Riesgos técnicos en la financiación de parques eólicos

Presentación del tema: "Riesgos técnicos en la financiación de parques eólicos"— Transcripción de la presentación:

1 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

2 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

3 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

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

5 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

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

7 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 % de unidades del mismo modelo

8 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 !

9 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

10 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

11 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

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

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

14 Contratos: típica estructura de los proyectos

15 ¿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

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

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

18 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

19 GARANTÍAS Y PRUEBAS: Pruebas
Esquema típico de las pruebas

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