Warunki wietrzne - Czynniki przyrodnicze - Identyfikacja czynników lokalizacji elektrowni w

3. Identyfikacja czynników lokalizacji elektrowni wiatrowych w Polsce według grup dziedzinowych według grup dziedzinowych

3.1. Czynniki przyrodnicze

3.1.1. Warunki wietrzne

Elektrownia wiatrowa działa na zasadzie zamiany energii kinetycznej wiatru na energię elektryczną o parametrach sieci, do której jest podłączona (Mironko, Piotrowska-Woroniak 2010). „Produkcja energii w turbozespołach wiatrowych zależy głównie od prędkości wiatru na terenie, na którym jest zlokalizowana elektrownia wiatrowa. Ocena potencjału energetycznego wiatru jest jednym z pierwszych, niezbędnych kroków w realizacji inwestycji elektrowni wiatrowych” (Paska, Surma 2015). Podstawę do wstępnego określenia lokalizacji farm wiatrowych stanowią dane zawarte w atlasach wiatrowych (Banak 2010). Przedstawiają one jednak jedynie informację orientacyjną, gdyż istniejące mapy warunków wiatrowych zwykle znacząco różnią się między sobą i niekiedy budzą kontrowersje (Wiśniewski (red.) 2011; Wiśniewski i in. 2012). Aby dokładniej oszacować wielkość zasobów energetycznych, pomiarów dokonuje się w miejscu planowanej elektrowni (Banak 2010). Głównymi parametrami są: prędkość wiatru i częstotliwość powtarzania się poszczególnych prędkości (Województwo kujawsko-pomorskie… 2012). Na tej podstawie wyznacza się procentowy czas występowania wiatru w określonych prędkościach w okresie roku, a w efekcie i potencjalną wielkość produkcji energii przez elektrownię wiatrową (Michalak 2009). Techniczne aspekty pomiarów oraz konwersji energii wiatru na energię obrotu wirnika elektrowni wiatrowej opisano w rozdziale 3.4. Wydajność siłowni wiatrowych w dużej mierze zależna jest od ich lokalizacji w terenie, tj. od ukształtowania terenu i jego pokrycia. Pokrycie terenu opisywane jest przez tzw. klasy szorstkości terenu (Lorenc 1992):

• klasa 0 – teren płaski, otwarty, na którym wysokość nierówności jest mniejsza niż 0,5 m;

• klasa 1 – teren płaski otwarty lub nieznacznie pofalowany. Mogą występować pojedyncze zabudowania lub drzewa w dużych odległościach od siebie;

• klasa 2 – teren płaski lub pofalowany z otwartymi dużymi przestrzeniami. Mogą występować grupy drzew lub niska zabudowa w znacznej odległości od siebie;

• klasa 3 – teren z przeszkodami, tj. tereny zalesione, przedmieścia większych miast oraz małe miasta, tereny przemysłowe luźno zabudowane;

• klasa 4 – teren z licznymi przeszkodami w niedużej odległości od siebie, tj. skupiska drzew, budynków w odległości min. 300 m od miejsca obserwacji;

• klasa 5 – teren z licznymi dużymi przeszkodami położonymi blisko siebie, obszary leśne, centra dużych miast.

Na podstawie wieloletnich i znormalizowanych pomiarów określa się średnią roczną lub sezonową prędkość wiatru na terenie kraju. Pozwala to na wstępne ocenienie warunków wiatrowych na danym obszarze (Boczar 2008). Na terenie Polski zmienność sezonowa prędkości wiatru cechuje się tym, że w okresie letnim wynosi ona średnio około 50% do 70%

średnich prędkości rocznych, natomiast w zimie odpowiednio około 150% do 170% (Lorenc 1996). W celu określenia zróżnicowania prędkości wiatrów w Polsce, w niniejszej pracy wykorzystano dane Instytutu Meteorologii i Gospodarki Wodnej (IMGW). Wykonane mapy (tab. 3, ryc. 6) wietrzności nie uwzględniają ukształtowania terenu, zatem w skali lokalnej należało by określić występujące warunki topograficzne. Przybliżają natomiast możliwości oceny warunków lokalizacji elektrowni wiatrowych w skali regionalnej.

Analizując zróżnicowanie warunków wietrzności, należy zwrócić uwagę, że obecnie wykorzystywane prędkości wiatru, przy których turbina jest w stanie efektywnie pracować, zawierają się między ok. 3 m∙s^-1a ok. 34 m∙s^-1, przy czym prędkość wiatru, dla której osiągalna jest moc nominalna, to powyżej ok. 13 m∙s^-1. Rozwój technologii sprawia, że zakres ten ulega ciągłym zmianom. Na ryc. 6 pokazano regionalne zróżnicowanie średnich rocznych prędkości wiatru, natomiast w tab. 3 zróżnicowanie średnich prędkości wiatru według pór roku. Pomimo, iż występujące w Polsce warunki wietrzności dla celów energetycznych określane są jako średnie, to stanowią potencjalnie wydajne źródło energii odnawialnej (Dygulska i Perlańska 2015). Średnie roczne prędkości wiatru dla niemal całego kraju zawierały się pomiędzy 2,5 m∙s^-1 a 4 m∙s^-1, a na zdecydowanej większości obszaru Polski przekraczały 3 m∙s^-1. Jest to prędkość, która umożliwia działanie elektrowniom wiatrowym. Najkorzystniejsze warunki wietrzne występowały na północy województwa pomorskiego. Prędkości wiatrów przekraczały tam 3,5 m∙s^-1, a nad samym wybrzeżem 4 m∙s^-1. Kolejnym obszarem, na którym wietrzność przekraczała 3,5 m∙s^-1, było Pojezierze Wschodniosuwalskie. Prędkości 3,5 m∙s^-1 przekraczane były również w centralnej części kraju. Ponadto wietrzność przekraczającą 3,5 m∙s^-1 zanotowano na 8 stacjach synoptycznych. Najwyższe średnie roczne wartości prędkości wiatrów (przekraczające 4 m∙s^-1) zanotowano w stacjach synoptycznych: Łeba (4,95 m∙s^-1), Żarnowiec (4,50 m∙s^-1), Gdańsk – Rebiechowo (4,49 m∙s^-1), Ustka (4,46 m∙s^-1), Gdańsk – Port Północny (4,45 m∙s^-1), Hel (4,25 m∙s^-1), Koło (4,10 m∙s^-1). Najgorsze warunki wietrzności (poniżej 3 m∙s^-1) występowały w centralnej części województwa zachodniopomorskiego,

południowej części województwa podlaskiego oraz na południu kraju za wyjątkiem

województwa podkarpackiego. Najniższe średnie prędkości wiatru (nieprzekraczające 2,5 m∙s^-1) zanotowano w czterech stacjach synoptycznych: Nowy Sącz (1,49 m∙s^-1), Tarnów

(1,92 m∙s^-1), Resko – Smolsko (2,21 m∙s^-1), Jelenia Góra (2,38 m∙s^-1). Wieloletnia średnia prędkość wiatru dla całego kraju wynosiła 3,30 m∙s^-1, a różnica pomiędzy maksymalną a minimalną wartością wynosiła 3,46 m∙s^-1. W związku z tym, różnica pomiędzy obszarem o najkorzystniejszych warunkach wietrzności dla lokalizacji elektrowni wiatrowych a najmniej korzystnych była wyraźna. Zmienność, zmierzona odchyleniem standardowym była równa 0,64, zatem można uznać, iż obserwacje są skupione wokół średniej. Dla 83% stacji synoptycznych, średnie roczne prędkości wiatrów zawierały się w przedziale od 2,5 m∙s^-1do 3,5 m∙s^-1. Należy stwierdzić, że różnice w prędkościach wiatru na terenie kraju nie są duże, jednocześnie na przeważającym obszarze Polski występują dogodne warunki wietrzne dla lokalizacji elektrowni wiatrowych. Trzeba podkreślić, że lokalne warunki wietrzne, wynikające z ukształtowania terenu oraz jego pokrycia, mogą odbiegać od przyjętych wartości.

Regionalne zróżnicowanie warunków wietrzności dla każdej pory roku było zbliżone.

Największe podobieństwa występowały pomiędzy wiosną i latem oraz jesienią i zimą.

Podobieństwa wynikały zarówno ze średniej prędkości wiatru, jak i przestrzennego zróżnicowania wietrzności. Różnica pomiędzy średnią sezonową prędkością wiatru wiosną (3,09 m∙s^-1) a latem (2,77 m∙s^-1) wynosiła zaledwie 0,32 m∙s^-1, natomiast pomiędzy jesienią (3,55 m∙s^-1) a zimą (3,69 m∙s^-1) jedynie 0,14 m∙s^-1. Największe różnice w warunkach wietrzności występowały pomiędzy parami wiosna/lato a jesień/zima, głównie w związku z występowaniem większych prędkości wiatrów w drugiej z wymienionych par pór roku. Jesienią i zimą, niemal na całym obszarze kraju, prędkości wiatrów przekraczały 3 m∙s^-1. Ma to wpływ na działanie systemu elektroenergetycznego w Polsce, gdyż w miesiącach zimowych elektrownie wiatrowe pracują efektywniej, produkując i dostarczając do systemu większą ilość energii elektrycznej. Ponadto jesienią i zimą występowały znacznie wyższe różnice pomiędzy minimalną a maksymalną wartością prędkości wiatru. Nie zaobserwowano znaczących regionalnych różnic w warunkach wietrzności pomiędzy porami roku, gdyż występujące zmiany w wartościach prędkości wiatru zmieniały się równomiernie dla wszystkich stacji pomiarowych.

Ryc. 6. Średnie roczne prędkości wiatru w Polsce [m∙s^-1]

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych IMGW dotyczących średnich dobowych prędkości wiatru z 63 stacji synoptycznych w okresie 1.01.1971 – 31.05.2018

Tab. 3. Zróżnicowane średnich sezonowych prędkości wiatru w Polsce wg pór roku [m∙s^-1]

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych IMGW dotyczących średnich dobowych prędkości wiatru z 63 stacji synoptycznych w okresie 1.01.1971 – 31.05.2018

Wartości średnich miesięcznych prędkości wiatru w Polsce w latach 1971 – 2018 pokazano na ryc. 7. Różnica pomiędzy najwyższą średnią prędkością wiatru (styczeń: 3,80 m∙s^-1, grudzień: 3,80 m∙s^-1), a najniższą (sierpień: 2,63 m∙s^-1) była znacząca i wynosiła 1,17 m∙s^-1. Wyraźny był podział na miesiące zimowe, charakteryzujące się wyższymi wartościami prędkości wiatru oraz letnie, w których była ona niższa. Od stycznia do sierpnia (za wyjątkiem marca) obserwowane było obniżanie się średnich prędkości wiatru, a od sierpnia do grudnia następował ich stopniowy wzrost. Okres od listopada do marca odznaczał się korzystnymi, stabilnymi warunkami wietrzności dla lokalizacji elektrowni wiatrowych. Najmniej stabilnymi, charakteryzującymi się dużymi różnicami w średnich prędkościach wiatru pomiędzy kolejnymi miesiącami były okresy od marca do maja (średnia prędkość wiatru w maju była o 0,68 m∙s^-1

niższa niż w marcu) oraz od sierpnia do listopada (średnia prędkość wiatru w listopadzie była o 1,01 m∙s^-1 wyższa niż w sierpniu). Od czerwca do września występowały niekorzystne warunki wietrzne dla funkcjonowania elektrowni wiatrowych, gdyż w tych miesiącach średnie prędkości wiatru nie przekraczały 3 m∙s^-1.

Ryc. 7. Wartości średnich miesięcznych prędkości wiatrów w Polsce

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych IMGW dotyczących średnich dobowych prędkości wiatru z 63 stacji synoptycznych w okresie 1.01.1971 – 31.05.2018

Zasoby energii wiatru w Polsce zostały określone przez Lorenc (IMGW) (1992, 1996, 2002, 2004, 2005) (ryc. 8-15). Autorka, na podstawie przeprowadzonych obliczeń, wykonała mapy, które były aktualizowane poprzez uzupełnianie ich o nowe rozwiązania metodyczne.

Pomimo występujących różnic, można wyróżnić podobieństwa dla prezentowanych map.

Największe zasoby energetyczne wiatru występują na wybrzeżu oraz na Pojezierzu Wschodniosuwalskim. Wysokie zasoby występują w centralnej części kraju (centralna część województwa wielkopolskiego i mazowieckiego) natomiast najmniejsze w województwie dolnośląskim, opolskim, śląskim, małopolskim, południowej części województwa podlaskiego oraz w centralnej części województwa warmińsko – mazurskiego. W dalszej analizie empirycznej, w niniejszej pracy wykorzystywano ryc. 13.

2,0 2,2 2,4 2,6 2,8 3,0 3,2 3,4 3,6 3,8 4,0

średnia prędkość wiatru [m∙s-1]

64 Ryc. 8. Energia użyteczna wiatru w kW·h·

m^-2 na wysokości 10 m dla terenu o klasie szorstkości „0”

Źródło: Oprac. na podst. Lorenc 1992

Ryc. 9. Energia użyteczna wiatru w kW·h·

m^-2 na wysokości 30 m dla terenu o klasie szorstkości „0”

Źródło: Oprac. na podst. Lorenc 1992

Ryc. 10. Energia użyteczna wiatru w kW·h·

m^-2·rok^-1 na wysokości 10 m n.p.g dla terenu o klasie szorstkości „0” (bez szczytowych partii gór)

Źródło: Oprac. na podst. Lorenc 1996

Ryc. 11. Energia użyteczna wiatru w kW·h·

m^-2·rok^-1 na wysokości 30 m n.p.g dla terenu o klasie szorstkości „0” (bez szczytowych partii gór)

Źródło: Oprac. na podst. Lorenc 1996

65 Ryc. 12. Mezoskalowa rejonizacja Polski pod względem zasobów energii wiatru

Źródło: Lorenc 1996

Ryc. 13. Energia wiatru w kWh·(m²·rok)^-1 na wysokości 30 m n.p.g. (bez szczytowych partii gór)

Źródło: Lorenc 2002 cyt. za: Lewandowski 2014

Ryc. 14. Mezoskalowa rejonizacja Polski pod względem zasobów energii wiatru

Źródło: Lorenc 2004, cyt. za: Przygrodzki i in. 2015

Ryc. 15. Energia użyteczna wiatru [kWh·(m2·rok)^-1] na wysokości 10 m n.p.g.

w terenie otwartym i klasie szorstkości 0-1

Źródło: Lorenc 2005

Na ryc. 16-18 pokazano zasoby energetyczne wiatru w Polsce na wysokości 50 m, 100 m i 200 m n.p.g. wg Global Wind Atlas¹⁸. Dla każdej z wymienionych wysokości rozmieszczenie obszarów o największych oraz najmniejszych zasobach energetycznych wiatru jest zbliżone, zróżnicowane są one głównie wielkością występującej mocy wiatru. Im wyższa wysokość nad poziomem gruntu, tym zasoby energetyczne wiatru dla danego obszaru są większe. Należy podkreślić, że na Morzu Bałtyckim moc wiatru również zwiększa się wraz z wysokością nad poziomem morza. Najlepsze warunki dla lokalizacji elektrowni wiatrowych występują na Morzu Bałtyckim, na wybrzeżu kraju, w południowej części województwa dolnośląskiego, w centralnej części województwa pomorskiego oraz na zboczach wyżyn i gór w południowej Polsce. Najmniejsze zasoby energetyczne wiatru występują w centralnej części województwa małopolskiego, w województwie śląskim oraz na terenach, gdzie występują duże kompleksy leśne. Na wysokości 50 m n.p.g., nad 80% powierzchni kraju, moc wiatru znajduje się w przedziale 141 W∙m^-2- 200 W∙m^-2. Nad pozostałymi 20% powierzchni wartość ta wynosi pomiędzy 200 W∙m^-2 - 315 W∙m^-2. Na wysokości 100 m n.p.g., nad 80% powierzchni kraju, moc wiatru znajduje się w przedziale 250 W∙m^-2 - 323 W∙m^-2. Nad pozostałymi 20%

powierzchni wartość ta wynosi pomiędzy 323 W∙m^-2- 458 W∙m^-2. Na wysokości 200 m n.p.g., nad 80% powierzchni kraju moc wiatru znajduje się w przedziale 443 W∙m^-2 - 544 W∙m^-2. Nad pozostałymi 20% powierzchni wartość ta wynosi pomiędzy 544 W∙m^-2- 691 W∙m^-2. Należy zatem uznać, iż różnice mocy wiatru wynikające z wysokości są duże, natomiast zróżnicowanie regionalne zasobów energetycznych wiatru, wyłączając obszar 20% kraju o najlepszych warunkach pod tym względem, jest niewielkie.

18 www.globalwindatlas.info

67 Ryc. 16. Moc wiatru na wysokości 50 m n.p.g. [W∙m^-2]

Źródło: globalwindatlas.info

Ryc. 17. Moc wiatru na wysokości 100 m n.p.g. [W∙m^-2]

Źródło: globalwindatlas.info

Ryc. 18. Moc wiatru na wysokości 200 m n.p.g. [W∙m^-2]

Źródło: globalwindatlas.info

Jak wynika z przeprowadzonych analiz, określenie zasobów energetycznych wiatru zależne jest od wykorzystywanych danych oraz użytej metodologii. Niemniej, dla większości obszaru kraju, warunki wietrzne można uznać za dobre, a ich regionalne zróżnicowanie za niewielkie. Ponadto, rozwój technologii sprawia, że wykorzystywany zakres prędkości wiatru przez elektrownie wiatrowe ulega zwiększeniu, a turbiny stają się coraz wyższe i mają większą moc oraz wydajność. W związku z tym, podczas wyboru lokalizacji elektrowni należy zwracać również uwagę na pozostałe czynniki lokalizacji elektrowni wiatrowych.

68 3.1.2. Występowanie niektórych gatunków zwierząt

Elektrownie wiatrowe oddziałują przede wszystkim na zwierzęta wykorzystujące przestrzeń powietrzną (Wulczyński 2009). Przyjmuje się, że wpływ farm wiatrowych na ptaki dotyczy czterech aspektów (Drewitt, Langston 2006):

− zabijanie – śmiertelność bezpośrednia wskutek zderzeń ptaków z obiektami farm (collision mortality),

− odstraszanie – efektywna utrata lęgowisk lub żerowisk wywołana wypieraniem ptaków (displacement due to disturbance),

− efekt bariery – zmiany tras przelotów wymuszone unikaniem siłowni (barrier effect),

− utrata siedlisk – bezpośrednia utrata lęgowisk lub żerowisk wskutek przekształceń terenu wywołanych budową farmy (habitat change & loss).

Ponadto oddziaływanie farm wiatrowych na ptaki może odbywać się w okresie ich budowy oraz w okresie funkcjonowania. Pearce-Higgins i in. (2012) wykazali, iż budowa farmy wiatrowej może mieć większy negatywny wpływ na ptaki niż jej działanie. Stwierdzono również, że wpływ farm wiatrowych na śmiertelność bezpośrednią był w dużej mierze niezależny od specyfikacji technicznych (wysokość turbin, liczba turbin lub całkowita moc).

Thaxter i in. (2017) na podstawie przeprowadzonego badania stwierdzili, że w przypadku ptaków i nietoperzy, zwiększone wskaźniki kolizji występowały w przypadku większych turbin. Jednak większa liczba małych turbin skutkowała wyższymi współczynnikami umieralności, niż mniejsza liczba dużych turbin w przeliczeniu na jednostkę produkcji energii.

Również wg Everaert’a i Kuijken’a (2007) typ turbiny wiatrowej jest mało ważnym czynnikiem wpływającym na liczbę uśmiercanych zwierząt, jednak szansa na kolizję na wysokości rotora może być nieco wyższa w przypadku większych turbin wiatrowych.

Potencjalne zderzenia ptaków z turbinami wiatrowymi bada się często przy użyciu radaru, ponieważ jest to bardziej precyzyjna metoda, niż poszukiwanie martwych zwierząt w otoczeniu turbin. Fijn i in. (2015) przeprowadzili badanie, w którym śledzili ptaki przelatujące przez morską farmę wiatrową. Zarejestrowano ok. 1,6 miliona ech radarowych reprezentujących ptaki lub stada przelatujące rocznie przez farmę wiatrową na wysokości od 25 m do 115 m (sfera obrotu rotora). Większość tych ech były to gatunki mew w ciągu dnia i migrujące wróblowe (Passeriformes) w ciągu nocy. Villegas-Patraca i in. (2014) wykorzystali radar do przeanalizowania trajektorii lotów ptaków przelatujących przez lądową farmę wiatrową, w celu określenia schematów unikania bądź kolizji ze zdefiniowanymi wielobokami wyznaczonymi przez rzędy turbin wiatrowych. Podczas sezonu jesiennego zarejestrowano 193 trajektorie

lotów o łącznej długości 1447,68 km. Wielokąt zdefiniowany przez rzędy turbin wiatrowych został przecięty przez trajektorie lotów 90 razy, co daje łącznie 0,0621 skrzyżowań/km. W sezonie wiosennym zarejestrowano 87 trajektorii lotów o łącznej długości 257,47 km. Wielokąt reprezentujący turbiny wiatrowe został przecięty przez trajektorie lotów 28 razy, co daje łącznie 0,1087 skrzyżowań/km. Thaxter i in. (2017) na podstawie przeglądu literatury określili współczynnik kolizji ptaków z turbinami wiatrowymi. Dla 936 gatunków był on większy niż 0,046 kolizji/turbinę/rok, z czego 147 to gatunki Accipitriformes (dzienne ptaki drapieżne).

Wartość ta odbiega od innych opublikowanych badań. Wg Hötker i in. (2006) śmiertelność wynosi 8,1 ofiar/turbinę/rok. W tab. 4 przedstawiono liczbę śmiertelności ptaków w wyniku kolizji z turbiną wiatrową na przykładzie wybranych farm wiatrowych. Należy uznać, iż wartości te znacznie różnią się od siebie. Chociaż zsyntezowane dane sugerują znaczny negatywny wpływ farm wiatrowych na liczebność ptaków, istnieją duże różnice we wpływie poszczególnych farm wiatrowych na poszczególne gatunki i nie jest jasne, jakie czynniki na to wpływają (Stewart i in. 2007).

Tab. 4. Śmiertelność ptaków w wyniku kolizji z turbiną wiatrową Lokalizacja

Źródło: Opracowanie na podst. Everaert, Kuijken (2007)

Użycie radaru może zmniejszać bezpośrednią śmiertelność ptaków w przypadku kolizji z turbiną wiatrową. W farmie wiatrowej w Portugali leżącej na szlaku migracyjnym ptaków, przez którą przelatuje 500 osobników i 30 gatunków, wprowadzono Radar Assisted Shutdown

on Demand (RASOD). Jest to system radarowy wykrywający ptaki zbliżające się do farmy wiatrowej. W przypadku obecności ptaków turbiny wiatrowe zostają wyłączone. Dzięki zastosowaniu RASOD żadne ptaki nie padły w wyniku kolizji, a okres wyłączenia odpowiadał jedynie 0,2% - 1,2% godzin rocznego funkcjonowania elektrowni (Köppel 2017).

Oprócz śmiertelności bezpośredniej, farmy wiatrowe oddziałują pośrednio na ptaki poprzez odstraszanie. Pojawienie się farmy wiatrowej zmniejsza atrakcyjność i dostępność danego miejsca dla zdecydowanej większości gatunków ptaków, niezależnie od okresu fenologicznego czy typu środowiska (Wulczyński 2009). Odstraszanie ptaków może następować zarówno podczas budowy, jak i w okresie funkcjonowania farmy wiatrowej.

Spowodowane może być to wizualną obecnością samych turbin, hałasem i wibracjami lub obecnością personelu serwisującego (Drewitt, Langston 2006). Odległości, w których obserwuje się zmniejszające się liczebności populacji, zależne są od wielu czynników, m.in.

lokalizacji farmy wiatrowej, jej specyfikacji czy gatunków ptaków. Obserwuje się ponadto różne reakcje behawioralne wśród osobników tego samego gatunku (Drewitt, Langston 2006).

Wśród niektórych ptaków, takich jak np. wróblowe, efekt odstraszania jest minimalny (Desholm 2006). Jest on natomiast wyraźny wśród ptaków drapieżnych, gdyż wśród niektórych gatunków lokalne zmiany rozmieszczenia rewirów gniazdowych mogą sięgać 200 m – 300 m wokół turbin (Whitfield, Madders 2006). Grupą szczególnie podatną na wypłaszające oddziaływanie elektrowni są ptaki wodne, w przypadku których dystans odstraszania sięga kilkuset metrów (Wulczyński 2009). W przypadku zimujących ptaków lęgowych wynosi on 800 m (Percival 2003).

Farma wiatrowa może wywoływać również efekt bariery, gdyż stanowi przeszkodę, przez którą ptactwo może modyfikować trasy i sposób lotu, od nieznacznej zmiany kierunku lotu, szybkości czy pułapu, aż do szerokiego omijania farmy (Wulczyński 2009). Efekt ten może negatywnie oddziaływać na ptactwo ze względu na możliwość zwiększenia wydatku energetycznego, poprzez wydłużenie trajektorii lotu (Drewitt, Langston 2006). Szczegółową analizę przelotów ptaków w okolicy farmy wiatrowej wykonali Desholm i Kahlert (2005) (ryc.

19). „Zapisane trajektorie lotu kilku tysięcy osobników, głównie kaczek morskich i gęsi, świadczyły o masowym omijaniu ok. 60 km² farmy” (Wulczyński 2009). W wyniku dalszych badań okazało się, że nadkładany przez ptactwo dystans był zaskakująco niski i wynosił 500 m (Masden i in. 2009). Na tej podstawie można wnioskować, że dodatkowy wysiłek energetyczny wywołany omijaniem farmy wiatrowej jest niski, zatem negatywny efekt bariery jest znikomy.

Ryc. 19. Trajektorie jesiennego przelotu ptaków wodnych, głównie edredonów Somateria mollissima i gęsi Anser, zarejestrowane przez radar monitorujący po uruchomieniu morskiej farmy wiatrowej Nysted u wybrzeży Danii (czerwone punkty wskazują lokalizacje turbin, belka oznacza odcinek 1 km)

Źródło: Desholm, Kahlert 2005

Farmy wiatrowe mogą ponadto wpływać na utratę siedlisk ptaków w wyniku przekształceń gruntu. Faktyczna utrata siedlisk obejmuje 2 - 5% całkowitej powierzchni inwestycji w elektrownię wiatrową (Fox i in. 2006). W związku z tym, iż podana wartość procentowa jest niska, utratę siedlisk w wyniku przekształceń gruntu uznaje się za najmniej znaczący rodzaj oddziaływania farm wiatrowych na ptaki (Wulczyński 2009). Niemniej, oddziaływanie to może być większe, jeżeli inwestycja zakłóca układy hydrologiczne lub przepływy na terenach podmokłych i torfowiskach (Drewitt, Langston 2006). Ponadto znaczna utrata siedlisk może dotyczyć „miejsc o wysokiej wartości przyrodniczej, obejmujących zwarte obszary cennych środowisk skupiających trwałe populacje niektórych gatunków” (Wulczyński 2009).

Poza ptactwem, farmy wiatrowe oddziałują również na nietoperze. Są one szczególnie podatne na zmiany antropogeniczne ze względu na ich niski współczynnik reprodukcji oraz długowieczność (Voigt, Kingston 2016). Śmiertelność nietoperzy z powodu turbin wiatrowych może wpływać na całą populację, z tego względu oddziaływanie turbin wiatrowych na nietoperze budzi obawy (Barclay, Harder 2003, Frick i in. 2017). Najczęściej, liczbę ofiar przelicza się na turbinę lub moc (MW). Aby przeciwdziałać depopulacji nietoperzy, można określać dopuszczalne limity śmiertelności. W niektórych stanach lub prowincjach w USA i Kanadzie zostały one określone następująco: w Ontario (Kanada) jest to 10 zgonów

nietoperzy/turbinę/rok, w Pensylwanii (USA) jest to 28 zgonów nietoperzy/turbinę/rok (MacEwan i in. 2017). MacEwan i in. (2017), ustalili próg śmiertelności, który nie zagraża całej populacji, na poziomie 2%. Arnet i in. (2016) przeanalizowali na podstawie literatury występującą śmiertelność nietoperzy wywołaną turbinami wiatrowymi na wszystkich kontynentach. Ustalono, że nietoperze giną przez turbiny wiatrowe na całym świecie, a ofiary śmiertelne nie są ograniczone do gatunków wędrownych jak sugerowano wcześniej (Kunz i in.

2007, Arnett i in. 2008). Arnet i in. (2016) stwierdzili, że gatunki żyjące na otwartej przestrzeni są najbardziej narażone na kolizje z turbinami wiatrowymi, niezależnie od kontynentu, siedlisk, wzorców wędrówek i preferencji żywieniowych. Gatunkami nietoperzy najczęściej spotykanymi w elektrowniach wiatrowych w północnej Europie były: Pipistrellus pipistrellus (karlik malutki), Nyctalus noctula (borowiec wielki), Pipistrellus nathusii (karlik większy) i Nyctalus leisleri (borowiec leśny) (Arnet i in. 2016). W tym regionie, najwięcej badań dotyczących kolizji nietoperzy z turbinami wiatrowymi wykonano w Niemczech (m.in. Rydell

W dokumencie Czynniki lokalizacji elektrowni wiatrowych w Polsce (Stron 58-84)