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1045\BT\16\ 1
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