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Riesgos técnicos en la financiación de parques eólicos

César Hidalgo, Garrad Hassan España

4º Coloquio internacional del Corredor eólico del Istmo de TehuantepecMéxico2, 3 y 4 de Septiembre de 2004

Consultado en: http://planeolico.iie.org.mx/4tocol/10-CesarGH.pps#1Fecha de consulta: 20/09/2009.

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Garrad Hassan and Partners Ltd

Consultores Independientes en energía eólica

120 profesionales en 11 paísesFundada en 1984

GH offices

Evaluaciones recurso eólico >20,000 MW en 60 países

>8,000 MW construidos

Due Diligence >5,000 MW en 14 países

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Algunos proyectos recientes

1,270 MW~$1 billion

2002Castilla la Mancha

281 MW$350 million

2000Italy

160.5 MW$120.7 million

2002Texas, USA

697 MW$380 million

2003USA Bond Issue

160 MW$100 million

2003USA

514 MW~$450 million

2003Spain

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Riesgos técnicos de inversión/financiación

TECNOLOGÍA

CONTRATOSGARANTÍAS Y PRUEBAS

RECURSO EÓLICO: VIENTO

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RIESGOS TECNOLÓGICOS

Onshore Wind turbines

Foundations

Internal grid

Electrical system

Grid conn

O&M facilities

Engineering /AdminMisc.

Offshore

DESGLOSE DE COSTES DE INVERSIÓN DE LOS PARQUES EÓLICOS

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RIESGOS TECNOLÓGICOS

60kW EN 1984 3600kW EN 2003

60 VECES MAYOR

20a

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ANÁLISIS DE RIESGOS TECNOLÓGICOS

Certificación de la turbina

Evaluación de la idoneidad de la turbina para

el emplazamiento propuesto

Cumplimiento con normativa técnica local

Análisis de componentes no incluidos en la certificación

Evaluación de la vida esperada de la turbina

Seguimiento de la construcción y operación del parque

• Germanischer Lloyd WindEnergie• Det Norske Veritas• TUV• United Laboratories (UL)• Lloyd’s Register• CRES

Datos de operación de unidades instaladas

Fallos genéricos ocurridos en más de un 10-20 % de unidades del mismo modelo

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El riesgo tecnológico de un parque eólico puede reducirse a niveles similares a

otras plantas energéticas convencionales

Sin embargo, ¡ pueden darse problemas como en otros sectores !

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RIESGO DEL RECURSO EÓLICO: MEDICIONES

1. Es vital disponer de buenos instrumentos de medición. Calibración.

2. El montaje ha de realizarse de acuerdo a las mejores prácticas y a la normativa aplicable (IEC)

3. Número de mástiles necesarios. No más de 2, 1 o 0.5 km del aerogenerador. Altura >2/3 buje

4. Realizar un buen mantenimiento y llevar un registro de incidencias ayuda a mantener la calidad de los datos

5. Medir el tiempo necesario

6. Correlacionar con estaciones de referencia para determinar el valor a largo plazo

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RIESGO DEL RECURSO EÓLICO: CÁLCULO

Example

Gross Capacity Factor 36%

Availability 97%

Other Losses

Wake 95%

Electrical 98%

Gust / Turbulence 99.5%

Blade Icing 99%

Blade Contamination 99%

Other 99%

Net Capacity Factor 31.4%

Velocidad viento

− Mediciones

− La velocidad mínima de viento para viabilidad depende del coste de

inversión. Normalmente supera los 7 m/s.

Curvas de Potencia y empuje

Pérdidas− Disponibilidad

− Estelas

− Eléctricas

− Otras

Factor de planta

− Del 25 % al 40 % son los factores

típicos de parques eólicos

Factor de planta

Neto

Speed

Pow

er

Cada paso INTRODUCE UNA INCERTIDUMBRE QUE ES NECESARIO CONOCER Y ACOTAR

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Efecto de Portfolio

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4

1.6

Mar-97 Sep-97 Apr-98 Nov-98 May-99 Dec-99 Jun-00 Jan-01 Jul-01 Feb-02

Nor

malise

d m

onth

ly m

ean

win

d sp

eed

California Pass

Illinois Plain

Diversidad geográfica

Portfolio

Menor variabilidad viento

La financiación de un conjunto de parques tiene menor incertidumbre global

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La energía estimada para el parque tiene una distribución estadística de Gauss o normal

D e n

Prob

abilit

y

E

0 . 00 . 00 . 00 . 00 . 00 . 10 . 10 . 1

2 53 03 54 4 5 5

Valor medio P50

P90 90 % probabilidad de

superación

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100

88 85

100

8581

0

20

40

60

80

100

120

10 years 1 year

P50 P90 P95

Energía – Valores netos típicos

Valores de probabilidad de superación

(%)

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Contratos: típica estructura de los proyectos

PPA O y M

Infraestructura

Fabricante de aerogeneradores

Soporte técnico

Fabricante de aerogeneradores

Mantenimiento

Suministro de aerogeneradores Conexión

Contratista

Llave en mano

Propiedad

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¿Es mejor un contrato EPC, “llave en mano”, que un conjunto de contratos con los

distintos suministradores?

Ventajas

Los Bancos lo prefieren

Minimiza las intersecciones de límites de batería o interfaces

Al tratarse de un solo contrato, las responsabilidades son fácilmente distribuibles

Desventaja Es más caro, entre un 10 y un 15 %

Aprox. 50 % de los trabajos

de GH son con contratos EPC

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GARANTÍAS Y PRUEBAS: Curva de potencia

WTG measured power curve

-100

100

300

500

700

900

1,100

1,300

1,500

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Wind Speed [m/s]

Pow

er [k

W]

10-min mean power

0.5 m/s bin mean power

Mástil

Sectores direcciónposibles

TurbinaCondicionantes:

-Terreno-Instrumentación-Procesado datos

Distancia mínima y máxima

Curva de potencia medida

Normativa más utilizada: IEC 61400-12

Valor típico garantizado > 95 % del teórico

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GARANTÍAS Y PRUEBAS: Rendimiento parque

Viento incidente

Salida de potencia

Comparación de la energía medida con la calculada utilizando los datos de viento medidos

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GARANTÍAS Y PRUEBAS: Disponibilidad

1. Importante definir los tiempos de parada de una forma consensuada entre promotor y fabricante de aerogeneradores

2. Su medición raras veces es automática3. Implica confiar en los datos que proporciona el sistema de control del parque o SCADA

4. Tiempo mínimo de respuesta ante un fallo

5. Valor mínimo de disponibilidad por parque y/o por turbina

Valores típicos95 % al 97 %

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GARANTÍAS Y PRUEBAS: Pruebas

Entrega

Puesta en marcha

Pruebas de fiabilidad Pruebas de rendimientoConformidad

Pruebas duranteel período de garantía

Aceptación definitiva

Aceptación provisional

Finalización mecánica

Montaje

Pedido

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Muchas gracias por su atenciónContacte con él Ing. César Hidalgo para mayor información