Caracterizar correctamente los costes de O&M para parques eólicos es una tarea muy compleja. La variabilidad de las condiciones de parque y tecnología, sumada, a una continua necesidad de reducir el LCOE (coste nivelado de la energía), ha llevado a que la industria sea mucho más exigente en la precisión de las predicciones de OPEX para toda la vida del parque.
El costo de operación y mantenimiento de un parque eólico supone entre un 50% y un 70% del OPEX y se compone principalmente de las partidas destinadas al mantenimiento preventivo (o programado, o planificado) y el correctivo (no programado o no planificado). El mantenimiento programado está generalmente bien acotado de acuerdo a las especificaciones de cada modelo de aerogenerador. Por el contrario, y aunque el correctivo ha de estar bien limitado por la garantía de disponibilidad en un contrato “full” de O&M, hay una gran incertidumbre en que estos costes se puedan mantener bajo control cuando las máquinas van consumiendo vida y los contratos han de renegociarse. Como consecuencia, está aumentando la percepción de riesgo tecnológico del proyecto en la fase de financiación.
Por otro lado, la voraz competencia actual resultante de unas condiciones retributivas cada vez más ajustadas está empujando a que salgan nuevas turbinas al mercado, sin incluso completar todo el proceso que requiere un certificado tipo; algunas solo disponen de un certificado de diseño en el momento de su primera implantación “in situ”. Las propuestas cada vez son más variadas: un nuevo tipo de turbina sin prototipo testeado, una turbina con componentes de un nuevo proveedor o una turbina con un nuevo algoritmo de control… y no en todos los casos se presenta con robustez una base de análisis del impacto de los cambios.
Para poder tener un control sobre los costes de operación y mantenimientos potencialmente impredecibles y las incertidumbres asociadas, los inversores, propietarios y/o mantenedores han de generar predicciones detalladas de las incertidumbres asociadas. Todo análisis en esta dirección, debe de tener en cuenta la combinación de la información disponible específica del parque eólico, la información específica de la turbina y la información estadística de una amplia base de datos histórica de instalaciones similares.
Es importante generar un enfoque estadístico sólido, con distribuciones que definan bien las tasas de fallo de los principales componentes. Las tasas de fallo en componentes estructurales (palas, ejes, bastidor, torre, cimentación, etc), se consiguen modelizar a través de análisis de fatiga mediante simulaciones de cargas adaptadas a las condiciones de parque. Es importante que la incertidumbre de dichas condiciones de parque (fundamentalmente velocidad de viento, turbulencia, etc.) así como las de los modelos de simulación y los materiales, sea lo más baja posible. Por otro lado en los componentes mecánicos principales (pitch, rodamientos, multiplicadora, etc) los daños a fatiga se combinan con otros daños asociados típicamente a la fricción (desgastes) y la correcta alineación de componentes (crítica para mitigar la presencia de cargas descompensadas). Por último, la parte eléctrica y electrónica también requiere de un análisis de fallas específico centrado en la resiliencia de los componentes a las condiciones ambientales.
A modo de resumen, los puntos más importantes a tener en cuenta serian:
• Uso de datos reales de histórico de fallos, incluyendo los propios del parque concreto a analizar. Uso de bases de datos fiables.
• El análisis debe ser específico del sitio. No hay dos parques eólicos iguales. Factores como la turbulencia, la complejidad del terreno, el riesgo de formación de hielo o rayos y la idoneidad de la turbina para el sitio, todos juegan un papel importante en las predicciones de costos de O&M.
• La logística también es importante. Si un parque está ubicado muy lejos de otros parques eólicos, el tiempo de espera para un eventual uso de grúas puede ser muy largo y los costos de movilización de una grúa pueden ser elevados.
• Muy importante tener en cuenta, el conocimiento y formación de los propios operarios/mantenedores de los parques. Los involucrados en el día a día del parque, tienen la realidad cercana de qué turbinas son problemáticas, incluso sin tener la experiencia necesaria para diagnosticar el problema.
• Visibilidad de la vida estimada por máquina dependiendo de las condiciones de viento específicas que permita proyectar las tasas de fallo de forma sólida con una incertidumbre bien caracterizada.
Con todo lo expuesto anteriormente, podemos concluir que hacer una correcta previsión de los costos de operación y mantenimiento, es claramente un parte indispensable para asegurarse el cumplir los objetivos financieros a largo plazo de un proyecto.
Santiago.lopez@ul.com
