využívat. K nim patří i Německo. První německá mořská větrná farma byla dokončena v roce 2009. Jde o farmu Alpha Ventus, která se nachází v Severním moři, 45 km od ostrova Borkum. Její celkový výkon 60 MW zajišťují turbíny firem AREVA a REpower s výkonem 5 MW. Nedávno byla spuštěna druhá německá mořská větrná farma Baltik 1. Je první, která se nachází v Baltském moři, asi 16 km od poloostrova Fischland-Darss-Zingst. Celkový výkon jednadvaceti turbín je okolo 50 MW. Zatímco Alpha Ventus je testovací projekt, Baltik 1 je první komerční projekt. Ve výstavbě je druhá, ještě větší větrná farma v Baltském moři s označením Bard 1, která by měla mít 80 turbín s výkonem 5 MW. Její celkový výkon tak o více než třicet procent předstihne britskou Thanet. Cena se odhaduje na 1,2 miliardy eur. Takže náklady na instalovaný výkon jsou srovnatelné a potvrzují výše uvedené přibližné porovnání cen energie ze tří různých zdrojů: vítr, jádro, slunce.
V souladu se snahou nahradit jadernou energetiku Nemecko počítá s rychlým rozvojem větrné alternativy. V současné době bylo schváleno dvacet pět projektů v Severním moři o celkovém výkonu 5,65 GW a tři v Baltském moři s celkovým výkonem 1,04 GW. A předloženy jsou další projekty, které spolu s těmi už přijatými počítají s výstavbou až 71 nových větrných farem, 56 v Severním a 15 v Baltickém moři.
Výhody i slabiny
Mořské větrné farmy mohou být významnou složkou mozaiky různých energetických zdrojů v oblastech, které se nacházejí v blízkosti moří s vhodnými podmínkami. Patří mezi obnovitelné zdroje a jejich negativní ekologické dopady jsou relativně malé. Největší část nákladů i ekologických rizik je spjata s výstavbou a likvidací po uplynutí životnosti. Samotné provozní náklady jsou nízké a zahrňují zejména údržbu. Cenově zatím větrné farmy klasickým zdrojům nekonkurují a tak se neobejdou bez dotací. Jejich situaci na energetickém trhu ale podporuje vývoj nových materiálů, vylepšování aerodynamických parametrů a význam poroste i se zvyšující se cenou uhlí a dalších fosilních paliv. To jim spolu s výhodou ekologicky čisté produkce elektřiny poskytuje v konkurenčním souboji nadějné vyhlídky do budoucna.
Jenže stejně jako u solárních, tak i u větrných zdrojů se výkon může rychle měnit a s tím se musí počítat. I když mořské větrné farmy mají díky velkým rozměrům svých turbín i lepším větrným podmínkám v oblastech, kde se staví, koeficient využití instalovaného výkonu vyšší než 0,3. Na rozdíl od dříve popsaných tepelných slunečních elektráren vybudovaných v horkých oblastech, kterých výkon sleduje spotřebu klimatizovaných měst, u větrných elektráren počasí většinou nekoreluje s potřebou napájených sídel. Tento problém je tak třeba řešit jak při velmi vysokém, tak i velmi nízkém výkonu neodpovídajícímu aktuálním požadavkům.
Když se produkuje více elektřiny, lze část turbín odpojit, nebo přebytek se ztrátami nějak uskladnit. Žel v této oblasti zatím existuje jediný technologicky a ekonomicky v širším měřítku využitelný způsob - přečerpávací vodní elektrárny. Tuto možnost intenzivně využívá například Dánsko, které je napojeno na severskou elektrickou síť a v jejím rámci i na vodní elektrárny v Norsku a Švédsku.
Druhým extrémem je příliš slabý vítr a tato situace si vyžaduje záložní elektrárnu, která je schopna velmi rychle naběhnout či zvýšit výkon, když se větrná situace změní. Může jít o vodní elektrárnu, ale obvykle pro tyto účely slouží elektrárny plynové nebo uhelné. Na základě koeficientu využití instalovaného výkonu lze předpokládat, že podíl mořských větrných farem v současném energetickém mixu nepřekročí třetinu. V budoucnu by situaci mohly vylepšit nové možnosti efektivního uskladňování energie.
Státem, který je v současnosti na špici ve využívání větru (nejen z mořských větrných farem) je Dánsko, které si v roce 2008 tímto způsobem zajistilo přes 19 procent elektrické energie. Má však k tomu velmi specifické podmínky. Jeho průmyslové oblasti se rozkládají blízko moře s velmi vhodnou větrnou situací. A důležité je zmíněné napojení na severskou elektrickou síť, která pomáhá řešit případné výkyvy a umožňuje využívání velkého potenciálu vodních elektráren. Je ovšem třeba také dodat, že Dánsko v roce 2008 přes 70 procent elektrické energie vyprodukovalo pomocí fosilních zdrojů.
Také další výstavba mořských větrných farem má své limity, například vhodné lokality s dobrými větrnými podmínkami, hloubkou moře a vzdáleností od průmyslových oblastí. Dlouhá vedení velmi vysokého napětí efektivitu snižují. To platí zejména pro Německo, které má zdroje větrné energie na severu a potenciální spotřebitele na jihu. Snaha větší mírou využívat vítr jako zdroj energie si tak pravděpodobně vyžádá budování větrných zařízení i v méně vhodných oblastech a to vyprodukovanou elektřinu výrazně prodraží.
Problém může způsobit i velký počet větrných zdrojů ve stejné oblasti a to jak v případě velmi dobrých, tak nepříznivých větrných podmínek. V prvním případě výkon výrazně stoupne a bude nutné řešit otázku co s případným energetickým přebytkem. Když nebude zajištěno uskladňování, může se část turbín odpojit. Jenže kdo vykompenzuje provozovateli ztráty? Opačná situace, bezvětří, si vyžádá mít k dispozici dostatek záložních, a tedy jen částečně využívaných zdrojů pravděpodobně na fosilní paliva. Ty pak zvyšují bilanci CO2. Všechny tyto důsledky neregulovatelnosti a nestability větrného zdroje je nutné započítat při posuzování jeho efektivity. Proto například 20 % „větru“ v energetickém mixu v jedné oblasti může mít úplně jinou ekonomickou rentabilitu než stejný podíl v oblasti jiné. Jak je vidět, nezávisí to jenom od přírodních podmínek na daném území, ale i od struktury zdrojů a možností energetické sítě zvládat nepředvídatelné lokální výkyvy.