Eólica ‘Offshore’:
Estado Tecnológico e Perspectivas do Mercado
Eólica ‘Offshore’: Estado Tecnológico e Perspectivas do Mercado
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
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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
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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)
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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
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Reliability
• Onshore: 25% of the faults
responsible for 75% downtime
• Offshore: 75% of the faults
responsible for 5% downtime
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Reliability
• Main faults:
– Yaw mechanism
– Blade pitch mechanism
– Electrical power control systems
– Drive train
– Generator
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Estado de Arte - Fundações
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 Desenvolvimento mainstream: água pouco profunda (30m)  monopile
 Alternativas (tripé, treliça): viável até ~50m; futuro: bases flutuantes (?)
40...80m
?
‘típico’
‘existe’
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Estado de Arte – Fundações
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 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
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Estado de Arte - Fundações
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 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
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WindFloat
Hywind
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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)
Jack-up
barge
(fundações)
Crane vessel
(turbinas)
 Manutenção ainda factor
relevante (fiabilidade)
• Opção de acesso por
helicóptero e/ou
embarcações com
acesso especial
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Alpha Ventus Farm (Germany)
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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
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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
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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
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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 13,5 c/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
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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)
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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
Operation and
Maintenance
25%
Electrical
Infrastructure
Engineering
15%
and
Managem ent
3%
Turbine
33%
Support
Structure
24%
(derived from NREL cost model and CA-OWEE report 2001 )
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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
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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
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Principais Actores 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,...
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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
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Concept under development in
Portugal - WindFloat
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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’
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