Riesgos t é cnicos en la financiaci ó n de parques e ó licos

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. GH offices Garrad Hassan and Partners Ltd • Consultores Independientes en energía eólica • 120 profesionales en 11 países • Fundada en 1984 Evaluaciones recurso eólico >20,000 MW en 60 países >8,000 MW construidos Due Diligence >5,000 MW en 14 países

3. 160.5 MW $120.7 million 2002 Texas, USA 160 MW $100 million 2003 USA 697 MW $380 million 2003 USA Bond Issue 281 MW $350 million 2000 Italy 1,270 MW ~$1 billion 2002 Castilla la Mancha 514 MW ~$450 million 2003 Spain Algunos proyectos recientes

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

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. 20a RIESGOS TECNOLÓGICOS 60kW EN 1984 3600kW EN 2003 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 10-20 % de unidades del mismo modelo

8. 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. Power Speed RIESGO DEL RECURSO EÓLICO: CÁLCULO Example • 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 Cada paso INTRODUCE UNA INCERTIDUMBRE QUE ES NECESARIO CONOCER Y ACOTAR • Factor de planta • Neto

11.  Menor variabilidad viento 1.6 1.4 1.2 1.0 0.8 0.6 0.4 0.2 Portfolio 0.0 Efecto de Portfolio Diversidad geográfica La financiación de un conjunto de parques tiene menor incertidumbre global 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. 90 % probabilidad de superación P90 Valor medio P50 La energía estimada para el parque tiene una distribución estadística de Gauss o normal

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

14. Contratos: típica estructura de los proyectos

15. Aprox. 50 % de los trabajos de GH son con contratos EPC ¿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 %

16. 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

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. Valores típicos 95 % al 97 % 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 GH SCADA de Garrad Hassan El SCADA independiente y a medida

19. Esquema típico de las pruebas GARANTÍAS Y PRUEBAS: Pruebas

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