Eólica ‘Offshore’: Estado Tecnológico e Perspectivas do Mercado

1. Eólica ‘Offshore’:Estado Tecnológico e Perspectivas do Mercado

2. Conteudo • Contexto e Historial • Enquadramento, a ascensão da energia eólica offshore • Estado de desenvolvimento tecnológico • Turbinas, fundações, instalação e manutenção, ligação à rede • Potencial do mercado e políticas de implementação • Recurso, parques existentes, viabilidade, actores de mercado • Legislação e aspectos ambientais • Barreiras não-tecnológicas, aceitação pública, monitorização • Case study: home market • Considerações globais para eólica offshore em Portugal

3. Enquadramento • Necessidade de aumentar cota de ER • Portfólio verde: benéfico para produção e imagem • Esgotamento de locais para aproveitamento onshore • ‘Offshore’ está a sofrer um crescimento assinalável • Enquadramento e indústria existente e credível • Em Portugal não tem sido considerado favorável eólica offshore • Águas profundas perto da costa; legislação inexistente • Investimentos frequentemente partilhados • Volume de investimento de várias centenas M€; partilha de risco

4. A ascensão da ‘eólica offshore’ • 1ºs parques offshore desde anos 90, até 2003 só mercado niche (Águas protegidas, perto da costa, potência reduzida, ‘demo’ ) • Desde 2003 – parques > 100 MW e águas até 40m • Impulsos do mercado sobretudo em UK, Alemanha e Dinamarca • Centenas de MW/ano esperados para os próximos anos Tendência semelhante com ~ 15 anos de atraso? Eólica onshore em Europa • Previsões para crescimento dramático até 2020 (sobretudo UK, D, ES)

5. Estado de Arte - Turbinas • Até passado recente, tipicamente modificações de turbinas existentes (~2MW; Vestas, Siemens, Nordex) • Fiabilidade técnica não foi convincente até há data!  nova geração em validação Multibrid • Parques a implementar com turbinas especiais ‘offshore’ multi-MW  Vestas, Siemens, GE Energy (3-3.6 MW)  RePower, Multibrid, Bard,...(?) (classe 5 MW a afirmar-se) • Arranque do desenvolvimento em Ásia e nos EUA • EUA: produtores (Clipper, GE) e projectos a avançar (Capewind et al.) • China, Coreia do Sul, Índia, Japão  turbinas próprias 2-5 MW • ‘Designs’ descartados para turbinas onshore ganham peso • Turbinas com 2 pás (menos peso, factor carga maior  preço) • Turbinas ‘downwind’ podem ser alternativa

6. Reliability • Onshore: 25% of the faults responsible for 75% downtime • Offshore: 75% of the faults responsible for 5% downtime

7. Reliability • Main faults: • Yaw mechanism • Blade pitch mechanism • Electrical power control systems • Drive train • Generator

8. Estado de Arte - Fundações 1/3 • Desenvolvimento mainstream: água pouco profunda (30m)  monopile • Alternativas (tripé, treliça): viável até ~50m; futuro: bases flutuantes (?) 40...80m ? ‘típico’ ‘existe’

9. Estado de Arte – Fundações 2/3 • Locais com água pouco profunda limitados • Limites físicos de soluções monopile & gravity • d>50m: fortes limitações económicas para fundações fixas em geral • Fundações de parques actuais na ordem de 25% do investimento total • Fundações flutuantes podem ter papel fundamental para a viabilidade económica de desenvolvimentos a médio prazo

10. Estado de Arte - Fundações 3/3 • Versões flutuantes disponíveis no mercado nos próximos anos (<2015?) • Hywind (Statoil Hydro): d>100m, turbinas Siemens, protótipo 2009 • SWAY: d>80m, turbinas downwind inclinadas, protótipo • Blue H Group: d>40m, turbina especial 2MW 2 pás, protótipo 2007 • WindFloat: d>50m, protótipo em Portugal em 2011. Blue H (100kW em Brindisi/Itália); full-scale 2MW a construir Hywind

11. WindFloat Hywind

12. Instalação e Manutenção • A2Sea: “...has not been a market, but a collection of projects.” • Barcaças existentes reservadas até 2011 (A2Sea); ‘défice’ geral de capacidade de instalação entre 2010 e 2012 • Mais 5 barcaças encomendadas por A2Sea (70% cota do mercado) Crane vessel (turbinas) Jack-up barge (fundações) • Manutenção ainda factor relevante (fiabilidade) • Opção de acesso por helicóptero e/ou embarcações com acesso especial

13. Alpha Ventus Farm (Germany)

14. Ligação à Rede • Parques operam tipicamente com 33KV AC e estação offshore • Cabos HVAC (3 condutores ou 3x1) ou HVDC (Thyristor ou IGBT) • Características físicas dos cabos (flexibilidade) limitam potência • HVAC até 245kV/250kVA (3 condut.); 420kV/1200kVA (3x1 condutor) • HVDC até 400kV/800MW (bipolar, concêntrico);  800MW (2 cabos) • A partir de 120km distância, HVDC torna-se mais económico

15. Recurso • Recurso eólico marítimo mais vasto, mais consistente e menos turbulento • Áreas near-shore de Europa e de grande parte do mundo favoráveis • A partir de 6-7 m/s média o recurso é considerado bom  Europa do Norte excelente, Europa do Sul bom recurso

16. Estado de Implementação • Parques operacionais • Dinamarca: 426MW em 8 parques desde 1991, 2* 160MW em 2003 • UK: 404MW em 7 parques desde 2000, forte acréscimo desde 2004 • Suécia: 134MW em 5 parques desde 1990; 1* 110MW em 2007 • Holanda: 127MW em 3 parques desde 1994; 1* 108MW em 2007 • Início: Finlândia, Alemanha, Espanha, China (turbina própria), Japão • Parques a implementar (construção prevista nos próximos anos) • UK: 2,5GW (464MW aprovados/a construir); 1,5GW esperados 2010 • Alemanha: 3,5GW aprovados (constr. até 2010); a construir 202MW • Holanda: 500MW (120MW aprovados: parque Q7 a operar em 2008) • Dianamarca: 400MW esperados até 2010, mais ~500MW depois • França: 105MW (Picardie/Normandie), a planear 1* 705MW até 2012 • Planos concretos em Europa, nos EUA, Canada, China: vários GW • Ainda antes de 2015, Noruega planeia 1+1,5GW flutuante

17. Visões de Implementação • Reino Unido:  20 GW eólica offshore até 2020 • Objectivos mencionados: 10-15GW 2015, 20-40GW 2020, 2-3 GW/ano • Apoios favoráveis entre eles tarifa de 13,5c/kWh • Alemanha: 10 GW eólica offshore até 2020 • Objectivos mencionados: 1,5GW 2012, 3GW 2015, 20-30GW 2030 • Tarifa anterior foi considerado inadequado, agora ~ 14 c/kWh • Espanha: 4 GW eólica offshore até 2020 • Objectivos mencionados: 2GW 2015, 15GW 2030 • Tarifa com prémio de 8.4 c/kWh pode chegar aos 16,4 c/kWh • Outros paises sem metas oficiais mas condições favoráveis • França: tarifa de 13 c/kWh e planos concretos de implementação • Noruega: visão de parques flutuantes em água profunda • SUPERGRID: Propostas de interligação das redes eléctricas offshore

18. Projectos de Referencia • Horn’s Rev, Nysted (160MW + 165,8MW; Dinamarca, 2003) • Primeiros parques mundiais em grande escala (Vestas, Siemens) • Programa exemplar de monitorização ambiental • Problemas técnicos das turbinas impediram êxito imediato • Egmond an Zee (108MW; Holanda, 2007) • Primeiro parque na Holanda, nova geração de turbinas 3,6MW • Centro de exposição inovador; com visitas muito acima do esperado • Beatrice Wind Farm (Moray Firth, Escócia oriental, 2006) • Primeiras turbinas em água profunda (2* 5MW Repower; d=45m) • Estrutura de treliça, apoiado por projecto Europeio ‘DOWNVInD’ • Alpha Ventus Rest Field (Borkum West, Alemanha, 2008) • 2* 6 turbinas 5MW (RePower, Multibrid), d=40m • Comparação de turbinas, monitorização técnica exaustiva (FINO 1)

19. Viabilidade económica • Factores de carga entre 35% e 50% esperados (depende da turbina) • resultados no passado pouco divulgado  falhas frequentes • Custo típico ~1,5 M€/MW (projectos iniciais)  ~2,5 M€/MW (actual) • depende de características locais e política de infra-estruturas • Retorno de capital em <10 anos difícil • Turbinas ~33% dos custos de ciclo de vida vs. ~60% onshore • Maiores margens de melhoria: instalação, fiabilidade/ manutenção, fundações (derived from NREL cost model and CA-OWEE report 2001 )

20. Licenciamento • Processos de lincenciamento morosos e não uniformes país por país • Apesar de grandes esforços de facilitar instalação, no Reino Unido (UK) são estimados 6-14 anos até construção e comissionamento • Passos de licenciamento em Espanha semelhantes a UK • Devido às metas políticas, em geral há confiança nos processos futuros

21. Aspectos ambientais • Impacto visual • A partir de 15km distância, impactos virtualmente inexistentes • Perturbação sonora de mamíferos marinhos • Até há data não foram detectados problemas, a monitorizar • Aves marinhas; conflito com rotas de migração • Aparentemente escolhem rotas alternativas (grande escala?) • Campos electromagnéticos  migração peixes • Poderá ser relevante para cabos submarinos  monitorização • Aceitação pública terá papel fundamental • Iniciativas populares/moções podem significar obstáculos fortes • Existem estudos concretos de ‘externalidades’  usar argumentos

22. PrincipaisActores de Mercado • Players tradicionais de energia com experiência mais relevante: • Dong (Dk): 545MW em 5 parques (4 grandes; Dk, UK) • Vattenfall (S, Dk, D): 425MW em 3 parques grandes (S, Dk) • Nuon (NL): 127MW (envolvimento dessde 1994) • Shell (NL): 108MW (participação em vários • E.ON (D, UK): 64MW em 2 parques (UK) • Players principais no mercado no futuro próximo (até ~2012): • E.ON (D, UK): pariticipação em > 3.4 GW (UK, D) • Dong (Dk): pariticipação em > 2,1 GW (UK, D, Dk) • Airtricity (IE): pariticipação em > 1,3 GW (D, UK, NL) • Vattenfall (S, Dk, D): pariticipação em > 1,2 GW (D) • Shell (NL): pariticipação em > 1 GW (UK – London Array); outros • Centrica, EWE, RWE, EDF, Statoil Hydro, Evelop, Enertrag, Nuon,...

23. Portugal: Mercado do Futuro? • Recurso médio-alto • U_10(média) ~ 7 m/s • Águas profundas • Linha batimétrica dos 50m bastante perto da costa • Poucos locais de ‘primeira escolha’ • Legislação inexistente, mas possíveis sinergias com energia das ondas • Águas profundas (50m) não foram investigadas • Grande potencial para parques flutuantes

24. Concept under development in Portugal - WindFloat

25. Conclusões • Mercado eólica offshore está em pleno arranque • Existe potencial relevante de redução de custos • Locais preferenciais “ocupados”; oportunidades de mercado existem sobretudo em parcerias “Future Vision –wind farm of 10 x 100 MW multi rotors surrounded by wave energy devices thereby operating in becalmed waters?” (Garrand Hassan...) ? • ‘Fundações’ flutuantes solução promissora em ‘breve’