GT EXPLOTACIÓN REUNIÓN DE MANTENIMIENTO. Alberto Ceña Director Técnico Asociación Empresarial Eólica

Transcripción

1 GT EXPLOTACIÓN REUNIÓN DE MANTENIMIENTO Alberto Ceña Director Técnico Asociación Empresarial Eólica AEE, 11/12/2012

2 ORDEN DEL DÍA 1. Costes de mantenimiento. Indicadores Bloomberg 2. Elaboración de indicadores AEE confidenciales (similares a otras asociaciones) sobre precios y alcances 3. Comparativa entre las diferentes modalidades y las diferentes visiones: OEM, ISP y Promotor. 4. Diseño de soluciones de O&M por parte del cliente. Cumplimiento de requisitos frente a normativas legales 5. Medidas de la disponibilidades: temporal y energética 6. Visión de las Cías. de Seguros. 7. Resultados agregados de la Base de fallos BADEX 8. Otros temas.

3 Fuente: Barlovento Recursos Naturales PUNTO DE PARTIDA No hay parques nuevos, por lo tanto y de cara al futuro, los propietarios de los parques necesitan mejorar la gestión de los activos existentes. No es fácil, algunos factores de los que depende: - Optimizar el uso del recurso, en general los parques producen un X% menos de lo inicialmente previsto. Cómo se han evaluado los parques? El número de las torres no es elevado a pesar de la complejidad orográfica. La representatividad de las torres deja que desear. Las torres se instalan donde se puede. La calidad de los montajes es media, con un número significativo de parques medido de forma deficiente. Las campañas largas (> 2 años) son minoría. No existen observatorios de referencia. La evaluación a largo plazo Hay una incertidumbre implícita en el cálculo del recurso a largo plazo. Se puede reducir aumentando la duración de las campañas. En varia regiones ha habido una sucesión de años flojos. El aerogenerador Conocer las condiciones del viento en el sitio (medidas más complejas). Disponer de las características del aerogenerador para esas condiciones (curvas site specific). En general, habrá que suponer que si las condiciones ambientales se desvían de las de diseño, el rendimiento será menor.

4 1,60 INDICE EÓLICO IBÉRICO 1,60 1,40 1,40 1,40 1,20 1,20 1,20 1,00 1,00 1,00 0,80 0,80 0,80 0,60 0,60 0,60 0,40 0,40 0,40 0,20 0,20 0, A Coruña Albacete Burgos 2 1,80 1,8 1,60 1,6 1,40 1,4 1,20 1,2 1,00 1 0,80 0,8 0,60 0,6 0,4 0,40 0,2 0, Jerez de la Frontera Zaragoza Fuente: AEMET, elaboración AEE 4

5 PUNTO DE PARTIDA No hay parques nuevos, por lo tanto y de cara al futuro, los propietarios de los parques necesitan mejorar la gestión de los activos existentes. No es fácil, algunos factores de los que depende: - Optimizar el uso del recurso, en general los parques producen un X% menos de lo inicialmente previsto. - Costes y alcance de los servicios de mantenimiento: fuerte competencia en precio pero no el mismo alcance. Fuerte caída de la producción de aerogeneradores, concentración de los OEMs en el mantenimiento.

6 PUNTO DE PARTIDA No hay parques nuevos, por lo tanto y de cara al futuro, los propietarios de los parques necesitan mejorar la gestión de los activos existentes. No es fácil, algunos factores de los que depende: - Optimizar el uso del recurso, en general los parques producen un X% menos de lo inicialmente previsto. - Costes y alcance de los servicios de mantenimiento: fuerte competencia en precio pero no el mismo alcance. Fuerte caída de la producción de aerogeneradores, concentración de los OEMs en el mantenimiento. - Disponibilidad, ligada a los factores anteriores. Forma de medirla, mejor disponibilidad energética, evitar riesgos de derating

7 1- COSTES DE MANTENIMIENTO. INDICADORES BLOOMBERG.

8 BLOOMBERG NEW ENERGY FINANCE WIND O&M PRICE INDEX Fuente: link Metodología: Elaboración del índice en base a datos recogidos de forma confidencial: análisis de contratos de mantenimiento entre key players del mercado a nivel mundial: 38 empresas: promotores y OEMs no hay ISPs. 104 contratos de O&M 5,3 GW. 24 mercados diferentes (especialmente Europa y Américas). Contratos de O&M Full Service Onshore incluyendo: Trabajos de mantenimiento planificado y no planificado. Recambios de grandes componentes (pala, multiplicadora y generador). Garantías de disponibilidad. Actualización cada 6 meses

9 BLOOMBERG NEW ENERGY FINANCE WIND O&M PRICE INDEX Resultados y conclusiones (1/2): Caída de 38% de los costes de O&M de /MW en 2008 a /MW en 2012* debido a: Incremento de la oferta con la reorientación de los OEMs hacia el mantenimiento. Optimización de los servicios de mantenimiento. *Para un parque de 2100 horas: entre 9,14 /MWh y 14,71 /MWh. Duración media de los contratos se incrementa de 4,5 años en 2008 a 6,9 años en 2012: los OEMs buscan contratos a más largo plazo. La garantía de disponibilidad media es del 96,9%. El uso de la disponibilidad energética es cada vez más común.

10 CIFRAS DEL MERCADO EEUU (LAWRENCE BERKELEY LAB): EN 2007: COSTES DE EXPLOTACIÓN DE 11 $/MWh Tendencia a la baja aunque dispersión alta. 10

11 Fuente: CNE CIFRAS DEL MERCADO ESPAÑOL (CNE): PARA EL PERIODO : COSTES DE EXPLOTACIÓN DE 17,36 /MWh! Coste de Explotación: no solo O&M 11

12 BLOOMBERG NEW ENERGY FINANCE WIND O&M PRICE INDEX Resultados y conclusiones (2/2): Los mercados de UK y Europa del este son los que presentan los precios para el mantenimiento los más caros: Tienen mayores costes de mano de obra. La cadena industrial de apoyo no está lo suficientemente desarrollada. Los precios más bajos se encuentran en EEUU. Homogeneidad de precios entre los OEMs a la excepción de ENERCON, un más barato. Visión de futuro de todos los participantes: estabilización de los precios hasta al menos finales de ENERCON, VESTAS y SIEMENS valorados como los mejores mantenedores en cuanto a rapidez y calidad de servicio.

13 2- ELABORACIÓN DE INDICADORES AEE CONFIDENCIALES SOBRE PRECIOS Y ALCANCES

14 EXPERIENCIA DE AEE PARA LLEVAR A CABO ESTE TIPO DE ESTUDIOS Ejemplo 1: Ejercicio de predicción, año 2006

15 EXPERIENCIA DE AEE PARA LLEVAR A CABO ESTE TIPO DE ESTUDIOS Ejemplo 2: PROYECTO BADEX (en curso) 15

16 EXPERIENCIA DE AEE PARA LLEVAR A CABO ESTE TIPO DE ESTUDIOS AEE ya cuenta con varias experiencias en el desarrollo de proyectos de analisis sectoriales. Fomentar el intercambio de información entre sus miembros es una labor intrínseca a toda asociación. Para ello, AEE dispone de herramientas como contratos de confidencialidad para el manejo de información confidencial.

17 3- COMPARATIVA ENTRE LAS DIFERENTES MODALIDADES Y LAS DIFERENTES VISIONES: OEM, ISP Y PROMOTOR.

18 Pros/Cons Impactos Características DIFERENTES TIPOS DE CONTRATOS DE MANTENIMIENTO Por parque Por MW Por MWh El precio depende del coste de mano de obra y del material utilizado. Precio fijo por MW. Normalmente incluye una garantía de disponibilidad. El beneficio para el mantenedor depende de la producción del parque eólico. Necesita un mantenimiento full-service para controlar todos los parámetros de la gestión y los riesgos. Costes más altos pero presencia física Reducción de costes con una gestión más Reducción de costes por sinergias y por economías de escala (carteras grandes). continua de personal en el parque eólico. eficiente de los recursos. Más posibilidades de compartir riesgos entre propietario y mantenedor. Menor implicación del mantenedor Coste fijo Mayor implicación del mantenedor Depende del viento

19 Mantº Preventivo 1 Costes del mantenimiento full service: tres visiones 100% 80% 60% 40% 23% MANO DE OBRA 0% VISIÓN PROMOTOR VISIÓN ISP VISIÓN OEM 19 Fuente: AEE

20 Mantº Preventivo 1 Costes del mantenimiento full service: tres visiones 100% 80% 60% 40% 1% 2% 1% MEDIOS AJENOS 23% MANO DE OBRA 0% VISIÓN PROMOTOR VISIÓN ISP VISIÓN OEM 20 Fuente: AEE

21 Mantº Preventivo 1 Costes del mantenimiento full service: tres visiones Cálculo en base a un coste total de /MW (Estudio Bloomberg) y P.E. de 2011 horas. 100% 80% 60% 40% 8832 /MW 4,21 /MWh* 8640 /MW 4,11 /MWh* 7488 /MW 3,57 /MWh* 25% 18% CONSUMIBLES 1% 2% 1% MEDIOS AJENOS 23% MANO DE OBRA 0% VISIÓN PROMOTOR VISIÓN ISP VISIÓN OEM 21 Fuente: AEE

22 Mantº Preventivo Mantº Correctivo 1 Costes del mantenimiento full service: tres visiones 100% 80% 60% 35% 28% REPUESTOS 40% 25% 18% CONSUMIBLES 1% 2% 1% MEDIOS AJENOS 23% MANO DE OBRA 0% VISIÓN PROMOTOR VISIÓN ISP VISIÓN OEM 22 Fuente: AEE

23 Mantº Preventivo Mantº Correctivo 1 Costes del mantenimiento full service: tres visiones 100% 80% 8% 10% 12% MANO DE OBRA 60% 35% 28% REPUESTOS 40% 25% 18% CONSUMIBLES 1% 2% 1% MEDIOS AJENOS 23% MANO DE OBRA 0% VISIÓN PROMOTOR VISIÓN ISP VISIÓN OEM 23 Fuente: AEE

24 Mantº Preventivo Mantº Correctivo 1 Costes del mantenimiento full service: tres visiones Cálculo en base a un coste total de /MW (Estudio Bloomberg) y P.E. de 2011 horas. 100% 80% 6528 /MW 3,11 /MWh* 4% 10% 9024 /MW 4,30 /MWh* 4% 8% 8448 /MW 4,02 /MWh* 4% 12% MEDIOS AJENOS MANO DE OBRA 60% 35% 28% REPUESTOS 40% 25% 18% CONSUMIBLES 1% 2% 1% MEDIOS AJENOS 23% MANO DE OBRA 0% *PE de 2100 horas VISIÓN PROMOTOR VISIÓN ISP VISIÓN OEM 24 Fuente: AEE

25 Mantº Preventivo Mantº Correctivo Margen 1 Costes del mantenimiento full service: tres visiones Cálculo en base a un coste total de /MW (Estudio Bloomberg) y P.E. de 2011 horas. 100% 3840 /MW 1,83 /MWh* 1536 /MW 0,73 /MWh* 8% 4% 3264 /MW 1,55 /MWh* 17% MARGEN 80% 4% 10% 8% 4% 12% MEDIOS AJENOS MANO DE OBRA 60% 35% LA DISPONIBILIDAD DE REPUESTOS ES CLAVE Y CONDICIONA EL MARGEN 28% REPUESTOS 40% 25% 18% CONSUMIBLES 1% 2% 1% MEDIOS AJENOS 23% MANO DE OBRA 0% *PE de 2100 horas VISIÓN PROMOTOR VISIÓN ISP VISIÓN OEM 25 Fuente: AEE

26 Mantº Preventivo Mantº Correctivo Margen Seguros 1 100% Costes del mantenimiento full service: tres visiones? Papel de los seguros: - Cubrir los riesgos no previstos (correctivos) - Cubrir el lucro cesante 8% 4% 17% MARGEN 80% 4% 10% 8% 4% 12% MEDIOS AJENOS MANO DE OBRA 60% 35% 28% REPUESTOS 40% 25% 18% CONSUMIBLES 1% 2% 1% MEDIOS AJENOS 23% MANO DE OBRA 0% VISIÓN PROMOTOR VISIÓN ISP VISIÓN OEM 26 Fuente: AEE

27 4- DISEÑO DE SOLUCIONES DE O&M POR PARTE DEL CLIENTE. CUMPLIMIENTO DE REQUISITOS FRENTE A NORMATIVAS LEGALES.

28 5- MEDIDAS DE LA DISPONIBILIDAD: TEMPORAL Y ENERGÉTICA.

29 CONCEPTO DE DISPONIBILIDAD TEMPORAL Definición Disponibilidad temporal Tiempo periodo Tiempo Tiempo periodo aero_ indisp Ventajas Calculo sencillo Estándar ampliamente utilizado en el sector Inconvenientes Son frecuentes las estrategias para incrementar la disponibilidad a través de clausulas en los contratos de O&M (por ejemplo: exclusión de periodos del calculo, numero de horas de indisponibilidad por preventivo pactado ). No mide eficazmente la eficacia del mantenimiento: mide la rapidez de actuación pero no tiene en cuenta la calidad del trabajo y si el rendimiento del aerogenerador es el máximo posible.

30 CONCEPTO DE DISPONIBILIDAD ENERGETICA Definición Disponibil idad energética Producción Producible periodo periodo Ventajas Indicador que mide a la vez la rapidez del mantenimiento y su calidad: permite tener en cuenta el rendimiento energético del aerogenerador. Inconvenientes Estimación del producible compleja y que puede ser conflictiva: Anemómetro del mismo aerogenerador: Puede verse afectado por el fallo o estar sin comunicar. Su medición nunca es de alta calidad ya que esta perturbado por estar en la sombra del rotor. Anemómetro de un aerogenerador vecino: no es representativo Anemómetro de la torre de medición del parque: no es representativo. Implementación de otras soluciones (ej.: ROMO): coste adicional

31 6- VISIÓN DE LAS CÍAS. DE SEGUROS.

32 7- RESULTADOS AGREGADOS DE LA BASE DE FALLOS BADEX

33 QUE ES BADEX? BASE DE DATOS DE EXPLOTACIÓN DE PARQUES EÓLICOS 33

34 QUE ES BADEX? BASE DE DATOS DE EXPLOTACIÓN DE PARQUES EÓLICOS 4 OBJETIVOS: Ampliar el conocimiento sobre los fallos que se presentan en las fases de operación y mantenimiento de los parques eólicos. Fomentar el intercambio de información y la colaboración sectorial. Evaluar el sistema de mantenimiento e identificar potenciales cuellos de botella. Disponer de datos generales que permiten a las empresas evaluar la eficiencia de sus sistemas de mantenimiento. 34

35 Días EJEMPLO DE RESULTADOS: MTBF DE LA MUESTRA 700,00 600,00 575,85 500,00 400,00 300,00 200,00 100,00 0,00 1,44 6,03 13,18 15,02 23,05 44,30 50,41 54,34 93,87 111,32 Fuente: BADEX, AEE 35

36 EJEMPLO DE RESULTADOS Tiempos de parada por sistemas: general y por tecnología Frecuencia de parada por sistemas general y por tecnología Tiempos de parada por tipo de alarma: general y por tecnología Frecuencia de parada por tipo de alarma: general y por tecnología 36

37 8- OTROS TEMAS

38 Muchas gracias por su atención Alberto Ceña Director Técnico Asociación Empresarial Eólica AEE, 11/12/2012