Riesgos técnicos en la financiación de parques eólicos César Hidalgo, Garrad Hassan España 4º Coloquio internacional del Corredor eólico del Istmo de Tehuantepec México 2, 3 y 4 de Septiembre de 2004

Garrad Hassan and Partners Ltd Consultores Independientes en energía eólica 120 profesionales en 11 países Fundada 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

Algunos proyectos recientes 1,270 MW ~$1 billion 2002 Castilla la Mancha 281 MW $350 million 2000 Italy 160.5 MW $120.7 million Texas, USA 697 MW $380 million 2003 USA Bond Issue 160 MW $100 million USA 514 MW ~$450 million Spain

Riesgos técnicos de inversión/financiación RECURSO EÓLICO: VIENTO TECNOLOGÍA CONTRATOS GARANTÍAS Y PRUEBAS

RIESGOS TECNOLÓGICOS DESGLOSE DE COSTES DE INVERSIÓN DE LOS PARQUES EÓLICOS LA TURBINA SUPONE EL MAYOR RIESGO SEGUIDO DE LA INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA Y LA OBRA CIVIL

RIESGOS TECNOLÓGICOS 60kW EN 1984 3600kW EN 2003 20a 60 VECES MAYOR

ANÁLISIS DE RIESGOS TECNOLÓGICOS Germanischer Lloyd WindEnergie Det Norske Veritas TUV United Laboratories (UL) Lloyd’s Register CRES 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 Datos de operación de unidades instaladas Fallos genéricos ocurridos en más de un 10-20 % de unidades del mismo modelo

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

RIESGO DEL RECURSO EÓLICO: MEDICIONES 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) BUENAS MEDICIONES IMPLICAN MENOR INCERTIDUMBRE DE LOS RESULTADOS EL BANCO TOMA MENOS RIESGOS Y LA FINANCIACIÓN ES MÁS BARATA 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

RIESGO DEL RECURSO EÓLICO: CÁLCULO 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 Example Speed Power Pérdidas Disponibilidad Estelas Eléctricas Otras Factor de planta Del 25 % al 40 % son los factores típicos de parques eólicos Cada paso INTRODUCE UNA INCERTIDUMBRE QUE ES NECESARIO CONOCER Y ACOTAR Factor de planta Neto

Normalised monthly mean wind speed Efecto de Portfolio Diversidad geográfica Portfolio  Menor variabilidad viento La financiación de un conjunto de parques tiene menor incertidumbre global 0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6 Normalised monthly mean wind speed California Pass Illinois Plain Mar-97 Sep-97 Apr-98 Nov-98 May-99 Dec-99 Jun-00 Jan-01 Jul-01 Feb-02

La energía estimada para el parque tiene una distribución estadística de Gauss o normal Valor medio P50 P90 90 % probabilidad de superación

Energía – Valores netos típicos Valores de probabilidad de superación (%)

Contratos: típica estructura de los proyectos

¿Es mejor un contrato EPC, “llave en mano”, que un conjunto de contratos con los distintos suministradores? Los Bancos lo prefieren Minimiza las intersecciones de límites de batería o interfaces Ventajas 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

GARANTÍAS Y PRUEBAS: Curva de potencia Normativa más utilizada: IEC 61400-12 Sectores dirección posibles Mástil Turbina Condicionantes: Terreno Instrumentación Procesado datos Curva de potencia medida Distancia mínima y máxima Valor típico garantizado > 95 % del teórico

GARANTÍAS Y PRUEBAS: Rendimiento parque Comparación de la energía medida con la calculada utilizando los datos de viento medidos Viento incidente Salida de potencia

GARANTÍAS Y PRUEBAS: Disponibilidad Importante definir los tiempos de parada de una forma consensuada entre promotor y fabricante de aerogeneradores Su medición raras veces es automática Implica confiar en los datos que proporciona el sistema de control del parque o SCADA Tiempo mínimo de respuesta ante un fallo Valor mínimo de disponibilidad por parque y/o por turbina Valores típicos 95 % al 97 % GH SCADA de Garrad Hassan El SCADA independiente y a medida

GARANTÍAS Y PRUEBAS: Pruebas Esquema típico de las pruebas

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