Eólica ‘Offshore’: Estado Tecnológico e Perspectivas do Mercado Introdução ao estado tecnológico do desenvolvimento de energia eólica offshore, ao nível global, com destaque em Europa (Mar do Norte e Báltico), onde acontecem os passos principais de implementação actual. Está a ser elaborado um estudo pelo WavEC (Wave Energy Centre – Centro deEnergia das Ondas) para a edp inovação, abordando os aspectos técnicos e de mercado.

Conteudo Contexto e Historial Estado de desenvolvimento tecnológico 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 O conteudo desta apresentação corresponde, em termos gerais, aos capítulos principais do estudo que está a ser elaborado. Case study: home market Considerações globais para eólica offshore em Portugal

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 Este slide pretende realçar as razões pelas quais a edp “se deve” interessar para a eólica offshore: Existe por um lado a forte necessidade de aumentar a cota de ER no pais, por outro lado também é fundamental para a imagem da impresa de estar envolvido em Energias verdes. A Energia eólica tem um passado recente ‘arrasador’, que no início (anos 80) nenhum perito era capaz de prever. Em previsões energéticas recentes, a eólica tem cada vez mais um papel fundamental, e muitas das metas de ER impostas pelo protocolo Kyoto ou outros acordos, dependerão em grande parte da possibilidade de implementar energia eólica com a brevidade necessária. A energia eólica ‘offshore’ está no momento de pleno arranque; impulsos fortes nos mercados do Reino Unido (UK) e Alemanha (D) surgiram em 2006/2007, após instalação e comprovação dos primeiros parques eólicos offshore em Dinamarca (Dk). Taxas de crescimento nalguns paises previstas para os próximos anos sugerem a expressão “explosão de mercado”. Quer pelo facto de alguns paises se terem comprometido com metas concretas e licenças de vários GW já foram concedidas, quer pelo facto de se tratar de uma indústria inovadora e forte, tudo indica que o crescimento previsto acontecerá. Em Portugal, a energia eólica offshore tem sido marginalizada, principalmente pela proximidade da costa de águas profundas (impacto visual), e pelo foco na implementação onshore. Além disso o potencial em águas profundas escapou aos peritos nacionais até há data, provávelmente devido à falta de soluções técnicas de fundações/plataformas com suficiente credibilidade técnica e económica. Desde 2007 pode-se dizer que começam a existir soluções credíveis com horizonte de comercialização de 5-10 anos. Embora os melhores locais para eólica offshore em Europa já tenham sido objecto de projectos passados, actuais e no futuro próximo, sobretudo nos projectos a desenvolver pode ainda existir potencial relevante para participar no investimento. Tipicamente, os projectos a partir de alguma dimensão (100MW), envolvem mais de um promotor grande. Em termos da possibilidade de participação no desenvolvimento tecnológico, somente alguns conceitos de ‘fundações’ flutuantes oferecem uma boa perspectiva, e eventualmente algumas manufacturas de turbinas. Investimentos frequentemente partilhados Volume de investimento de várias centenas M€; partilha de risco

Tendência semelhante com ~ 15 anos de atraso? 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? Este slide pretende fundamentar a nossa opinião que o mercado eólico offshore está no meio da ignição em escala maciça. Uma curva de crescimento com características semelhantes aconteceu há cerca de 15 anos na eólica onshore, onde existem entraves tipicamente mais complexos para a implementação. Eólica onshore em Europa Previsões para crescimento dramático até 2020 (sobretudo UK, D, ES)

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 As turbinas offshore actualmente consideradas state-of-the-art são da gama de 5MW e no período da confirmação. Podem se revelar mais vantajosas as turbinas da classe de 2MW, por razões de menor peso (optimização da fundação e da instalação), pelo que ainda não se deve dizer que o”standard” do futuro será 5MW ou mais. Também existem desenvolvimentos de turbinas entre 5 e 7 ou até mais de 10MW, no entanto ainda não no estado avançado. Tudo indica que turbinas com características que foram consideradas inadequadas para implementação onshore, voltam a ganhar peso: as turbinas de 2 pás (mais velocidade de rotação, mais ruído, menos peso, maiores factores de carga), e as turbinas ‘downwind’ (mais turbulência, mas orientando-se automaticamente com o vento; controlo mais simples e robusto). É de esperar que alguns desenvolvimentos futuros com estas características tomem um papel relevante, sobretudo na área de ‘fundações’ flutuantes. ‘Designs’ descartados para turbinas onshore ganham peso Turbinas com 2 pás (menos peso, factor carga maior  preço) Turbinas ‘downwind’ podem ser alternativa

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

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

Estado de Arte - Fundações 1/3 Desenvolvimento mainstream: água pouco profunda (30m)  monopile Alternativas (tripé, treliça): viável até ~50m; futuro: bases flutuantes (?) 40...80m ? Fonte: Relatatório da NREL (EUA). Enquanto aquí são considerados 80m de profundidade ainda como profundidade transitória, nós julgamos (seguindo características de ondulação e de limites de engenharia, e termos gerais em energia das ondas) águas com > 50m como águas profundas. De facto, o limite de viabilidade económica de estruturas fixas (treliças neste caso) será na ordem de grandeza dos 50m de profundidade, eventualmente até aos 60m (conversas com os próprios promotores). Estruturas flutuantes poderão ser uma alternativa a partir dos 40m. ‘típico’ ‘existe’

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 Detalhes realçando os comentários no slide anterior. 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

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 As estruturas flutuantes apresentam geralmente duas filosofias diferentes: (i) Sparbuoy e (ii) TLP (Tension-leg-platform TLP). (i) Um Sparbuoy consiste de um prolongamento ‘pesado’ da própria torre que acaba de dar estabilidade flutuante, e tipicamente é ligada ao fundo com amarrações flexíveis (slack/catenary mooring). (ii) TLPs são utilizados com êxito na indústria petrolífera e consistem de uma plataforma flutuante (impulsão positiva) com pouca área de exposição e dimensões suficientes para compensar ondulação. A plataforma é presa ao fundo do mar com vários cabos sobre tensão, acabando por aumentar significativamente a estabilidade hidrodinâmica da plataforma. Hywind

WindFloat As estruturas flutuantes apresentam geralmente duas filosofias diferentes: (i) Sparbuoy e (ii) TLP (Tension-leg-platform TLP). (i) Um Sparbuoy consiste de um prolongamento ‘pesado’ da própria torre que acaba de dar estabilidade flutuante, e tipicamente é ligada ao fundo com amarrações flexíveis (slack/catenary mooring). (ii) TLPs são utilizados com êxito na indústria petrolífera e consistem de uma plataforma flutuante (impulsão positiva) com pouca área de exposição e dimensões suficientes para compensar ondulação. A plataforma é presa ao fundo do mar com vários cabos sobre tensão, acabando por aumentar significativamente a estabilidade hidrodinâmica da plataforma. Hywind

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) Comentário do Mike Prowse (A2Sea, DK) na eow2007 sobre o grau de sistematização de instalação de parques eólicos offshore. Desde 2000 A2Sea instalou mais de 300 turbinas eólicas offshore (ca.70% do mercado total) e tem 3 barcassas de instalação. Lideram o mercado de intervenções com gruas com ~75-80% cota do mercado. Dizem que mais 3 barcassas serão necessárias até 2010, 6 até 2011 até 9 em 2012, significando que eólica offshore começa a ser um “mercado real”. Manutenção ainda factor relevante (fiabilidade) Opção de acesso por helicóptero e/ou embarcações com acesso especial

Alpha Ventus Farm (Germany)

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 Fonte: Relatório da Greenpeace (2005), enviado pelo Eng. Pedro Valverde. HVDC  Alta tensão em corrente contínua; HVAC  Alta tensão em corrente alterna. Os mais modernos “insulated-gate bipolar transistors (IGBTs)” têm a vantagem de poder transmitir potência reactiva, pelo que o arranque das turbinas e a alimentação dos periféricos poderá ser feito a partir da ligação HVDC, tanto como no caso de HVAC. Ligações HVAC geramlmente encarecem rápidamente com a distância,tanto como as perdas eléctricas nesta solução.

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 O recurso da eólica offshore é geralmente bom nas costas do hemisferio norte. Locais da primeira escolha são Europa de Norte (Reino Unido, Irlanda, Noruega, Dinamarca,...) e America do Norte (EUA, Canada).  Europa do Norte excelente, Europa do Sul bom recurso

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 Este slide pretende dar uma vista geral aos “hot-spots” de implementação eólica offshore, quer no passado e na actualidade, quer no futuro próximo.

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 Neste slide são resumidos os Key Markets da eólica offshore no futuro próximo (até 2012/2015). Pretende dar uma impressão da ordem da grandeza da indústria ascendente e da seriedade da vontade política para a implementação. SUPERGRID: Propostas de interligação das redes eléctricas offshore

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’ Um resumo de projectos que se destacam quer pelo seu grau de inovação, quer pela sua importância para o crescimento futuro, quer ainda pela imagem e outras componentes que possam servir como exemplo. Alpha Ventus Rest Field (Borkum West, Alemanha, 2008) 2* 6 turbinas 5MW (RePower, Multibrid), d=40m Comparação de turbinas, monitorização técnica exaustiva (FINO 1)

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 Factores de viabilidade são muito difíceis de basear em experiências/números existentes, uma vez que a indústria segue uma política de informação mínima. É quase impossível obter estimativas de custos pelos actores de mercados actuais, tanto como factores de carga ou estratégias de implementação. O mercado está em grande movimento e o interesse dos actores em se revelar parece muito baixo. OS valore aqui apresentados são uma vaga estimativa, baseada nos números publicados em vários lugares. São representativos para a informação disponível, no entanto não pode ser garantido que tem um grau de realismo muito grande. O gráfico é uma sugestão já algo antiga, que tem sido parcialmente confirmada em outras fontes, mas também parcialmente se encontram valores divergentes. Maiores margens de melhoria: instalação, fiabilidade/ manutenção, fundações (derived from NREL cost model and CA-OWEE report 2001 )

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 Gordon Edge (BWEA) estimou na conferência de Berlim que daqui em 9 anos se espera o “pico” de instalações de parques eólicos offshore na Europa, mencionando o tempo alargado desde o primeiro passo de um projecto à instalação (6 a 14 anos). Listou os ‘passos’ do licenciamento no Reino Unido da seguinte maneira: SEA&AA (Strategic environmental assessment & Appropriate Assessment) – 12-24m; Site Award - 3-6m; Scoping & Assessment – 18-48m; Submission & Assessment 6-18m; Consent Award – 12-36m; Consent Compliance 12-36m; Project built – 12-36m. De modo geral, esperam-se janelas temporais semelhantes em outros paises, com tendências de diminuir com o progresso da indústria e a disponibilidade de dados ambientais relevantes. Passos de licenciamento em Espanha semelhantes a UK Devido às metas políticas, em geral há confiança nos processos futuros

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 Breve resumo dos factores mais frequentemente mencionados no âmbito da AIA. Aceitação pública terá papel fundamental Iniciativas populares/moções podem significar obstáculos fortes Existem estudos concretos de ‘externalidades’  usar argumentos

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,... As potências por promotor são indicativas e NÃO EXCLUSIVAS, significa que não são necessáriamente donos principais/sozinhos desta potência instalada, mas sim têm uma participação significativa, permitindo acesso aos dados/receitas relevantes. Por exemplo, os 126MW da Nuon baseiam-se nos mesmos 108MW (Egmond an Zee) como os 108MW da Shell, Horn’s Rev (Dk) involve Vattenfall e Dong, etc.

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 Apesar de apresentar poucos locais em que numa distância de costa adequada (10-20km) existem águas com menos de 50m de profundidade, Portugal tem um potencial eólico offshore elevado. O mercado poderia arrancar nas seguintes circunstâncias: (i) O impacto visual perto da costa deixa de ser considerado um entrave essential (pouco provável), (ii) as soluções de turbinas flutuantes ganham credibilidade e viabilidade em pouco tempo (5-10 anos), (iii) é adaptada uma legislação para a implementaçãoe grande escala, possivelmente em sincronismo com a energia das ondas. Grande potencial para parques flutuantes

Concept under development in Portugal - WindFloat

? 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...) ? A entrada no mercado existente poderia fazer sentido sobretudo no âmbito de ganhar experiência e conhecimentos sobre os actores relevantes, com fim de mais tarde ter a capacidade de entrar em mercados ascendentes e ainda menos combatidos (inclusivamente o home market Portugal?) ‘Fundações’ flutuantes solução promissora em ‘breve’