Energías Renovables | Renewable Energies FuturEnergy | Septiembre September 2016 www.futurenergyweb.es 18 Eólica marina El potencial de reducción de costes totales de instalación para la eólica marina se encuentra en torno al 15% para 2025, con la mayor parte procedente de menores costes de instalación. Esto será desbloqueado por aerogeneradores más grandes, procesos más eficientes, el aumento del pre-montaje y puesta en servicio de componentes en tierra, y la instalación más rápida de las cimentaciones. La eólica marina está en su infancia en comparación con la eólica terrestre, con una capacidad total instalada que alcanzó los 12 GW a finales de 2015. Entre 2000 y 2015, el LCOE de la eólica marina aumentó porque aumentaron los costes de capital. Esto se debió a que los proyectos se desplazaron más lejos de la costa y de los puertos, hacia aguas más profundas. El aumento fue atenuado por los aerogeneradores más grandes, áreas barridas más grandes y el enfoque en emplazamientos con mejores recursos eólicos, dando lugar a un aumento de los factores de capacidad. Los costes de instalación parecen haber alcanzado su punto máximo, y existen oportunidades adicionales para reducirlos en toda la cadena de valor del parque eólico marino para 2025. La mayor oportunidad radica en el proceso de construcción e instalación, lo que podría aportar más del 60% del potencial total de reducción. También contribuye la reducción de costes incrementales de rotores y góndolas, así como de las torres. Hay una compensación económica entre los grandes aerogeneradores de más de 6 MW, que dan lugar a mayores factores capacidad, pero reducen algunos de los beneficios de costes de la innovación tecnológica en palas (los aerogeneradores más grandes requieren palas más largas), estructuras de apoyo y torres. Sin embargo, los beneficios netos de este enfoque son importantes para el LCOE general del proyecto. En 2025, el LCOE de los parques eólicos marinos podría caer un 35%, como resultado del despliegue de la próxima generación de grandes aerogeneradores marinos avanzados. Los futuros parques eólicos tendrán mayores factores de capacidad, al tiempo que se desarrollan en una industria más grande y mejor entendida por los financieros. Los descensos del LCOE también se verán impulsadas por los costes reducidos de instalación y construcción, y por prácticas más eficientes de desarrollo de proyectos. Un enfoque continuo en conseguir la reducción de costes a través de la optimización del diseño del parque eólico y los componentes, así como las oportunidades para reducir los costes de operación y mantenimiento, podrían desbloquear futuras reducciones medias del LCOE de alrededor del 35% para 2025. Dada la incertidumbre en torno a los diversos factores que contribuyen a la reducción de costes de instalación, al aumento del factor de capacidad y las mejoras de operación y mantenimiento, se estima un intervalo entre el 32% y el 42% para proyectos individuales equivalentes. El componente más importante de la reducción del LCOE vendrá de un coste medio ponderado reducido del capital. Esto ocurrirá a medida que surja un mayor número de promotores con más experiencia en los mercados locales y regionales cada vez más maduros. También habrá una apreciación más amplia, por parte de un grupo más amplio de instituciones financieras, de los riesgos reales que plantean los proyectos de eólica marina. La siguiente mayor fuente de reducción del LCOE vendrá de acontecimientos en torno al aerogenerador, especialmente el paso de grandes aerogeneradores de 6 MW a aerogeneradores muy grandes (más de 8 MW). También vendrá de mejoras en las palas y el tren de potencia. Estos desarrollos conducirán a aumentos de los factores de capacidad, menor tiempo de inactividad y menores costes de operación y mantenimiento. of the anticipated decline in installation costs. Improvements in capacity factors would account for just under half of this potential, despite the fact that in some more mature markets, wind farms have already accessed most of the best sites. Installation cost reductions comprise around 34% of the reduction and reduced O&M costs the remainder. Offshore wind power The total installation cost reduction potential for offshore wind is in the region of 15% by 2025, with most of the potential coming from lower installation costs. This will be unlocked by larger turbines, more efficient processes, increased on-land pre-assembly and commissioning of components and quicker foundations installation. Offshore wind is in its infancy compared to onshore wind power, with a total installed capacity that reached 12 GW at the end of 2015. Between 2000 and 2015, the LCOE of offshore wind rose as capital costs increased. This was because projects moved further offshore and away from ports into deeper waters. The increase was mitigated by larger turbines, larger swept areas and the focus on sites with better wind resources yielding increased capacity factors. Installation costs appear to have peaked and there are incremental opportunities to reduce them across the entire offshore wind farm value chain by 2025. The largest opportunity lies in the construction and installation process, which could account for over 60% of the total reduction potential. Also making a contribution are incremental cost reductions for turbine rotors and nacelles, as well as towers. There is an economic trade-off between the large 6 MW+ turbines that will yield higher capacity factors as they erode some of the technology innovation cost benefits in blades (larger turbines require longer blades), support structures and towers. However, the net benefits from this approach are significant for the overall LCOE of the project. By 2025, the LCOE of offshore wind farms could fall by 35% as a result of the deployment of the next generation of advanced, large offshore wind turbines. Future wind farms will have higher capacity factors, while being developed in a larger industry that is better understood by financiers. LCOE declines will also be driven by the reduced costs for installation and construction, as well as frommore efficient project development practices. A continued focus on achieving cost reductions through optimising wind farm design and components, as well as opportunities to reduce O&M costs, could unlock average future LCOE reductions of around 35% by 2025. Given uncertainty around the various factors contributing to installation cost reductions, capacity factor increases and O&M improvements, the range is estimated to be between 32% and 42% for equivalent individual projects. The largest component of the reduction in the LCOE will come from a reducedWACC. This will occur as a larger pool of experienced developers emerges with greater experience in increasingly mature local and regional markets. There will also be a wider appreciation by a larger group of financial institutions of the actual risks posed by offshore wind projects. The next largest source of LCOE reduction will come from developments around the turbine, especially the shift from large 6 MW turbines to very large (8 MW+) turbines. It will also come from blade and drive train improvements. These developments will lead to increased capacity factors, lower downtime and lower O&M costs.
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