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GL Garrad Hassan – Grupo DNV GLEspecialistas em energia renovável
Eólica Onshore & Offshore Ondas & Marés Solar PV & CSP
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Para proprietários, desenvolvedores e financiadores
Alcance Geográfico e Serviços
950+ colaboradores em 42 cidades em 24 países
Vancouver
Ottawa
Portland
San Diego
Montreal
Peterborough
Austin
Monterrey
Santiago
Porto Alegre
Beijing
Tokyo
Shanghai
Mumbai
Bangalore
Newcastle
Melbourne
Wellington
HeerenveenSint Maarten
Kaiser-Wilhelm-Koog
BristolDublinParis
IzmirCairo
CopenhagenHinnerupOldenburgHamburgWarsaw
LisbonBarcelonaZaragoza
Madrid
Imola
GlasgowLondon
Slough
3 / 57Escolha do
ProjetoEngenharia
Construçãoe início deoperação
Operação eManutenção
Fim daoperação
Para fabricantes de aerogeradores
3 / 57Projeto ProtótiposCertificacao
GL RCTestes Fabricacao
3 / 32
EstadoNúmero de estudios
Total MW evaluados
Bahia 223 6.741,5Rio Grande do Norte 138 4.677,9Rio Grande do Sul 109 3.033,0Ceará 66 2.037,6Piauí 19 585,8Santa Catarina 14 342,0Paraíba 6 194,8Pernambuco 5 88,0Minas Gerais 4 232,1Rio de Janeiro 2 163,1Sergipe 1 34,5São Paulo 1 4,2
Total 18.134,4
MW avaliados pela GL GH no Brazil
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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
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2. Correlação com referencias de longo praço
Wind farm
site masts
400m
Reference
station
50 km
6. Estimar as perdas
Disponibilidade
Esteiras
Topografia
Rede elétrica
Outros
1. Medição do vento
Certificação de produção
3. Calcular a rosa dos ventos
4. Modelar e simular o vento
5. Aplicar características da turbina
7. Estimar as incertezas
P50
bru
to
P50
net
o
• 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)
A importância da incerteza
Análise de energia
0
0,01
0,02
0,03
0,04
0,05
0,06
0,07
0,08
0,09
20 30 40 50 60 70 80
Series2
Series1
P50 = 50 GWh/ano
P90 (Serie 1):36.5 GWh/ano
P90 (Serie 2):43.0 GWh/ano
9 / 32
36.5 43
Principais fontes de incertezas
Variabilidade futura do vento• Em um qualquer período de 1 ano• Em um qualquer período de 10 anos
Análise de energia
Velocidade do vento• Precisão das medições• Qualidade das correlações• Extrapolação vertical da velocidade
do vento• Variabilidade do período assumido
como representativo de longo prazo
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
Altura do cubo
SET
10 / 32
Variabilidade do vento
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
Jan-99 Jan-00 Jan-01 Jan-02 Jan-03 Jan-04 Jan-05 Jan-06 Jan-07 Jan-08 Jan-09 Jan-10
[m/s
]
• Existe uma incerteza associada à consideração de que o período histórico de dados disponíveis é representativo do clima para períodos mais longos.
Análise de energia
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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%
Relação P90/P50
Análise de energia
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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”
• Cumpre com as leis locais
• Tem um bom “track record”
• O fabricante é reconhecido e fiável
Comprobação da Certificação
Seleção do aerogerador
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Certificado de Tipo - Type Certificate(por uma entidade certificadora independente)
Fase 1:Avaliação do projeto(Design assessment)
Seleção do aerogerador
Fase 2:Testes
(Type testing)
Cargas
Curva de potencia
Qualidade da energia
Medição de ruído (opcional)
Fase 3:Avaliação da fabricação
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Condições típicas do local
Seleção do aerogerador
PARAMETROS A CONSIDERAR: Densidade do ar, temperatura, risco de raios, altitude, pendentes, corrosão, pó, sismo, velocidade media anual, rajadas, turbulência, distancia entre aerogeradores
Characteristic ClassIA
Class IIA
ClassIIIA
Annual mean wind speed (m/s) 10 8.5 7.5
50 year return period 3 sec gust (m/s) 70 59.5 52.5
Turbulence intensity (%) 18 18 18
Ground slope (deg.) 8 8 8
Air density (kg/m3) 1.225 1.225 1.225
Minimum temperature (°C) -20 -20 -20
Maximum temperature (°C) +50 +50 +50
A indicates 18% turbulence, B would be 16%
Classe IEC(Padrão da indústria)
16 / 32
Characteristics Class IIA Site
Average annual wind speed (m/s) 8.5 9.0
3 sec. gust with a return period of 50years (m/s)
59.5 35
Turbulence intensity (%) 18 10
Slope (grades) 8 5
Air density (kg/m3) 1.225 1.05
Minimum temperature ( ºC) -20 +5
Maximum temperature ( ºC) +50 +40
�
�
�
�
�
Precisa uma analise mais detalhadadas condições especificas do local
�
Adequação ao local – Brasil(Caso típico no NE do Brasil)
Seleção do aerogerador
�
O AEROGERADOR DEVE SER ADEQUADO PARA O LOCAL
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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
Obra civil e eléctrica
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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)
Obra civil e eléctrica
20 / 32
De que se compõe o custo de investimento?
Desenvolvimento & Outros
BoP 30%
TSA 70%
Red
eC
ivil
Sist
. Elé
ctric
o
Turbinas
Custos de investimento e contratos
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Como se distribuem os custos de investimento?
Os custos típicos de construção dos parques “onshore” são na ordem de R$ 3.5–4.0m/MW
Pre
limin
arie
s
TS
A d
own
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BoP
dow
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BoP
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bine
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Del
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Tur
bine
T
estin
g
FC TO FATime (18months)
0%
100%
Con
stru
ctio
n B
udge
t
Custos de investimento e contratos
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Estrutura contratual - Atribuição de responsabilidad es
• 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%
Custos de investimento e contratos
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Contratos de Uso do Sistema de Transmissão, contrat os 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?
Custos de investimento e contratos
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Como se dividem os custos de operação?
• O total varia por tamanho da turbina, idade e fornecedor€20k – 100k / WTG / Ano(+ custos variáveis do local)
• Offshore é mais caro
• Aprox. 20 -25% da renda
Manutenção planejada enão planejada
Taxas, aluguel, energia, comunicações, juros,fundos comunitários& seguros
Coordenação, acompanhamento & relatórios
Operação dos parques eólicos
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Quais são as considerações estratégicas na O&M?
GARANTIAS & PENALIDADES
(Defeitos, disponibilidade)
PREÇO & ESCOPO
TERMOS & CONDIÇÕES
REPOSTOS & ACOMPANHAMENTO
Tempo de recepção de
peças?
Preço das peças?Reservas?
Quando falhará uma
peça?
Operação dos parques eólicos
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Otimização da produçãoAcompanhamento do desempenho dos aerogeradores
50%
60%
70%
80%
90%
100%
110%
120%
130%
140%
150%
1 2 3 4 5
Year
Pro
duct
ion
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of l
ong-
term
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cast Actual
production
Potentialproduction
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60%
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Year
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ion
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of l
ong-
term
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cast Actual
production
Potentialproduction
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Year
Pro
duct
ion
as %
of l
ong-
term
fore
cast Actual
production
Potentialproduction
50%
60%
70%
80%
90%
100%
110%
120%
130%
140%
150%
1 2 3 4 5
Year
Pro
duct
ion
as %
of l
ong-
term
fore
cast Actual
production
Potentialproduction
50%
60%
70%
80%
90%
100%
110%
120%
130%
140%
150%
1 2 3 4 5
Year
Pro
duct
ion
as %
of l
ong-
term
fore
cast Actual
production
Potentialproduction
Que aconteceu?
Perda de renda!
Não deixe o acompanhamento do
desempenho do parque eólico até ter um ano embaixo do
P50
Operação dos parques eólicos
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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:
• Aerogerador testado e garantias e penalidades definidas nos contratos• Acompanhamento da operação e otimização da produção
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