Riscos técnicos dos projetos eólicos. São Paulo, 16 de outubro de 2013

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1 Riscos técnicos dos projetos eólicos São Paulo, 16 de outubro de 2013

2 GL Garrad Hassan Grupo DNV GL Especialistas em energia renovável Eólica Onshore & Offshore Ondas & Marés Solar PV & CSP 2 / 32

3 Vancouver Alcance Geográfico e Serviços Ottawa Portland San Diego Montreal Peterborough Austin Monterrey Santiago Porto Alegre Para fabricantes de aerogeradores Glasgow London Slough Bristol Dublin Paris Lisbon Heerenveen Sint Maarten Kaiser-Wilhelm- Koog Copenhagen Hinnerup Oldenburg Hamburg Warsaw Imola Barcelona Zaragoza Madrid Izmir Cairo 950+ colaboradores em 42 cidades em 24 países Beijing Tokyo Shanghai Mumbai Bangalore Newcastle Melbourne Wellington 3 / Projeto 57 Protótipos Certificacao GL RC Testes Fabricacao Para proprietários, desenvolvedores e financiadores Escolha do 3 / Projeto 57 3 / 32 Engenharia Construção e início de operação Operação e Manutenção Fim da operação

4 MW avaliados pela GL GH no Brazil Estado Número de Total MW estudios evaluados Bahia ,5 Rio Grande do Norte ,9 Rio Grande do Sul ,0 Ceará ,6 Piauí ,8 Santa Catarina ,0 Paraíba 6 194,8 Pernambuco 5 88,0 Minas Gerais 4 232,1 Rio de Janeiro 2 163,1 Sergipe 1 34,5 São Paulo 1 4,2 Total ,4 4 / 32

5 5 / 32 Riscos técnicos dos projetos eólicos

6 Sumário Riscos técnicos dos projetos eólicos Principais riscos dos projetos eólicos: Vento e produção Custos Tarifa de energia Desempenho do projeto Como reduzir estes riscos? Certificação da produção (P50, P90) Seleção do aerogerador Projeto de obra civil e elétrica Contratos Acompanhamento da operação 6 / 32

7 7 / 32 Análise de energia Certificação da produção

8 1. Medição do vento 2. Correlação com referencias de longo praço 3. Calcular a rosa dos ventos Reference station Wind farm site masts 50 km 400m Certificação de produção 4. Modelar e simular o vento 7. Estimar as incertezas P50 neto 6. Estimar as perdas Disponibilidade Esteiras Topografia Rede elétrica Outros 5. Aplicar características da turbina P50 bruto

9 A importância da incerteza P50: Existe 50% de chance de que o valor real seja maior (ou menor) do que o P50. P90: Existe 90% de chance de que o valor real seja maior do que o P90. Leilões de energia com P90: Se incerteza alta Menor produção certificada (P90) 0,09 0,08 0,07 0,06 0,05 0,04 0,03 0,02 0, Series2 Series1 P50 = 50 GWh/ano P90 (Serie 1): 36.5 GWh/ano P90 (Serie 2): 43.0 GWh/ano 9 / 32 Análise de energia

10 Principais fontes de incertezas Velocidade do vento Precisão das medições Qualidade das correlações Extrapolação vertical da velocidade do vento Variabilidade do período assumido como representativo de longo prazo Altura do cubo Energia Precisão na modelagem do fluxo de vento Precisão no cálculo de esteiras Precisão da medição de energia da subestação Precisão do mapa topográfico Estimativa das perdas técnicas SET Variabilidade futura do vento Em um qualquer período de 1 ano Em um qualquer período de 10 anos 10 / 32 Análise de energia

11 Variabilidade do vento 14,00 12,00 10,00 [m/s] 8,00 6,00 4,00 2,00 0,00 Jan-99 Jan-00 Jan-01 Jan-02 Jan-03 Jan-04 Jan-05 Jan-06 Jan-07 Jan-08 Jan-09 Jan-10 Existe uma incerteza associada à consideração de que o período histórico de dados disponíveis é representativo do clima para períodos mais longos. 11 / 32 Análise de energia

12 Relação P90/P50 Taxa P90/P50 (análise antes da construção do parque) Incerteza muito alta Incerteza alta Incerteza média Incerteza baixa Incerteza muito baixa Cenário futuro 10 anos <78% 79-82% 83-85% 86-88% >89% 12 / 32 Análise de energia

13 13 / 32 Seleção do aerogerador

14 Requerimentos básicos para escolha do aerogerador Provar que a turbina: É fabricada de acordo a standards reconhecidos É adequada para o local Tem uma vida útil maior do que o loan term Comprobação da Certificação Cumpre com as leis locais Tem um bom track record O fabricante é reconhecido e fiável 14 / 32 Seleção do aerogerador

15 Certificado de Tipo - Type Certificate (por uma entidade certificadora independente) Fase 1: Avaliação do projeto (Design assessment) Cargas Fase 2: Testes (Type testing) Fase 3: Avaliação da fabricação Curva de potencia Qualidade da energia Medição de ruído (opcional) 15 / 32 Seleção do aerogerador

16 Condições típicas do local PARAMETROS A CONSIDERAR: Densidade do ar, temperatura, risco de raios, altitude, pendentes, corrosão, pó, sismo, velocidade media anual, rajadas, turbulência, distancia entre aerogeradores Classe IEC (Padrão da indústria) Characteristic Class IA Class IIA Class IIIA Annual mean wind speed (m/s) year return period 3 sec gust (m/s) Turbulence intensity (%) Ground slope (deg.) Air density (kg/m 3 ) Minimum temperature ( C) Maximum temperature ( C) A indicates 18% turbulence, B would be 16% 16 / 32 Seleção do aerogerador

17 Adequação ao local Brasil (Caso típico no NE do Brasil) Precisa uma analise mais detalhada Characteristics das Class condições IIA especificas Site do local Average annual wind speed (m/s) sec. gust with a return period of 50 years (m/s) Turbulence intensity (%) Slope (grades) 8 5 Air density (kg/m 3 ) Minimum temperature ( ºC) Maximum temperature ( ºC) O AEROGERADOR DEVE SER ADEQUADO PARA O LOCAL 17 / 32 Seleção do aerogerador

18 18 / 32 Obra Civil e Elétrica

19 Obra civil Fundações: Revisão do projeto (dimensões, geotécnico ) e revisão da execução (ensaios de qualidade do concreto e o aço, densidade do material,...) Superficiais Profundas Caminhos e acessos 19 / 32 Obra civil e eléctrica

20 Obra elétrica Circuitos MT: Revisão do projeto (cabos, perdas elétricas, ) e revisão da execução (ensaios na fábrica, conexão de cabos, medição da isolação, passo e contato, ) Subestação: Revisão do projeto (proteções, capacidade dos componentes, requisitos da rede) e revisão da execução (ensaios na fábrica, testes das proteções) 20 / 32 Obra civil e eléctrica

21 21 / 32 Custos de investimento e contratos

22 De que se compõe o custo de investimento? Rede Civil Sist. Eléctrico TSA 70% BoP 30% Turbinas Desenvolvimento & Outros 22 / 32 Custos de investimento e contratos

23 Como se distribuem os custos de investimento? Os custos típicos de construção dos parques onshore são na ordem de R$ m/MW Preliminaries TSA down payment BoP down payments BoP Payments Turbine Shipments Turbine Deliveries Turbine Testing 100% Construction Budget 0% FC TO FA Time (18months) 23 / 32 Custos de investimento e contratos

24 Estrutura contratual - Atribuição de responsabilidades EPC (Engineer Procure Construct) Inclui tudo: projeto, engenharia, compras e construção do projeto até o ponto de ligação à rede. Custo adicional (5-10%), mas o risco fica limitado. Mutli-Contrato Até 4 Contrados (TSA, BoP Civil e Elétrico, Rede) Há interfaces que tem de ser bem definidas. Geralmente as penalidades ficam limitadas a cada contrato. Multi-Contrato Mais de 5 Contratos Risco maior. Interfaces são complexas. Níveis típicos de contingência: Contrato EPC: 1-2% Multi-Contrato(ate 4): 3-5% Multi-Contrato (mais de 5): 10-15% 24 / 32 Custos de investimento e contratos

25 Contratos de Uso do Sistema de Transmissão, contratos de Conexão e PPAs LIGAÇÃO À REDE Escopo: conexão transmissão distribuição manutenção Considerações chave: trabalhos contestables trabalhos non contestable requisitos técnicos prazos eventos de curtailment eventos de desconexão NÃO REDE = NÃO PROJETO! VENDA DE ENERGIA (PPA) Escopo: compra-venda de energia (no ACR ou no ACL) Considerações chave: % da energia comprada preço fixo ou variável duração do mandato incentivos adicionais compensação medição limitações? penalidades? 25 / 32 Custos de investimento e contratos

26 26 / 32 Operação dos parques eólicos

27 Como se dividem os custos de operação? Manutenção planejada e não planejada Taxas, aluguel, energia, comunicações, juros, fundos comunitários & seguros Coordenação, acompanhamento & relatórios O total varia por tamanho da turbina, idade e fornecedor 20k 100k / WTG / Ano (+ custos variáveis do local) Offshore é mais caro Aprox % da renda 27 / 32 Operação dos parques eólicos

28 Quais são as considerações estratégicas na O&M? Quando falhará uma peça? TERMOS & CONDIÇÕES Tempo de recepção de peças? PREÇO & ESCOPO GARANTIAS & PENALIDADES (Defeitos, disponibilidade) Reservas? REPOSTOS & ACOMPANHAMENTO Preço das peças? 28 / 32 Operação dos parques eólicos

29 Otimização da produção Acompanhamento do desempenho dos aerogeradores 29 / 32 Production as % of long-term forecast 150% 140% 130% 120% 110% 100% 90% 80% 70% 60% 50% Perda de renda! Year Actual production Potential production Que aconteceu? Não deixe o acompanhamento do desempenho do parque eólico até ter um ano embaixo do P50 Operação dos parques eólicos

30 30 / 32 Conclusões Riscos técnicos dos projetos eólicos

31 Conclusões Riscos técnicos Vento: É o P50 ou P90 representativo do longo prazo? Mais tempo de medições Melhor representatividade. Reduzir incertezas: Melhorar equipamentos e instalações de medição, reduzir distancias da torre ao projeto, maior tempo de medição... Custos: Investimento: definição detalhada do escopo e das garantias nos contratos Custos de operação: O&M Agreement, estratégias de O&M, redução de taxas de falhas,... Tarifa de energia Tarifa, restrições, penalidades, prazo,... Desempenho do parque eólico: 31 / 32 Aerogerador testado e garantias e penalidades definidas nos contratos Acompanhamento da operação e otimização da produção

32 Aguardamos seu contato Unai Otazua