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La energía eólica
Publicaciones de la Fundación Gas Natural Fenosa Guías técnicas de energía y medio ambiente:
La energía eólica
1 Depuración de los gases de combustión en la industria cerámica 2 Generación eléctrica distribuida 3 La degradación y desertificación de los suelos en España 4 El uso del gas natural en el transporte: fiscalidad y medio ambiente 5 La protección jurídica de los espacios naturales 6 Los jóvenes españoles ante la energía y el medio ambiente. Buena voluntad y frágiles premisas 7 La fiscalidad ambiental de la energía 8 Las energías renovables en España. Diagnóstico y perspectivas 9 Guía de la eficiencia energética en edificios para Administradores de Fincas 10 Las tecnologías de la información y las comunicaciones y el medio ambiente 11 El papel de los bosques españoles en la mitigación del cambio climático 12 Recuperación energética ecoeficiente de residuos. Potencial en España 13 El consumo de energía y el medio ambiente en la vivienda en España. Análisis de ciclo de vida (ACV) 14 El periodismo ambiental. Análisis de un cambio cultural en España 15 La electricidad solar térmica, tan lejos, tan cerca 16 Redes energéticas y ordenación del territorio 17 Empresa, tecnología y medio ambiente. La aplicación de la norma IPPC en la Comunidad Valenciana 18 La contribución del gas natural a la reducción de las emisiones a la atmósfera en España 19 El CO2 como recurso. De la captura a los usos industriales 20 Casos prácticos de eficiencia energética en España 21 La energía de los vegetales. Contribución de las plantas y los microorganismos a la producción de energía 22 Las redes eléctricas inteligentes 23 La eficiencia energética en el alumbrado 24 La energía eólica
Cuadernos de energía y medio ambiente: 1 2 3 4 5 6 7
Señalización de sendas en el Parque Regional de Picos de Europa Cambio de clima en el sector de la energía: una nueva ola de oportunidades de inversión respetuosa con el medio ambiente Guía de la eficiencia energética en la vivienda de Navarra Calidad del aire urbano, salud y tráfico rodado La energía solar térmica y el gas natural en la Comunidad de Madrid Mejora de la calidad del aire por cambio de combustible a gas natural en automoción. Aplicación a Madrid y Barcelona Conciencia ambiental y ahorro energético. Estudio con escolares de la Comunidad de Madrid
Biblioteca de historia del gas: 1 2 3 4 5 6
Una historia del gas en Alicante La industria del gas en Córdoba (1870-2007) La industria del gas en Galicia: del alumbrado por gas al siglo XXI, 1850-2005 La familia Gil. Empresarios catalanes en la Europa del siglo XIX La Real Fábrica de Gas de Madrid La tecnología del gas a través de su historia
Museo del gas: 1 Juli Batllevell, un gaudinià oblidat
Félix Avia (CENER)
www.fundaciongasnaturalfenosa.org
Desde 1980 viene desarrollando actividades de investigación en el campo del desarrollo de la Energía Eólica.
En Marzo de 2006 se incorporó al Centro Nacional de Energías Renovables (CENER) en donde actualmente es responsable de la línea de investigación sobre Plantas Eólicas Marinas. En 1997 fue nombrado vicepresidente de la Agencia Internacional de la Energía en Investigación y Desarrollo de la Energía Eólica (IEA Wind), cargo que ocupó hasta diciembre de 2000. Actualmente es agente operador de la tarea 11 de la IEA Wind. En 2009 fue nombrado presidente de la Academia Europea de Energía Eólica (EAWE), cargo que ocupó hasta 2010.
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1 Condiciones de entrada de productos argentinos a la Unión Europea Una referencia especial a las consecuencias medioambientales y de sostenibilidad 2 Foreste e ciclo del carbonio in Italia: come mitigare il cambiamento climatico
(Santa Cruz de la Zarza-Toledo 1953) es Ingeniero Superior Aeronáutico en la especialidad de “Motores Misiles y Motopropulsores” por la Escuela Técnica Superior de Ingenieros Aeronáuticos de la Universidad Politécnica de Madrid (1980).
Fue socio fundador de la empresa GEDEON S. Coop., empresa dedicada a la investigación desarrollo y realización de instalaciones eólicas, en la que trabajó desde Noviembre de 1982 hasta Septiembre de 1985, fecha en la que se incorporó a la División de Energías Renovables del Centro de Investigaciones Energéticas Medioambientales y Tecnológicas (CIEMAT), con el objetivo de crear la División de Energía Eólica, de la que fue director desde su creación hasta 1990.
Energía y medio ambiente
Internacional:
Félix Avia Aranda
En 2010 recibió el premio anual de la Asociación Empresarial Eólica (AEE) por su larga trayectoria dedicada al sector eólico, primero como tecnólogo pionero y posteriormente por su tarea en diversos organismos, siempre relacionados con la energía eólica, y por su proyección internacional reconocida recientemente al asumir la presidencia de la Academia Europea de Energía Eólica. Ha participado en numerosos proyectos nacionales e internacionales de desarrollo de la tecnología eólica, cubriendo diferentes áreas tecnológicas. En particular fue el director técnico del proyecto “Diseño, construcción y ensayo del prototipo AWEC-60, de 1200 kW” que financiado a través de la DG XII de la Unión Europea, y en colaboración con Asinel, Unión Fenosa y MAN Technologie (Alemania) era el mayor aerogenerador desarrollado e instalado en España. Ha cubierto diferentes áreas tanto en el diseño (grandes y pequeños aerogeneradores), fabricación (desarrollo de palas) y ensayos, donde ha sido responsable de varios proyectos desde el desarrollo y construcción de infraestructuras de ensayos, hasta la realización de ensayos de parques eólicos, aerogeneradores y componentes de aerogeneradores. Ha participado como profesor en más de setenta cursos en relación con la divulgación de la tecnología eólica, impacto medioambiental y energías renovables.
Guías técnicas de energía y medio ambiente 24. La energía eólica
Coordinador Félix Avia Aranda Con la colaboración de:
Ignacio Martí Pérez, Director Técnico Adjunto. Coordinador de I+D del Cener. Yolanda Loureiro Rodríguez, Área “Evaluación y Predicción del Recurso Eólico” del Cener. Elena Cantero Nouqueret, Área “Evaluación y Predicción del Recurso Eólico” del Cener. Raquel Garde Aranguren, Área de Integración en Red de Energías Renovables del Cener.
Vicente Mena Gutiérrez, Director de la unidad de Promoción Eólica de Gas Natural Fenosa Renovables. Consolación Alonso Alonso, Responsable de la Unidad de Renovables de Gas Natural Fenosa Engineering. Francisco Javier Alonso Martínez, Subdirector de Innovación y Soporte Tecnológico de Gas Natural Fenosa. Carlos Gutiérrez Sánchez del Río, Técnico del Área de Análisis de Recurso y Gestión Técnica de Proyectos, Departamento Operaciones de Gas Natural Fenosa Renovables. Segundo Alfonso Fernández, Responsable del Área de Análisis de Recurso y Gestión Técnica de Proyectos, Departamento de Operaciones de Gas Natural Fenosa Renovables. Javier de Los Rios Martín de Argenta, Responsable de Explotación Eólica y Minihidráulica de Gas Natural Fenosa Renovables.
Reservados todos los derechos. Está prohibido, bajo las sanciones penales y el resarcimiento civil previstos en las leyes, reproducir, registrar o transmitir esta publicación, íntegra o parcialmente, por cualquier sistema de recuperación y por cualquier medio, sea mecánico, electrónico, magnético, eletroóptico, por fotocopia o por cualquier otro, sin la autorización por escrito de la Fundación Gas Natural Fenosa.
Edita
Fundación Gas Natural Fenosa Plaça del Gas, 8 08201 Sabadell (Barcelona) Teléfono: 93 402 59 00 Fax: 93 745 03 20 www.fundaciongasnaturalfenosa.org 1ª. edición, 2012 ISBN:978-84-615-7876-4 Impreso en España
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Índice Prólogo de Pedro-A. Fábregas...............................................................................................................................................................7 Introducción...................................................................................................................................................................................................... 11 1. La historia.................................................................................................................................................................................................... 15
1.1. Historia de la energía eólica................................................................................................................................................... 16 1.1.1. Las primeras máquinas eólicas......................................................................................................................... 16 1.1.2. Los molinos europeos.................................................................................................................................................. 18 1.1.3. Los aeromotores de la Revolución Industrial.................................................................................... 20 1.1.4. Tecnologías del siglo XX........................................................................................................................................... 21 1.2. Nueva generación de sistemas de conversión de energía eólica............................................... 26 1.3. Orígenes del desarrollo de la energía eólica en España........................................................................ 27 1.4. La I+D en España como base del desarrollo de la energía eólica............................................... 32 1.5. Estímulo del mercado................................................................................................................................................................... 35 Referencias............................................................................................................................................................................................................. 37
2. El sector........................................................................................................................................................................................................... 39 2.1. Situación mundial de la energía eólica..................................................................................................................... 42 2.2. Estado de desarrollo en España........................................................................................................................................ 52 2.2.1. Fabricantes españoles presentes en el mercado........................................................................... 61 2.3. Eólica marina........................................................................................................................................................................................... 69 2.3.1. La energía eólica marina en España..................................................................................................……74 Referencias............................................................................................................................................................................................................. 79 3. El viento........................................................................................................................................................................................................... 81
3.1. Generalidades........................................................................................................................................................................................ 81 3.1.1. Circulación general de la atmósfera............................................................................................................ 82 3.1.2. Efectos locales....................................................................................................................................................................... 83 3.1.3. Estabilidad de la atmósfera.................................................................................................................................... 85 3.1.4. Orografía del terreno..................................................................................................................................................... 87 3.2. Energía contenida en el viento. El límite de Betz........................................................................................... 89 3.3. Evaluación del recurso eólico.............................................................................................................................................. 91 3.3.1. Medida del viento.......................................................................................................................................................... 100 3.3.2. Modelos de evaluación del potencial eólico.................................................................................. 104 3.3.3. Predicción eólica............................................................................................................................................................. 109
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3.4. Estudio de sensibilidad de la producción energética de un aerogenerador.............. 112 3.4.1. Velocidad media del emplazamiento....................................................................................................... 113 3.4.2. Presión atmosférica.................................................................................................................................................... .115 3.4.3. Temperatura atmosférica....................................................................................................................................... 116 3.4.4. Rugosidad del terreno.............................................................................................................................................. 117 Referencias......................................................................................................................................................................................................... 119
4. La tecnología..................................................................................................................................................................................... 121
4.1. Introducción.......................................................................................................................................................................................... 121 4.2. Tipos de aeroturbinas............................................................................................................................................................... 123 4.2.1. Aeroturbinas de eje horizontal........................................................................................................................ 123 4.2.2. Aeroturbinas de eje vertical............................................................................................................................... 127 4.3. Partes de una aeroturbina: componentes.......................................................................................................... 130 4.3.1. Sistema de captación................................................................................................................................................. 131 4.3.2. Sistema de transmisión mecánica............................................................................................................. 133 4.3.3. Sistema eléctrico............................................................................................................................................................ 134 4.3.4. Sistema de regulación y control................................................................................................................... 137 4.4. Situación actual del mercado tecnológico. Tecnologías disponibles.................................. 138 4.5. Situación de desarrollo tecnológico de la eólica marina.................................................................. 149 4.5.1. Estructuras de soporte.............................................................................................................................................. 149 4.5.2. Aerogeneradores marinos.................................................................................................................................. 161 4.6. Tecnología de pequeños aerogeneradores para sistemas aislados de la red.......... 165 Referencias......................................................................................................................................................................................................... 174
5. La red y el almacenamiento.............................................................................................................................. 175
5.1. La conexión de los parques eólicos a la red eléctrica.......................................................................... 176 5.1.1. Estructuras para la conexión de un parque eólico a la red............................................. 176 5.1.2. Requerimientos técnicos de conexión................................................................................................... 180 5.2. Impacto de una alta penetración de energía eólica en la red eléctrica............................ 184 5.2.1. Balance de energía....................................................................................................................................................... 186 5.2.2. Adecuación de la potencia.................................................................................................................................. 187 5.2.3. La red........................................................................................................................................................................................... 187 5.2.4. La contribución de las centrales de gas de ciclo combinado...................................... 189 5.3. Beneficios de los sistemas de almacenamiento de electricidad.............................................. 192 5.3.1. Bombeo hidráulico....................................................................................................................................................... 194 5.3.2. Almacenamiento de energía con aire comprimido (CAE)............................................... 195 5.3.3. Volantes de inercia........................................................................................................................................................ 196 5.3.4. Supercondensadores................................................................................................................................................ 196
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Índice
5.3.5. Superconductores magnéticos SME....................................................................................................... 197 5.3.6. Almacenamiento de energía en baterías............................................................................................ 197 5.3.7. Hidrógeno................................................................................................................................................................................ 199 5.4. Aplicaciones de los sistemas de almacenamiento de energía................................................... 204 5.5. Gestión de la demanda............................................................................................................................................................ 206 Referencias......................................................................................................................................................................................................... 208 6. La economía........................................................................................................................................................................................ 211 6.1. Introducción.......................................................................................................................................................................................... 211 6.2. Impacto económico delsector eólico en España........................................................................................ 213 6.3. Contribución a la generación de empleo............................................................................................................ 217 6.4. Mecanismos de incentivo..................................................................................................................................................... 218 6.4.1. Feed-in tariff.......................................................................................................................................................................... 218 6.4.2. Cuota obligatoria............................................................................................................................................................ 219 6.4.3. Subastas................................................................................................................................................................................... 220 6.4.4. Incentivos fiscales......................................................................................................................................................... 221 6.5. Análisis de inversión para un proyecto eólico.............................................................................................. 221 6.5.1. Criterios para la valoración................................................................................................................................. 221 6.5.2. Parámetros de entrada............................................................................................................................................ 223 6.5.3. Resultados del modelo. Comparando rentabilidad de los proyectos................ 226 6.5.4. Gestión de la incertidumbre: análisis de sensibilidad y comparación de escenarios............................................................................................................................... 228 6.6. Financiación de proyectos.................................................................................................................................................... 230 Referencias......................................................................................................................................................................................................... 231
7.
El medio ambiente.................................................................................................................................................................. 233 7.1. El impacto visual............................................................................................................................................................................. 236 7.2. El ruido....................................................................................................................................................................................................... 236 7.3. La fauna silvestre y las aves.............................................................................................................................................. 238 7.4. Fauna silvestre y murciélagos........................................................................................................................................... 242 7.5. Parques eólicos marínos......................................................................................................................................................... 243 Referencias......................................................................................................................................................................................................... 245 8.
El futuro........................................................................................................................................................................................................ 247 8.1. Tecnología y desarrollo industrial............................................................................................................................... 249 8.2. Preocupaciones ambientales............................................................................................................................................ 250 8.3. Seguridad de abastecimiento........................................................................................................................................... 250 8.4. Empleo y desarrollo local...................................................................................................................................................... 251
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8.5. Escenarios de evolución de la energía eólica en el mundo........................................................... 252 8.6. Escenarios de evolución de la energía eólica en España en el horizonte de 2030............................................................................................................................................................ 257 8.7. Claves de la evolución previsible en España: costes, retribución, adecuación a la red, tecnologías de almacenamiento y eólica off-shore........................................................ 263 8.8. Eólica marina....................................................................................................................................................................................... 264 Referencias......................................................................................................................................................................................................... 268
Anexo 1................................................................................................................................................................................................................... 269
Glosario de términos................................................................................................................................................................................. 269 1. Máquinas y componentes.......................................................................................................................................................... 269
2. Meteorología............................................................................................................................................................................................. 271 3. Actuaciones, parámetros de diseño y seguridad............................................................................................ 272
Enlaces de interés.......................................................................................................................................................................................... 277
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Prólogo
Prólogo A Eolo lo hace aparecer Homero en la Odisea, no como dios del viento, sino como administrador de la isla Eolia, pero habiendo recibido de Zeus el poder de administrar los vientos, es decir, que los podía aplacar o excitar de acuerdo con su libre albedrío. Tan antiguo o más es el conocimiento de la fuerza de los vientos, en las épocas más primitivas se conocía que el viento podía producir energía mecánica, sea para mover un barco empujado por la fuerza del viento en sus velas, sea para moler grano o subir agua de un pozo o de un río, utilizando los molinos de viento tradicionales en tantas partes, sustituyendo la energía humana por energía de los vientos. Sin embargo, en las épocas más modernas, el aprovechamiento de la energía del viento viene más por las posibilidades de su transformación en energía eléctrica, después mucho más fácilmente utilizable in situ o a largas distancias. La energía del viento se aplica sobre grandes palas metálicas que aprovechan de una forma extraordinariamente eficiente la energía del viento y la transforman en electricidad. Antes, sin embargo, debe estudiarse dónde se colocan los modernos molinos para que el recurso, el viento, sea claramente aprovechable, por su magnitud y su continuidad, dando lugar a aprovechamientos rentables y eficientes del recurso primario. El viento es un recurso, en principio, inagotable, renovable y sin coste de adquisición, sin embargo, también presenta algunos problemas. La continuidad del recurso es limitada, no siempre sopla el viento, y a veces su intensidad no es la adecuada, por lo que no podemos construir un sistema energético basado solo en la fuerza del viento, y debemos tener una capacidad de generación alternativa en reserva para cuando el recurso no está presente. En definitiva, debemos tener duplicada la potencia instalada, en energía eólica para cuando hay viento, y en otra línea de actuación, normalmente ciclos combinados a gas natural para cuando no lo hay. Esta duplicidad es una externalidad económica del sistema relevante a tener en cuenta.
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Evidentemente, la problemática es debida a las dificultades de almacenamiento de la energía eléctrica que, como es conocido, no es una energía sino un vector energético, es decir, no existe en la naturaleza sino que debe producirse. La extremada complejidad de su almacenamiento, es claramente un problema no resuelto, y solo enunciado con las centrales de bombeo o la conversión de eólica en hidrógeno, por ejemplo. Por otra parte, los emplazamientos de alto valor del recurso son limitados, y en los esquemas actuales son los primeros que se han aprovechado, siendo por tanto poco susceptibles de aprovechamientos masivos en el futuro. Una de las ventajas de la energía eólica, la dispersión sobre el territorio, es a la vez uno de sus inconvenientes, si se produce la energía eólica donde hay viento y debe transportarse como electricidad a los puntos de consumo es preciso la realización de infraestructuras de recolección y transporte sobre el territorio con dificultades adicionales y evidentes de coste económico de ocupación de espacios naturales. Finalmente, y hasta los momentos actuales, la energía eólica ha requerido una aportación económica, una prima, que a pesar de ser de las más pequeñas de las denominadas energías renovables, ha contribuido al incremento del problema conocido del déficit de tarifa del sector eléctrico en los últimos años, problema de una gran importancia económica y de difícil planteamiento y solución y que grava los próximos años del sector energético español. Sin embargo, es evidente que la energía eólica ha ido mejorando claramente sus estándares en los últimos años, el progresivo aumento del tamaño de los molinos, la eficiencia de rotores y de los cálculos de previsión del viento, han ido construyendo un sector muy próximo a las posibilidades de funcionamiento sin ayudas, ni primas, ni subvenciones, sobre todo en las zonas donde el recurso es de elevada calidad. La energía eólica es sin duda, de las energías renovables, la más próxima en costes a las energías convencionales. El coste/rendimiento de los parques eólicos ha pasado de un coste de generación de 40 céntimos de euro por kilovatio hora en el año 1979 a un coste de 4/7 céntimos el kWh en el año 2006, con un impresionante avance de eficacia. Por otra parte, las
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Prólogo
posibilidades de la eólica marina y de la microeólica abren nuevas perspectivas de actividad, desarrollo y eficiencia. Una parte del desarrollo de la tecnología ha sido posible por la importante difusión de la energía eólica en los últimos años que ha facilitado el desarrollo de nuevos conceptos, nuevos diseños y nuevos desarrollos. La potencia instalada en el mundo en 1995 era de 4.778 MW mientras que en 2010 era ya de 199.520 MW, es decir, en solo 15 años la potencia instalada se había multiplicado más de 40 veces. El empleo del sector es asimismo de una gran importancia, en el año 2010 ya superaba los 180.000 empleos. En el caso de España, el crecimiento y la difusión del sector eólico han sido igualmente importantes siendo uno de los líderes europeos en este sector, dado que el 24% de la potencia instalada en Europa en eólica estaba ubicada en España con 20.676 MW (2010), cifras solo superadas por Alemania. Por otra parte, en el contexto de la cobertura de la demanda eléctrica española de 2010 la aportación de la energía eólica ya alcanzó el 16,4% de la demanda, cifras realmente espectaculares de crecimiento. Este libro aporta la breve pero intensa historia de la energía eólica, pero también el análisis del recurso, el viento, la evolución de la tecnología, las necesidades de redes y los problemas de almacenamiento, así como la evaluación de esta tecnología desde una perspectiva energética, económica y ambiental, penetrando también en los elementos de la gestión operativa. Por otra parte, también se plantean las posibilidades y alternativas de la posible evolución futura, del recorrido de los costes y de la tecnología, así como de las posibilidades de eólica marina. Para el desarrollo de este trabajo hemos tenido la suerte de disponer de un reconocido experto en la materia, Félix Avia Aranda, del Centro Nacional de Energías Renovables (CENER), que ha desarrollado su actividad en el sector desde 1980, habiendo sido vicepresidente de la Agencia Internacional de la Energía en Investigación y Desarrollo de la Energía Eólica y presidente de la Academia Europea de Energía Eólica. Realmente ha sido un placer el trabajo desarrollado con Félix, tanto por sus evidentes conocimientos científicos como por sus indudables calidades humanas, consiguiendo un resultado de
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un gran nivel, y una evolución del trabajo de investigación claramente estructurado de acuerdo con los programas establecidos. Esperamos que la publicación de este libro estimule el conocimiento y la observación de qué es y qué puede aportar la energía eólica, se han intentado plantear sus ventajas así como sus inconvenientes para permitir una evaluación seria, profesional y de nivel de las posibilidades y limitaciones de la energía eólica en el complejo futuro energético de la humanidad.
Pedro-A. Fábregas Director General Fundación Gas Natural Fenosa
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1. Historia
Introducción En la civilización actual el sector energético es fundamental en el desarrollo económico y en el bienestar del ser humano. Uno de los retos principales al inicio de este nuevo siglo XXI es el desarrollo de un nuevo modelo energético que permita cubrir las crecientes necesidades del mundo actual minimizando la contaminación medioambiental. Vivimos en una sociedad que presenta un elevado consumo energético, principalmente en los países más desarrollados, si bien los países en vías de desarrollo están experimentando un importante aumento en su consumo de energía debido al incremento tanto de su población como de sus economías. Por otro lado, a nivel mundial, el cambio climático se percibe como uno de los principales problemas a los que nos enfrentamos actualmente. El proceso de generación de electricidad es la principal fuente de emisiones de gases de efecto invernadero, con valores en torno al 33% de las emisiones totales. La producción de energía eléctrica debe ser compatible con la competitividad económica, la seguridad de abastecimiento y la protección medioambiental, buscando un crecimiento sostenible. El suministro sostenible de energía eléctrica es hoy en día uno de los mayores desafíos actuales de la humanidad. En términos ambientales, la energía eólica es una de las maneras más limpias de producir la electricidad que necesitamos, por lo que el impulso a su expansión ha venido motivado en gran medida por la urgente necesidad de combatir el cambio climático global. La energía eólica es una de las opciones energéticas emergentes con mayor potencialidad de futuro, que ha de contribuir de forma importante a cubrir las elevadas necesidades energéticas. En nuestro país se inició el desarrollo del sector a principios de los ochenta del pasado siglo, pero nadie pensó que en tres décadas la eólica representaría el papel que hoy en
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día tiene. Las plantas eólicas contribuyen con un 19,4% del total de potencia instalada del sistema nacional de generación eléctrica, solo por detrás de las centrales de ciclo combinado. La energía eólica está hoy en día completamente integrada en el sistema eléctrico nacional. El objetivo de este libro es esencialmente la divulgación sobre la energía eólica, evaluando su situación tanto a nivel nacional como mundial, e identificando las principales líneas de desarrollo futuro. En su elaboración se ha enfocado hacia un lector que tiene interés tanto por los aspectos tecnológicos, como por los aspectos económicos, empresariales y ambientales de la energía eólica. El capítulo 1 presenta una visión de la historia del aprovechamiento de la energía eólica, haciendo especial hincapié en su evolución de los últimos años focalizada a la producción de energía eléctrica y describiendo el desarrollo que ha permitido que nuestro país sea en estos momentos uno de los países líderes a nivel mundial tanto en potencia instalada como en tecnología. En el capítulo 2 se realiza un repaso del estado actual de desarrollo de la energía eólica en el mundo y en España, incluyéndose el nuevo nicho de las instalaciones eólicas marinas. En el capítulo 3 se describen las características del viento, analizándose los procedimientos y metodologías de evaluación del recurso eólico en los emplazamientos. El capítulo 4 está dedicado a la tecnología de los actuales aerogeneradores, describiéndose los subsistemas y componentes y valorándose las diferentes opciones tecnológicas. El capítulo 5 se centra en aspectos relacionados con la integración de los sistemas eólicos en las estructuras para la producción y distribución de energía eléctrica y en las opciones de almacenamiento energético. El capítulo 6 analiza aspectos económicos del sector y el capítulo 7 las afectaciones medioambientales. Por último, el capítulo 8 analiza las perspectivas de desarrollo futuro, tanto a nivel nacional como mundial. –12–
1. Historia Introducción
Esperamos que esta nueva publicación ayude a los lectores a conocer las enormes posibilidades que este sector presenta y contribuya a captar su interés para participar en el mismo, pues la presencia de personal técnico cualificado para la producción, instalación y operación de los parque eólicos, ha sido identificada como una de las principales necesidades para que pueda llevarse a cabo la evolución esperada del mercado.
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1. Historia
1 La historia Los primeros mecanismos impulsados por el viento fueron unas ruedas de oraciones que se utilizaron en el Tibet y en Mongolia, cuyo objeto era reproducir sonidos rituales en las ceremonias religiosas. Herón de Alejandría, que vivió en el siglo III a.C., describió un sencillo molino de eje horizontal y cuatro palas, utilizado para soplar un órgano.
Ilustración 1.1. Órgano eólico. Fuente: Archivo.
Los molinos de agua y de viento fueron las únicas máquinas de tracción no animal al servicio del hombre capaces de suministrar energía mecánica hasta la aparición de la máquina de vapor en el siglo XIX, siendo las máquinas más rápidas, potentes y técnicamente perfectas, y que han tenido mayor influencia tanto en el terreno técnico como social.
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Los ingenios hidráulicos fueron las primeras máquinas utilizadas ya que las de viento presentan mayores dificultades técnicas. Las peculiares características de los vientos, su comportamiento irregular tanto en intensidad como en dirección, exigen para su aprovechamiento una tecnología capaz de desarrollar mecanismos de regulación y orientación más complejos que los de los molinos hidráulicos. La primera y más sencilla aplicación de la energía del viento corresponde al uso de las velas en la navegación. La referencia más antigua que se conoce relativa a la navegación data del V milenio a.C. A pesar de que el historiador A. Flettner cuenta que en el siglo VII a.C. el emperador babilonio Hammurabi planeó la utilización de molinos para sus ambiciosos proyectos de irrigación, no es probable que los molinos de viento fueran conocidos hasta ya avanzados los primeros siglos de nuestra era. Parece ser que los primeros ingenios eólicos debieron de desarrollarse en la antigua Persia, cuyos territorios eran muy ventosos y donde se reunían los más avanzados conocimientos técnicos del momento, tanto del Extremo Oriente como de la cultura helénica.
1.1. Historia de la energía eólica La primera referencia escrita fiable sobre los ingenios eólicos se encuentra en el Libro de ingenios mecánicos de los hermanos Banu Musa, fechado en el año 850. El documento ubica el desarrollo de estas máquinas en Sijistán, antigua Persia Oriental, en la frontera de las actuales Irán y Afganistán. No se conservan detalles de molinos persas, pero se supone que a mediados del siglo VII d.C. comenzó el desarrollo de los molinos de viento en esa parte del mundo.
1.1.1. Las primeras máquinas eólicas Los primeros molinos de eje vertical aparecieron mucho antes que los de eje horizontal. Algunos de estos diseños eran, sin duda, bastos y mecánicamente ineficientes, pero cumplieron largamente su cometido durante bastantes siglos, como lo hicieron también en Europa tiempo después sus sucesores, con diseños diferentes y más efectivos.
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1. Historia
Ilustración 1.2. Molino persa. Fuente: Archivo.
Desde tiempos inmemoriales, en China utilizaban unos molinos de viento llamados panémonas para bombear agua en las salinas, y algunos historiadores apuntan a que podrían ser las precursoras de los molinos persas. Estas panémonas eran de eje vertical y sus palas estaban construidas a base de telas sujetas a largueros de madera. La posición de las palas podía variarse para regular la acción del viento sobre el molino.
Ilustración 1.3. Panémoma china. Fuente: Archivo.
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1.1.2. Los molinos europeos Hay una gran distancia entre los escasos datos acerca de los molinos persas y los llamados molinos europeos con velas montadas en un eje horizontal. Se ha especulado acerca de su introducción en los países del oeste europeo por parte de los cruzados durante su retorno de Oriente Medio, pero es dudoso que se utilizaran molinos de eje horizontal en Oriente Medio por aquella época. Posiblemente los cruzados conocieron estas máquinas a su paso por algún país europeo donde eran utilizados. Los primitivos molinos de eje horizontal tenían una serie de lonas dispuestas a lo largo de una estructura de madera que se debía orientar hacia el viento incidente. Esta construcción aparece ilustrada ya en el siglo XIII en documentos alemanes y, entre los papeles de Leonardo da Vinci (1452-1519), aparece una máquina eólica con seis velas. Los molinos de bombeo utilizados en Holanda desde 1430 en la desecación de los pólderes respondían a un esquema preciso: la base se construía en ladrillo o piedra, y sobre ella se orientaba la torre de estructura de madera. Las aspas podían alcanzar hasta 30 m de diámetro y desarrollaban una potencia de unos 10 kW. En la cúpula se alojaban el eje principal y el engranaje que transmitía el movimiento hasta la base. El eje motor descendía verticalmente a través de un poste hueco hasta la base del molino donde se acoplaba al mecanismo de bombeo. El siglo XVII es un siglo de grandes avances científicos y tecnológicos. Sin embargo, a finales del mismo los principios teóricos de los molinos son todavía apenas conocidos. Las innovaciones no alteraron el formato exterior de los molinos, que se mantuvo sin demasiadas modificaciones, en cambio mejoraron los detalles de diseño y construcción, apareciendo los sistemas mecánicos de orientación y regulación. La orientación del rotor y del recinto de los mecanismos había sido, desde siempre, el problema más grave de las grandes máquinas de eje horizontal. A lo largo de los siglos se utilizaron ruedas, poleas y manubrios. Los rodamientos y las piezas deslizantes facilitaron las cosas de forma apreciable.
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1. Historia
Ilustración 1.4. Molino holandés del S. XVII. Fuente: Archivo.
Los molinos de viento manchegos, responden al tipo de molino mediterráneo. Están formados, por una torre de mampostería de piedras y adobe. Sobre la torre, rigurosamente cilíndrica, se sitúa una techumbre cónica, en cuyo interior se aloja toda la maquinaria, ejes y engranajes de transmisión. El rotor se compone de cuatro palas fabricadas con un entramado de madera, recubierto de lienzo.
Ilustración 1.5. Molino manchego. Fuente: Archivo.
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Los molinos de La Mancha se introdujeron hacia mediados del siglo XV y se difundieron ampliamente en el XVI y XVII. Su decadencia comenzó a finales del siglo XIX, si bien estuvieron en servicio hasta mediados del XX. Los molinos manchegos se extendieron por toda Castilla-La Mancha. Existen ejemplares en Madridejos, Quintanar de la Orden, Consuegra y Puebla de Almonacid, en la provincia de Toledo; Alcázar de San Juan, Campo de Criptana y Argamasilla, en la provincia de Ciudad Real; Belmonte y Mota del Cuervo, en la provincia de Cuenca; y Villarrobledo, en la provincia de Albacete (Jiménez-Ballesta, 2001). A finales del siglo XVIII, la imagen de los molinos de viento se puede encontrar por todos los rincones de Europa, y tampoco resultan raros en Estados Unidos, Canadá, Australia, América del Sur y, en general, en aquellos países del Nuevo Mundo donde los emigrantes europeos se establecieron. Los molinos de viento evolucionaron en su desarrollo hasta mediados del siglo XIX, introduciéndose continuas mejoras tecnológicas a partir de elementos mecánicos.
1.1.3. Los aeromotores de la Revolución Industrial Las primeras bombas eólicas aparecen en Estados Unidos en 1854, desarrolladas por Daniel Halladay. Son rotores de múltiples álabes acoplados a una bomba de pistón a través de un sistema biela-manivela. El multipala era un molino mucho más ligero que sus antecesores y esta característica lo iba a diferenciar también de sus sucesores. En 1983 el fabricante americano Stewart Perry presentó un aeromotor de bombeo, que se exportó a muchos países del mundo, llegándose a fabricar más de seis millones de unidades de las que 150.000 podrían estar todavía en funcionamiento. El tamaño medio de estos multipala era de unos 3 m de diámetro, con un número de palas que oscilaba entre 18 y 24. El campo de aplicación de las aerobombas es aún importante y presenta una potencialidad enorme, especialmente para aplicaciones en los países en vías de desarrollo.
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1. Historia
Ilustración 1.6. Multipala americano. Fuente: Archivo.
Su sencillo diseño presenta grandes ventajas que se reflejan en la facilidad de operación, mantenimiento y reparación, que pueden realizarse in situ sin requerimientos de utillaje excesivamente especializado.
1.1.4. Tecnologías del siglo XX En los países europeos que tradicionalmente habían considerado el viento como una importante fuente de energía, las bombas eólicas no ofrecían demasiado interés, por lo que la única posibilidad de seguir utilizándolas era reconvertir los viejos molinos de forma que pudieran producir electricidad. En 1890, el gobierno danés inició un programa de desarrollo eólico en este sentido, encargando al profesor Lacour la dirección de los trabajos. Después de numerosos ensayos, Lacour acabó diseñando el primer prototipo de aerogenerador eléctrico. La máquina utilizaba un rotor cuatripala de 25 m de diámetro, capaz de desarrollar entre 5 y 25 kW mediante un generador situado en la base de una torre metálica de 24 m de altura. Este modelo se empezó a fabricar en los primeros años del siglo, llegándose a instalar más de 70 unidades hacia 1908 y unas 120 antes de la Primera Guerra Mundial. –21–
Los trabajos de Lacour constituyeron los primeros pasos en el campo de los aerogeneradores modernos, pero la teoría aerodinámica estaba todavía insuficientemente desarrollada y sus plantas eólicas, a pesar de ser las más avanzadas de la época, seguían utilizando los rotores clásicos de bajo rendimiento, con sistemas de regulación de persiana.
Ilustración 1.7. Aerogeneradores Lacour. Fuente: Archivo.
La teoría aerodinámica desarrollada durante las primeras décadas del siglo XX, permitió comprender la naturaleza y el comportamiento de las fuerzas que actúan alrededor de las palas de las turbinas. Los mismos científicos que las desarrollaron para usos aeronáuticos (Joukowsky, Prandt y Betz, entre otros) establecieron los criterios básicos que debían cumplir las nuevas generaciones de turbinas eólicas. Betz demostró en 1927 que ningún sistema eólico podía recuperar más del 60% de la energía cinética contenida en el viento. En los años 20 se empezaron a aplicar a los rotores eólicos los perfiles aerodinámicos que habían sido diseñados para las alas y hélices de aviones. En 1927, el holandés A. J. Dekker construyó el primer rotor provisto de palas con sección aerodinámica. Como consecuencia de la aplicación de estos nuevos desarrollos surgió en los años veinte toda una nueva industria en relación con los aerogeneradores, siendo uno de los ejemplos más significativos los pequeños aerogeneradores fabricados en Estados Unidos por la empresa Jacobs Wind Electric, que fabricó cientos de miles de unidades de su modelo de 1 kW y que se exportaron a numerosos países. Por esa misma época, Darrieus desarrolló su famosa turbina de eje vertical (Francia, 1927), convirtiéndose en una de las opciones de interés dentro del campo de los modernos aerogeneradores. –22–
1. Historia
Ilustración 1.8. Aerogenerador Darrieus. Parque Eólico Monte Ahumada (Tarifa). Fuente: Archivo.
Durante este periodo se realizaron innumerables desarrollos de plantas eólicas, algunas de ellas de gran potencia, especialmente en Estados Unidos y en Europa (Francia, Rusia, Dinamarca...). Destacaremos el primer aerogenerador de potencia superior a un megavatio, el Smith-Putnam, construido en Estados Unidos en 1941. Este aerogenerador tenía un rotor de dos palas fabricadas en acero inoxidable y dispuestas a sotavento. Al final de la Segunda Guerra Mundial se inicia un largo periodo de precios bajos del petróleo (que se mantuvo hasta 1973), como consecuencia de ello, el interés de los países en el desarrollo de la tecnología eólica desaparece completamente. Hay que mencionar una afortunada excepción que estableció los cimientos de la actual tecnología. En 1952, en Dinamarca, y dentro de un programa de desarrollo eólico, se comenzó a elaborar el mapa eólico danés. En 1957 se instaló en la localidad de Gedser un aerogenerador de 200 kW, con hélice tripala de 24 m de diámetro. La planta, altamente
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instrumentada, continuó utilizándose como banco de pruebas hasta 1979. Como consecuencia de este programa, Dinamarca es en la actualidad uno de los países líderes en tecnología eólica y sus desarrollos han servido como modelos para los actuales diseños en construcción en distintos países. Después de la crisis energética de 1973, algunos países realizaron planes de investigación y desarrollo que supondrían los orígenes de la tecnología actual. Particularmente notable fue el programa iniciado en Estados Unidos, cuyo primer resultado importante fue la instalación en 1975 del aerogenerador MOD-0 de 100 kW de potencia nominal. A continuación se construyeron una serie de nuevos aerogeneradores dentro del mismo programa, que concluyó con la instalación del aerogenerador MOD-5B de 3,2 MW y 100 m de diámetro, construido por la compañía Boeing e instalado en Oahu (Hawai) en agosto de 1987.
Ilustración 1.9. Aerogenerador Boeing MOD-02. Fuente: Archivo.
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1. Historia
Como consecuencia del encarecimiento del precio del petróleo en el periodo 1973-1986 se produjo un resurgimiento de las tecnologías de aprovechamiento de las energías renovables, y en particular de la energía eólica, que se materializó con la aparición de los actuales aerogeneradores, capaces de producir electricidad partiendo de una fuente de energía natural, renovable y no contaminante. La energía eólica para la producción de energía eléctrica en sistemas conectados a la red, representa en la actualidad una fuente energética tecnológicamente madura, de bajo impacto medioambiental y con bajo coste de generación en emplazamientos con elevado recurso eólico. Si tenemos en cuenta los costes externos debidos a efectos medioambientales (habitualmente no incluidos en las evaluaciones de costes de los sistemas energéticos convencionales), la energía eólica representa hoy en día una de las formas de generación energética más competitiva. Por todo ello, se ha producido su consolidación en el mercado mundial, con un incremento anual de la potencia instalada en crecimiento en los últimos años y con unas perspectivas futuras, de acuerdo con los análisis de previsión realizados, que sitúan esta fuente renovable de energía en un lugar privilegiado.
Ilustración 1.10. Parque eólico de La Losilla (Albacete). Fuente: Archivo.
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1.2. Nueva generación de sistemas de conversión de energía eólica La evolución que ha experimentado la tecnología de aprovechamiento de la energía eólica para la producción de energía eléctrica en las dos últimas décadas, ha seguido un camino esencialmente basado en la optimización de los desarrollos tecnológicos existentes en los años ochenta. Por otro lado la economía de escala, derivada del incremento del número de unidades fabricadas, ha influido notablemente en la disminución de costes. La optimización de los diseños, mediante la aplicación de las nuevas herramientas de diseño desarrolladas en los programas de I+D llevados a cabo en las dos últimas décadas, ha sido fundamental en el proceso de madurez tecnológica y competitividad económica realizado. Por otro lado, la optimización de componentes y el paso de una fabricación artesanal a la producción en serie (aunque continúe tratándose de series cortas), ha permitido una reducción
Ilustración 1.11. Prototipo Aerogenerador GE 3,6 MW. Barrax (Albacete). Fuente: Archivo.
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1. Historia
importante en el coste de los aerogeneradores y asimismo se ha conseguido disminuir notablemente los costes de explotación (operación y mantenimiento). Como consecuencia directa de la disminución de los costes de instalación, operación y mantenimiento, y por el incremento de la eficiencia y la disponibilidad de los aerogeneradores, se ha producido una importante reducción en los costes de producción. Paralelamente a esta disminución de costes se ha producido un incremento en el tamaño unitario de los aerogeneradores, pasando de aerogeneradores de 100 kW de potencia nominal y 20 metros de diámetro, a los actuales aerogeneradores en el entorno de 2 MW y 60-80 metros de diámetro. En el capítulo 4 se presenta un informe detallado de la situación actual de desarrollo tecnológico del sector y de la evolución experimentada en los últimos años.
1.3. Orígenes del desarrollo de la energía eólica en España La creación en 1952 de la Comisión Nacional de Energía Eólica dentro del Consejo Superior de Investigaciones Científicas, supone el inicio del desarrollo de la energía eólica en nuestro país. En 1955 aparece la primera publicación de la citada comisión, firmada por L. Fontan y J.A. Barasoaín, en la que se presentan datos de los primeros estudios realizados sobre la evaluación del recurso eólico en España. En dicho documento se citan publicaciones previas como la presentada por Lafita, Blanco y La Cierva en el II Congreso Nacional de Ingeniería de 1950 «Aprovechamiento de la Energía Eólica» y, también, la incluida en la Revista del Instituto Nacional de Racionalización del Trabajo, en 1953, «Aprovechamiento de la Energía del Viento» firmada por Luis de Azcárraga. De estos trabajos realizados por la Comisión Nacional de la Energía Eólica surgieron los primeros mapas eólicos, en los que se evaluaban las áreas ventosas dentro del territorio nacional. De ahí hasta el inicio de actividades a principios de los años ochenta transcurre un largo periodo con pocas iniciativas en el sector. Hasta 1980, en España existían unas 3.000 instalaciones eólicas de bombeo mecánico, de las cuales la mitad se encontraban en operación en las islas –unas 550 en Canarias y más de 1.000 en Baleares–. La mayoría de estas instalaciones fueron abandonadas ante la ampliación de la red eléctrica y la aparición de grupos electrógenos y/o motobombas de bajo coste. Como continuación de los trabajos iniciados por la citada Comisión de Energía Eólica, en el año 1981 se firmó un convenio de colaboración entre el Instituto Nacional de Meteorología
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(INM), la Dirección General de Innovación Industrial y Tecnología, el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), y la Asociación de Investigación Industrial Eléctrica (ASINEL) para la elaboración del que fue denominado «Mapa Eólico Nacional». Para ello se recopilaron los datos de viento existentes en el INM, registrados en los observatorios de su red nacional, complementándose con la instalación de 80 estaciones automáticas de medida del viento, repartidas por el territorio nacional. Por razones diversas, el proyecto no produjo los resultados esperados y no contribuyó de forma importante al conocimiento de los recursos eólicos de nuestro país. Son los estudios locales, o los realizados por las diferentes comunidades autónomas, los que produjeron resultados realistas de la evaluación del recurso. El auténtico pionero en el desarrollo de tecnología fue Talleres Electromecánicos Gemz, que se autoproclamaba como el fabricante más antiguo de España y que en un catálogo del año 1984 afirmaba que sus aerogeneradores son el resultado de «40 años de experiencia, práctica y perfeccionamiento en el desarrollo de la tecnología». De hecho, esta empresa tenía una oferta de cinco modelos diferentes desde 500 W a 1.836 W, con salidas a 12, 24, 36 y 125 voltios.
Ilustración 1.12. Portada del catálogo de GEMZ. Fuente: Archivo.
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1. Historia
El logro más importante de la incorporación de las plantas eólicas a la estructura energética de nuestro país, ha sido que dicho proceso ha venido acompañado por el desarrollo de un importante tejido industrial que nos ha situado en una posición prominente dentro del mercado mundial de tecnología eólica. Hoy en día, los fabricantes españoles, tanto de aerogeneradores como de componentes, ocupan una parcela importante del mercado eólico mundial, con excelentes perspectivas de continuar manteniendo, e incluso incrementando, su cuota de participación en el emergente mercado futuro. Si revisamos los hechos que han favorecido este desarrollo tecnológico, encontraremos diferentes acciones, programas y proyectos cuya contribución ha sido determinante. En general, el proceso se fue construyendo con acciones que en su momento fueron consideradas débiles para el alcance que se proponía y con una aportación económica muy limitada por parte estatal, aunque con el tiempo han demostrado su eficacia. La fase de desarrollo de la energía eólica en España se inició en la práctica con la instalación en Tarifa, en 1981, de un prototipo de 100 kW financiado por el Centro de Estudios de la Energía, dependiente del Ministerio de Industria. Desde 1981 a 1986, y gracias a la unión de esfuerzos públicos y privados, se llevaron a cabo desarrollos tecnológicos de instalaciones de máquinas de pequeña y media potencia que permitieron dar un contenido tecnológico a la naciente industria del sector, al tiempo que se acumularon experiencias en cuanto a la operación y mantenimiento de las mismas. Los conocimientos así obtenidos permitieron, a comienzos de los 90, disponer de una capacidad tecnológica y de fabricación que impulsó el desarrollo de la tecnología nacional, hasta alcanzar el lugar que en la actualidad mantiene dentro del mercado mundial. En los siguientes párrafos se presentan las acciones identificadas como más importantes en el desarrollo tecnológico de la energía eólica en España. En la década de los ochenta se inicia en nuestro país un nuevo periodo de actividad importante, que comienza con las actividades promovidas por el Centro de Estudios de la Energía (más tarde IDAE), para el diseño, construcción y ensayo de un aerogenerador de 100 kW. El prototipo se finaliza en 1983, si bien fueron necesarias diversas modificaciones, poniéndose definitivamente en marcha en 1985, fecha en que se transfiere al Instituto de Energías Renovables-Junta de Energía Nuclear (IER-JEN, posteriormente IER-CIEMAT), para la realización de los ensayos de caracterización.
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Ilustración 1.13. Plataforma eólica experimental de Tarifa (Cádiz). Fuente: Archivo.
Esta planta experimental fue el centro nacional de desarrollo de procedimientos de ensayo de aerogeneradores y en ella se realizaron diferentes proyectos, desde ensayos de pequeños aerogeneradores a proyectos de medidas de las características del viento. En esta planta iniciaron su formación profesional varios de los investigadores que posteriormente han desempeñado un papel importante en el desarrollo de esta nueva tecnología. Otra de las acciones con una importantísima repercusión en el proceso de desarrollo tecnológico fue la iniciativa, en 1982, del Centro de Desarrollo Tecnológico Industrial (CDTI), que creó un crédito especial para el desarrollo de máquinas eólicas para las pymes. Este programa del CDTI fue una de las iniciativas cruciales en el desarrollo tecnológico llevado a cabo en nuestro país, tanto por los resultados directos del proyecto –como el lanzamiento de Ecotecnia, que ha sido una de las empresas nacionales con tecnología propia pioneras del sector–, como por el efecto indirecto de creación de know-how y formación de personal técnico en el sector. Y hay que hacer constar que fue una iniciativa con muy bajo coste.
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1. Historia
Las compañías eléctricas nacionales han estado claramente involucradas desde el inicio en el proceso de desarrollo del sector eólico en nuestro país. La mayoría de las actividades fueron canalizadas a través del Plan Energético Unesa-INI (PEUI), del Plan de Investigación Electrotécnica (PIE) y de la Oficina de Coordinación de la Investigación y Desarrollo Electrotécnica (OCIDE).
Ilustración 1.14. Prototipo aerogenerador GDN310. Santa Cruz de la Zarza (Toledo). Fuente: Archivo.
Muchos han sido los proyectos realizados por las compañías eléctricas, siendo las más activas Unión Fenosa, Iberdrola, Sevillana de Electricidad y las integradas en el grupo Endesa (Enher, Erz, Gesa y Unelco). En 1984 se inicia la construcción del primer parque eólico español, el Parque del Empordá, fruto de la colaboración entre el Plan Energético Unesa-INI, la empresa eléctrica Enher y la Generalitat de Catalunya, en el que se instalan cinco aerogeneradores PEUI-10 fabricados por la empresa Made S.A. que, posteriormente, sería otra de las empresas pioneras con tecnología propia dentro del panorama nacional. De acuerdo con la información suministrada por los promotores [4], fue el segundo parque eólico instalado en Europa, ya que el único en funcionamiento en aquel momento era el de la isla de Kythnos (Grecia), con una potencia total de 100 kW. –31–
Ilustración 1.15. Parque eólico piloto del Empordá. Fuente: Archivo.
1.4. La I+D en España como base del desarrollo de la energía eólica Asociado a las primeras iniciativas en el desarrollo del aprovechamiento de la energía eólica en nuestro país, se inician las primeras actividades en el campo específico de la investigación en empresas privadas (Ecotecnia, Gedeon, Gesa-Made), en universidades (Universidad Politécnica de Madrid, Universidad de las Palmas de Gran Canaria) y centros de investigación (CIEMAT, ITER, ITC, ASINEL). –32–
1. Historia
La creación en 1985 del Instituto de Energías Renovables (IER), dentro de la Junta de Energía Nuclear (JEN), posteriormente transformada en el actual Centro de Investigaciones Energéticas Medioambientales y Tecnológicas (CIEMAT), representó un papel muy importante en la investigación. De acuerdo con las líneas marcadas dentro del Plan de Energía Renovables 1986-1988 (PER), era responsabilidad del IER la coordinación del programa nacional de investigación, así como la integración de los proyectos nacionales de investigación dentro del programa comunitario que se estaba llevando a cabo por la DG XII de la CEE. El IER participó en numerosos proyectos de investigación y desarrollo, tanto dentro de programas europeos, nacionales o mediante acuerdos con empresas privadas. En junio de 1986 tuvieron lugar las Primeras Jornadas Nacionales sobre Energías Renovables: Solar y Eólica, organizadas por el IDAE en Tenerife, en las que se presentan las líneas de investigación definidas en el Plan de Energías Renovables (PER) y que, en cierta medida, supuso el inicio oficial de la coordinación de las acciones de investigación en el país. Diversos centros y departamentos universitarios iniciaron actividades de investigación, entre los que citaremos el Instituto de Energías Renovables (ITER) en Tenerife, el Instituto Tecnológico Canario (ITC) en Las Palmas, el departamento de Mecánica de Fluidos de la Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales de la Universidad Politécnica de Madrid y el Departamento de Ingeniería Mecánica de la Universidad de Las Palmas de Gran Canaria. La incorporación de España a la Unión Europea supuso un importante acontecimiento en el desarrollo de la tecnología, al permitir a la incipiente industria nacional participar en los programas de I+D realizados dentro de las direcciones generales XII y XVII, que supusieron la base para el desarrollo de la tecnología eólica europea, hoy líder del mercado mundial. La participación en estos programas fue muy importante, no solo por el acceso al soporte económico, sino también por el trasvase de conocimiento que se produjo al participar en proyectos compartidos con empresas y centros de investigación, que se encontraban en un avanzado estado de desarrollo. La incorporación española al programa de I+D comunitario en energía eólica puede ser considerado como un caso excepcional, al conseguirse en la primera participación más del 20% del total del presupuesto comunitario para los proyectos presentados por las empresas, universidades y centro de investigación de nuestro país. Uno de los proyectos pioneros en el desarrollo de la tecnología eólica, fue el proyecto AWEC-60 (Advanced Wind Energy Converter 60 m diameter, 1200 kW), que el CIEMAT desarrolló junto a Unión Fenosa, Asinel y Man Neue Technology, proyecto financiado por la DG XII de la Unión Europea y la Oficina de Coordinación de la Investigación y Desarrollo Electrotécnica (OCIDE). Este proyecto fue un hito importante en el desarrollo,
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al ser el primer aerogenerador de potencia nominal superior al megavatio desarrollado e instalado en nuestro país, lo que supuso un acicate para que las compañías eléctricas empezaran a considerar la energía eólica como una clara opción de futuro en la generación de energía eléctrica. Dentro del proyecto liderado tecnológicamente por el CIEMAT, se desarrollaron en nuestro país las palas de 30 metros, construidas en un astillero de El Ferrol (La Coruña), la torre soporte, los sistemas eléctrico y de adquisición de datos, mientras que el buje, el sistema mecánico de transmisión y el sistema de control fueron desarrollados por la empresa alemana Man Neue Technology.
Ilustración 1.16. Aerogenerador AWEC – 60. Camariñas (A Coruña). Fuente: Archivo.
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1. Historia
Por otro lado supuso un impulso importante en el desarrollo del tejido industrial nacional, ya que en el mismo participaron muchas empresas sin experiencia previa en el sector eólico, como Dragados y Construcciones, Talleres CTM, Astilleros Astafersa, Alconza SL, SAC; Jupa SA, etc., que han continuado su actividad dentro del sector. Quizá la aportación más importante al desarrollo de la eólica en España, fue el gran número de técnicos que iniciaron su contacto con el sector a través de su participación en el proyecto, algunos de los cuales en la actualidad ocupan puestos relevantes en las empresas eólicas nacionales. Otro de los puntos importantes a resaltar es que fue el primer gran proyecto eólico en el que se colaboró con centros europeos de I+D y empresas con experiencia probada, que permitió acelerar el aprendizaje de nuestros técnicos. En los años noventa emergieron otras empresas como Gamesa Eólica, Acciona Wind Power, Alstom-Ecotecnia, LM Spain, Ingeteam, etc., que con su contribución consiguieron situar a nuestro país liderando el sector del aprovechamiento de la energía eólica. En el capítulo 2 se presenta información específica sobre las empresas nacionales actualmente activas en el sector.
1.5. Estímulo del mercado Los inicios del desarrollo del actual mercado eólico tuvieron lugar en los primeros parques eólicos de demostración, que se instalaron en diferentes áreas geográficas y tuvieron un efecto de captar el interés de los responsables de los programas energéticos de las diferentes comunidades autónomas hacia esta nueva fuente energética. Por otra parte, la experiencia conseguida con la operación de estos primeros parques eólicos permitió a los fabricantes nacionales progresar en la mejora de los desarrollos tecnológicos y abordar nuevos diseños basados en la experiencia generada. La mayor parte de estos primeros parques eólicos fueron promovidos por el IDAE en colaboración con las empresas eléctricas, y eran parques de pequeña potencia formados por un pequeño número de aerogeneradores. El primero de estos parque fue el Parque Eólico de Granadilla (Tenerife) de 300 kW, promovido por IDAE, UNELCO y el Gobierno Canario, donde se instalaron 10 aerogeneradores de fabricación nacional: dos de la empresa Aerogeneradores Canarios de 55 kW, cuatro de Ecotecnia de 25 kW, y cuatro de Gesa-Made de 25 kW. Es importante notar que estos pequeños parques eólicos estuvieron distribuidos por –35–
todo el territorio nacional (Galicia, Aragón, Cataluña, Castilla-La Mancha, Andalucía y Canarias) y tuvieron un importante efecto de estimulación del interés por esta nueva forma de producción de energía eléctrica, con el consiguiente impacto en el desarrollo futuro del mercado eólico en nuestro país. El 13 de octubre de 1990, se firmó un preacuerdo para promover la instalación y explotación de la primera planta comercial española de energía eólica. El acuerdo se firma entre el IDAE, el Instituto de Fomento de Andalucía (IFA) y la empresa Plantas Eólicas S. A. (AWP), para la constitución de la Planta Eólica del Sur (PESUR), de 20 MW, con 150 aerogeneradores AWP 56/100 de 100 kW, y 34 aerogeneradores MADE AE/20 de 150 kW. La planta entra en funcionamiento a finales de 1992, siendo en la actualidad el parque eólico en operación con más antigüedad. La aparición del Real Decreto 2366/94 de 1994, supuso el impulso definitivo para la incorporación de la energía eólica a la estructura energética nacional.
Ilustración 1.17. Parque eólico PESUR (Cádiz). Fuente: Archivo.
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1. Historia
Referencias 1. IEA Wind Energy Annual Reports. 2. F. Avia y E. Soria. The Development of the Spanish Wind Industry. CanWea, 2001. 3. Cuadernos estadísticos de las energías renovables en España. IDAE, 1994. 4. La energía eólica en el Grupo Endesa. Colección Informes. Grupo Endesa, 1989. 5. Informe de realizaciones en España sobre energía eólica. IDAE, 1986 (distribución restringida). 6. Informes anuales de la Sociedad Eólica de Andalucía.
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–38–
2. El sector
2 El sector La energía eólica es una de las opciones energéticas emergentes con mayor potencialidad de futuro, que ha de contribuir de forma importante a cubrir las elevadas necesidades energéticas en los países en vía de desarrollo y a sustituir una parte importante de las actuales plantas energéticas alimentadas por combustibles fósiles. El aprovechamiento de la energía eólica ha alcanzado un nivel de desarrollo que permite afirmar que nos encontramos ante una fuente energética limpia, económicamente competitiva y con una tecnología de aprovechamiento madura. En emplazamientos con un recurso eólico adecuado, los actuales aerogeneradores son capaces de producir electricidad a precios competitivos, partiendo de una fuente natural, renovable y no contaminante de energía. La energía eólica en los últimos años se ha erigido como la fuente energética de crecimiento más rápido en la Unión Europea [7].
Ilustración 2.1. Parque eólico. Fuente: Greenpeace.
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El mercado de la energía eólica es un mercado joven que se está desarrollando, con una tasa anual de crecimiento en torno al 30%, habiendo pasado de los 60 GW instalados a finales de 2005 a 200 GW en 2010 [1], con lo que se proporciona energía suficiente para satisfacer las necesidades de unos 100 millones de hogares (unos 300 millones de personas). Actualmente, la energía eólica ya está establecida como fuente de energía en más de 80 países [3]. Muchos de ellos han emprendido una política clara de introducción de la energía eólica en sus sistemas de producción energética, como es el caso de China, que con 18.928 MW instalados en 2010 ha duplicado en un año su capacidad total alcanzando los 44.781 MW de potencia instalada. En Estados Unidos finalizó el año con un total de 40.274 MW instalados, Alemania con 27.364 MW y España con 20.300 MW [2]. Dinamarca con 3.805 MW instalados produjo en el año 2010 el 21% de la energía eléctrica consumida en el país y presenta el mayor índice de potencia eólica instalada per cápita (0,675 kW/cap.), seguido de España con 0,442 kW/cap. y un grado de cobertura de la demanda eléctrica del 16%. Estos datos son claros ejemplos de la potencialidad de la energía eólica para la producción de energía eléctrica [3]. El impulso a la expansión de la energía eólica ha venido motivado en gran medida por la urgente necesidad de combatir el cambio climático global. Es una fuente de energía que evita la emisión de dióxido de carbono sin producir ninguno de los otros contaminantes asociados a los combustibles fósiles, o la generación de residuos de larga duración cuando la producción de energía es de origen nuclear. Los estudios de opinión realizados en diferentes países muestran resultados de apoyo mayoritario de la población a favor de la utilización de la energía eólica [4]. A medida que se ha ido desarrollando el mercado, los costes de la energía eólica han mostrado una drástica reducción. El coste de producción de la energía eólica es hoy en día una quinta parte que hace 20 años. Los costes de los aerogeneradores se sitúan en el rango de los 1.000 €/ kW, variando en función de la tecnología y el tamaño de máquina. Los precios por kilovatio instalado oscilan entre 1.200 y 1.400 €/kW [2]. Los costes de generación varían entre los 4 y 8 céntimos de euro por kilovatio-hora producido, siendo este amplio margen consecuencia de las diferencias en el tamaño del proyecto (lo que generalmente lleva a diferentes costes específicos de la instalación), pero fundamentalmente debido a las características de viento del emplazamiento. Asimismo, los costes financieros y los costes de operación y mantenimiento repercuten notablemente en el precio de la energía generada. El próspero negocio de la energía eólica ha atraído la atención de bancos, mercados de inversión y nuevos participantes, como las compañías petroleras, que recientemente han entrado en el mercado. –40–
2. El sector
Los fabricantes europeos lideran el mercado mundial con Dinamarca, Alemania y España como los países que aportan el mayor número de aerogeneradores al mercado. En los últimos años, en China han aparecido un número importante de empresas que ya cubren un porcentaje importante del sector. El empleo asociado al sector de la energía eólica ha crecido rápidamente. Se estima que un total de 670.000 personas trabajan directa o indirectamente en este sector [4].
Ilustración 2.2. Instalación del buje de un aerogenerador. Fuente: LM Glassfiber.
En Europa, se estima que en 2008 eran más de 100.000 los puestos de trabajos de empleo directo (tabla 2.1) [8]. Las predicciones europeas apuntan a más de 440.000 para el año 2020.
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País
N.º de puestos de trabajo directos
Austria
700
Bélgica
2.000
Bulgaria
100
República Checa
100
Dinamarca
23.500
Finlandia
800
Francia
7.000
Alemania
38.000
Grecia
1.800
Hungría
100
Irlanda
1.500
Italia
2.500
Países Bajos
2.000
Polonia
800
Portugal
800
España
20.500
Suecia
2.000
Reino Unido
4.000
Resto de la UE
400
Total
108.600
Tabla 2.1. Empleo directo de la energía eólica en países europeos. Fuente: Estimaciones propias, a partir de EWEA (2008a); ADEME (2008); AEE (2007); DWIA (2008); Ministerio Federal del Medio Ambiente de Alemania, BMU (2008).
Como puede verse en la gráfica, se estima que el empleo asociado a la energía eólica en la UE se duplicará en el periodo 2010-2020. En 2025, el empleo en instalaciones eólicas marinas superará al de las instalaciones eólicas en tierra. Se estima que en 2030, más de 475.000 personas estarán empleadas en el sector eólico europeo de la energía.
2.1. Situación mundial de la energía eólica A finales del año 2010, la potencia eólica mundial era de 199.520 MW, con una tasa anual de crecimiento del 25% [1]. La gráfica 2.2 muestra la evolución de la potencia eólica en todo el mundo junto con la potencia anual instalada.
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2. El sector
600.000 500.000 400.000 300.000 200.000 100.000 0
Gráfica 2.1. Estimación de la evolución del número de empleos en el sector eólico. Fuente: Wind at Work. EWEA.
(MW) 210.000 199.520 200.000 190.000 180.000 170.000 160.084 160.000 150.000 140.000 130.000 122.158 120.000 110.000 94.005 100.000 90.000 80.000 74.306 70.000 59.399 60.000 46.636 50.000 38.530 40.000 30.345 30.000 16.955 23.270 20.000 13.455 7.636 9.814 6.070 10.000 4.778 0 1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
MW Potencia instalada en el año (MW) Potencia Acumulada (MW)
Gráfica 2.2. Evolución de la potencia eólica total instalada en el mundo. Fuente: Elaboración propia a partir de datos de BTM Consulting.
–43–
La distribución de la potencia instalada por áreas geográficas era la siguiente: Área
Potencia acumulada (MW)
Europa
86.279
China
44.781
América del Norte
44.285
India
12.996
Australia y Nueva Zelanda
2.579
Japón
2.429
América Central y América del Sur
2.209
Taiwán
454
Corea del Sur
342
Resto de Asia
530
África
1.112
Otros
1.524
Total 199.520 Tabla 2.2. Potencia eólica por área geográfica (31/12/2010). Fuente: Elaboración propia a partir de datos de la EWEA y BTM Consulting.
Europa representa el 44% de la potencia total instalada, si bien hoy en día ya aparecen mercados fuertemente establecidos en China, América del Norte (EE. UU. y Canadá), India y otras zonas geográficas. La India tiene cerca de 13 GW instalados en parques eólicos conectados a red, mientras que en China, además de 44,8 GW conectados a la red, hay más de 200.000 instalaciones autónomas alimentadas con pequeños aerogeneradores. Varios países del norte de África (Marruecos, Egipto, Túnez) han comenzado la instalación de plantas eólicas, al igual que en otras áreas del planeta (Australia y Nueva Zelanda, Oriente Próximo, etc.). Otros países que están considerando serias inversiones en el sector son Brasil, Túnez, China, Egipto, Marruecos, Filipinas, Turquía y Vietnam [1]. Es muy importante el crecimiento experimentado en los países en vía de desarrollo, que contemplan la energía eólica como una de las fuentes para cubrir sus crecientes necesidades energéticas. De los datos actuales se desprende que, en algunos países, la utilización de plantas eólicas para producción de energía eléctrica ha dado el paso definitivo hacia su integración en la estructura
–44–
2. El sector
energética global, habiéndose alcanzado altos porcentajes de cobertura del consumo eléctrico. Los países con mayor grado de cobertura durante el año 2010 fueron: • Dinamarca 21% • Portugal 18% • España 16% • Alemania 9% La utilización de la energía eólica para la producción de energía eléctrica en sistemas conectados a la red se está consolidando en muchos de los países europeos como una forma de diversificación de la actual estructura energética. El gráfico siguiente presenta la relación entre la potencia instalada y el número de habitantes en el país (kW/cap.) a finales de 2010. Dinamarca es el país con más potencia instalada por habitante, seguida de España que alcanza un índice de 0,442 kW/cap. y Portugal en tercera posición [4].
0,700
0,675
0,800
0,086
0,085
0,083
Australia
Bélgica
Luxemburgo
0,093
0,087 Francia
0,095 Italia
0,100
Noruega
0,116
0,112 Grecia
Canadá
Estonia
0,118
0,118
Nueva Zelanda
0,123 Austria
0,133
0,128 EE.UU.
0,306 Irlanda
0,200
Países Bajos
0,318 Islas Malvinas
0,300
0,226
0,344
0,334 Alemania
0,400
Portugal
0,442
0,500
Suecia
España
0,000
Dinamarca
[kW / Capita]
0,600
Gráfica 2.3. Potencia eólica per cápita a finales del 2010. Fuente: WWEA – Reporte anual de la energía eólica 2010.
–45–
Los países europeos lideran el mercado mundial de la energía eólica, tanto en lo que se refiere a la potencia instalada como a la industria del sector. A continuación se presentan datos de finales de 2010 y, de ellos, podemos destacar que en la actualidad hay instaladas plantas eólicas prácticamente en todas las áreas geográficas del continente.
Gráfica 2.4. Potencia eólica instalada por países en Europa (2010). Fuente: EWEA, Annual Report 2010.
–46–
2. El sector
Irlanda 2% (1.428 MW) Suecia 3% (2.163 MW)
Grecia 1% (1.208 MW) Otros 4% (2.916 MW)
Países Bajos 3% (2.237 MW) Dinamarca 4% (3.752 MW)
Alemania 32% (27.214 MW)
Portugal 5% (3.898 MW) Reino Unido 6% (5.204 MW)
Francia 7% (5.660 MW)
Italia 7% (5.797 MW)
España 24% (20.676 MW)
Gráfica 2.5. Potencia eólica instalada por países en Europa (2010). Fuente: EWEA, Annual Report 2010.
Además de los datos ya comentados de los países líderes, Alemania, España y Dinamarca, hay que resaltar los ambiciosos programas existentes en muchos otros países (Reino Unido, Italia, Grecia, Portugal y Países Bajos), que auguran un prometedor panorama para los futuros desarrollos eólicos europeos. Se espera una continuidad en la instalación de plantas eólicas. En la siguiente tabla se presentan datos de las previsiones de instalación en los países europeos para el periodo 2011-2015, obtenida a partir de los datos suministrados por la Asociación Europea de Energía Eólica (EWEA) en su informe Wind in power. 2010 European statistics [5]. Alemania, España, el Reino Unido y Francia van a liderar las nuevas instalaciones, con un total de más de 90 GW de nueva potencia instalada durante el periodo considerado. –47–
Previsión de potencia a instalar entre 2011-2015 (MW)
Capacidad acumulada a finales de 2010 (MW) Alemania
Capacidad acumulada a finales de 2015 (MW)
27.214
14.050
41.264
Austria
1.011
650
1.665
Bélgica
911
900
1.811
Bulgaria
375
2.000
2.375
República Checa
215
800
1.015
3.752
1.200
3.952
España
20.676
11.000
31.676
Estonia
149
400
549
Finlandia
197
800
997
Francia
5.660
11.100
16.760
Grecia
1.208
1.400
2.608
Holanda
2.245
2.400
4.645
295
Dinamarca
Hungría
1.150
1.445
Irlanda (Rep.)
1.428
1.550
2.978
Italia
5.797
6.950
12.747
Letonia
31
350
381
Lituania
154
575
729
Noruega
441
1.700
2.141
Polonia
1.107
4.900
6.007
Portugal
3.898
4.700
8.598
Reino Unido
5.204
Rumania Suecia Suiza Turquía Resto de Europa Total
10.700
15.904
462
2.800
3.262
2.163
4.800
6.963
42
425
467
1.329
3.450
4.779
315
775
1.090
86.279
91.525
177.804
Tabla 2.3. Previsiones del mercado europeo (2011-2015). Fuente: Elaboración propia a partir de datos de la EWEA y BTM Consulting.
–48–
2. El sector
La Unión Europea adoptó la Directiva de Energías Renovables en el 2009, que incluye el objetivo de cubrir un 20% del consumo total de energía por medio de las fuentes renovables para el 2020. La siguiente tabla muestra la previsión de la contribución de las energías renovables a la generación eléctrica en el año 2020 en los países europeos, de acuerdo con el National Renevable Energy Action Plans (NREAP) que los países miembros presentaron a la Comisión Europea en 2010 [6].
Austria Suecia Letonia Portugal Dinamarca Irlanda Rumania España Grecia Eslovenia Alemania Países Bajos Finlandia Reino Unido Francia Italia Eslovaquia Lituania Bulgaria Bélgica Polonia Estonia Chipre Malta República Checa Luxemburgo Hungría UE
Eólica Hidráulica Biomasa Fotovoltaica Solar Termoeléctrica Geotérmica Energías Oceanográficas 0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
Gráfica 2.6. Previsión de la contribución de las energías renovables a la generación eléctrica en 2020 en los países europeos. Fuente: EWEA, EU Energy Policy to 2020.
De acuerdo con el NREAP, el 34% del consumo de electricidad en 2020 será cubierto por fuentes de energías renovables, siendo la cobertura del sector eólico de un 14%. –49–
80%
Hidráulica 10,47%
Biomasa 6,56%
Eólica terrestre 10%
Eólica marina 4% Fotovoltaica 2,36% Geotérmica 0,30% Solar Termoeléctrica 0,57% Energías Oceanográficas 0,16%
Electricidad no renovable 65,58%
Gráfica 2.7. Previsión de la contribución de las energías renovables a la generación eléctrica en 2020 en los países europeos. Fuente: EWEA, EU Energy Policy to 2020.
A continuación, se presentan datos de finales de 2010 de la cuota del mercado de los principales fabricantes mundiales, donde se desataca el liderazgo de las empresas europeas (Dinamarca, Alemania y España) en el sector de la industria eólica.
–50–
2. El sector
Potencia instalada en 2010 (MW
Fabricante
Cuota 2010
Potencia acumulada 2010 (MW)
Cuota acumulada
Vestas (1) (Dinamarca)
5.842
14,8 %
45.547
Sinovel (China)
4.386
11,1 %
10.044
5,0 %
GE Wind (EE. UU.)
3.796
9,6 %
26.871
13,5 %
Goldwind (China)
3.740
9,5 %
9.055
4,5 %
Enercon (Alemania)
2.846
7,2 %
22.644
11,3 %
Suzlon (India)
2.736
6,9 %
17.301
8,7 %
Dongfang (China)
2.624
6,7 %
6.389
3,2 %
Gamesa (2) (España)
2.587
6,6 %
21.812
10,9 %
Siemens (3) (Dinamarca)
2.325
5,9 %
13.538
6,8 %
United Power (China)
1.643
4,2 %
2.435
1,2 %
8.247
20,9 %
30.292
15,2 %
Otros Total
40.771 205.927 Tabla 2.4. Cuota del mercado mundial por fabricantes (2010). Fuente: Elaboración propia a partir de datos de BTM Consulting.
En 2004 Vestas adquirió NegMicon. En 2003 Gamesa adquirió Made. (3) En 2005 Siemens adquirió Bonus.
(1)
(2)
Ilustración 2.3. Instalación de un aerogenerador de 5 MW. Fuente: RePower.
–51–
22,8 %
De acuerdo con las previsiones, la potencia instalada seguirá manteniendo tasas anuales de crecimiento similares a las experimentadas en los últimos años, pasando de los 39,5 GW en 2010 a más de 80 GW para el año 2015. China continuará liderando el desarrollo junto con Estados Unidos y Europa, que mantendrá un crecimiento progresivo pasando de los 11 GW instalados en 2010 a más de 20 GW en 2015.
Capacidad Capacidad acumulada instalada a finales en 2010 de 2010 (MW) (MW)
Previsiones 2011 - 2015 2011 (MW)
2012 (MW)
2013 (MW)
2014 (MW)
2015 (MW)
Capacidad a instalar 2011-2015 (MW)
Capacidad acumulada a finales de 2015 (MW)
Total América
46.990
6.639 10.200 12.800 11.600 19.700 20.400 74.700
121.690
Total Europa
87.565
10.980 12.650 16.175 18.025 20.625 20.050 91.525
179.090
Total sur y este de Asia
58.565
21.130 21.200 22.350 27.150 27.800 31.550 130.050
188.327
Total Países OCDE
5.351
478 1.250 1.550 2.250 2.450 2.850 10.350
Resto del mundo
1.338
177
700
1.000
1.450
1.900
2.500
7.550
15.707 8.888
Total capacidad 39.404 46.000 53.875 60.475 72.475 81.350 314.175 instalada anual (MW) Capacidad acumulada (MW)
122.158 245.520 299.395 359.870 432.345 513.695
513.695
Tabla 2.5. Previsiones de crecimiento del mercado mundial por áreas geográficas (2011-2015). Fuente: Elaboración propia a partir de datos de BTM Consulting.
2.2. Estado de desarrollo en España En España continúa la exitosa incorporación de la energía eólica a la estructura energética del país y concretamente para producción eléctrica. La potencia eólica instalada a finales de 2010 alcanzó los 20.676 MW, lo que nos sitúa en cuarta posición mundial, detrás de la República Popular China, Estados Unidos y Alemania. –52–
2. El sector
35.000 Instalada en 2010 Prev. 2011 Prev. 2012 Prev. 2013 Prev. 2014 Prev. 2015
30.000
MW /año
25.000 20.000 15.000 10.000 5.000 0
Total América
Total Europa
Total sur y este de Asia
Total países OCDE
Resto del mundo
Gráfica 2.8. Previsiones de crecimiento del mercado mundial por áreas geográficas (2011-2015). Fuente: Elaboración propia a partir de datos de BTM Consulting.
Ilustración 2.4. Parque eólico El Cerro de los Colorados – Maldonado. Fuente: Archivo.
–53–
19.160
22.500
15.115
17.500
11.595
1.516
2010
2.461
2009
2008
1.584
3.520
2007
1.582
2006
2005
1.551
2.277
6.185 1.152
2003
2002
3.522 1.164
2001
2.358 950
685 1.408
1999
Potencia anual instalada
2000
296 723
1997
1996
0
1995
2.500
1998
5.000
1.511
7.500
5.033
8.462
10.000
10.013
12.500
2004
(MW)
15.000
16.699
20.000
20.676
La siguiente gráfica muestra la potencia anual instalada en España y la potencia acumulada en los últimos años.
Potencia acumulada
Gráfica 2.9. Potencia eólica en España (1995-2010). Fuente: Elaboración propia a partir de datos de la AEE.
La electricidad generada en las plantas eólicas ha cubierto el 16,4% de la demanda eléctrica del país en 2010, con niveles instantáneos de penetración muy altos, como el alcanzado el 9 de noviembre de 2010, que consiguió un máximo histórico de producción eólica con una energía diaria de 315.258 MWh lo que permitió cubrir el 43% de la demanda eléctrica del día.
–54–
2. El sector
El proceso de integración de las plantas eólicas en el sistema de generación eléctrica nacional es observado hoy día con interés por diferentes países. Nuestro país ha participado activamente en el desarrollo de un nuevo sector tecnológico de la forma adecuada y en el momento preciso. La gráfica siguiente presenta los datos extraídos del avance del informe anual de Red Eléctrica de España sobre la estructura energética del sistema eléctrico nacional a finales del 2010 [9].
Eólica 19,4% Carbón 11,5%
Resto régimen especial 13,7%
Nuclear 7,5%
Fuel /Gas 5,7%
Ciclo Combinado 26,0% Hidraúlica 16,2%
Gráfica 2.10. Estructura del sistema de generación eléctrico nacional (2010). Fuente: Elaboración propia a partir de datos de Red Eléctrica de España.
Las plantas eólicas representan un 19,4% del total de potencia instalada del sistema nacional de generación eléctrica, solo por detrás de las centrales de ciclo combinado (26.844 MW).
–55–
El siguiente gráfico presenta la contribución de las distintas fuentes de generación eléctrica a la cobertura de la demanda durante 2010 [9].
Eólica (16,4%)
Carbón (8,6%)
Resto Regimen Especial (18,4%) Ciclo Combinado (25,0%)
Nuclear (23,8%)
Hidráulica (14,6%)
Fuel/Gas (0,7%)
Gráfica 2.11. Cobertura por fuentes energéticas de la demanda eléctrica en 2010. Fuente: Elaboración propia a partir de datos de Red Eléctrica de España.
De los datos presentados se constata que la energía eólica está hoy en día completamente integrada en el sistema eléctrico nacional, al igual que las otras fuentes de generación eléctrica convencionales. La mayoría de los operadores de parques eólicos han elegido participar en el mercado eléctrico, frente a la opción de tarifa fija de venta, lo que hace más activa su integración en la estructura del sistema eléctrico nacional. Casi todas las autonomías españolas están involucradas en la incorporación de la energía eólica. Castilla y León, Cataluña y Andalucía son las comunidades autónomas con mayor actividad durante 2010 (tabla 2.6 y gráfica 2.12). Iberdrola y Acciona son los promotores líderes del mercado, pero existen otros promotores muy activos dentro del mercado nacional. Es importante resaltar la alta participación de las empresas eléctricas en la promoción e instalación de parques eólicos en España.
–56–
2. El sector
Comunidad Autónoma
Total a 01//01/2011
Castilla y León
En 2010
4.803,82
Castilla-La Mancha
3.709,19
Galicia
3.289,33
Tasa de variación 2010/2009 (%)
% sobre total
Nº de parques
23,59%
23,23%
204
917,02 6,00 54,80
0,16%
17,94%
121
1,69%
15,91%
150
Andalucía
2.979,33 139,41 4,91% 14,41% 130
Aragón
1.764,01 10,20 0,58% 8,53% 76
Comunidad Valenciana 986,99 0,00 0,00% 4,77% 30 Navarra
968,37 6,60 0,69% 4,68% 45
Cataluña
851,41
La Rioja
446,62 0,00 0,00% 2,16% 14
326,87
62,32%
Asturias
355,95 0,00 0,00% 1,72% 15 0,00%
0,74%
33
Pais Vasco
153,25
Murcia
189,91 37,60 24,69% 0,92% 11
Canarias
138,92 0.00 0,00% 0,67% 47
Cantabria
0,00
4,12%
35,30 17,45 97,76% 0,17% 3
Baleares
3,65
Total
0,00
0,00%
20.676,04 1.515,95
0,02%
6.000 En 2010
5.000
En 2009 En 2008
4.000
En 2007 En 2006
3.000
En 2005 En 2004 Total a 01/01/2004
2.000
1.000
Baleares
Cantabria
Canarias
Murcia
País Vasco
Asturias
La Rioja
Cataluña
Navarra
Comunidad Valenciana
Aragón
Andalucía
Galicia
Castilla-La Mancha
Castilla y León
0
Gráfica 2.12. Potencia instalada por comunidades autónomas (2004-2010). Fuente: AEE.
–57–
3
7,9% 100,0% 889
Tabla 2.6. Potencia instalada por comunidades autónomas en 2010. Fuente: Asociación Empresarial Eólica (AEE).
MW
7
Aconsejamos la lectura del informe Estudio macroeconómico del impacto del sector eólico en España, elaborado por Deloite para la Asociación Empresarial Eólica [10], en el que se presenta el impacto que se deriva del crecimiento del sector eólico en España en los últimos años. Como conclusiones importantes del mismo se destaca que se ha desarrollado una industria económicamente muy relevante con empresas líderes a nivel mundial en toda la cadena de valor del producto y así lo demuestran el nivel de exportaciones de equipos, componentes y servicios, la inversión directa en el extranjero y la cantidad de empresas extranjeras que se han instalado en nuestro país.
Millones de euros constante de 2010
Asimismo, se indica que durante el periodo 2005-2009, la cuantía de la prima establecida para incentivar el desarrollo de la potencia eólica en España ha sido inferior a la suma de los importes derivados de ahorros en importaciones de combustibles fósiles y de la no utilización de derechos de emisiones de CO2 derivadas de la sustitución de dichos combustibles por energía eólica [10].
7836,2
8.000 7.000 6025,5
6.000 5.000
5269,6
4.000
3414,7
3.000 1956,5
2.000 1.000 0
839,6
3692,9
2539,7
1536,2
648,7
2005
2006
2007
2008
2009
Ahorro para evitar emisiones de CO2 Impacto económico por reducción de dependencia energética Prima equivalente (millones de euros)
Gráfica 2.13. Comparativa entre la prima del sector eólico y los ahorros obtenidos por la sustitución de importaciones de combustibles fósiles y derechos de CO2 no necesarios. Fuente: Deloite – AEE.
–58–
2. El sector
Adicionalmente, en paralelo al crecimiento de la potencia eólica, se ha producido el desarrollo de un sector industrial cuya contribución al PIB (directo + inducido) durante ese quinquenio ha sido de 16.150 millones de euros. El crecimiento del sector ha seguido una trayectoria ordenada y estable en todo el periodo: el peso relativo de todos los subsectores ha sido siempre superior al 18% [10]. En la actualidad, España ocupa un lugar importante en cuanto a la fabricación de aerogeneradores para el mercado mundial, con una cuota de mercado en 2010 en torno al 10% y con más de trescientas empresas involucradas en el sector, con 35.719 puestos de trabajo (directos e indirectos) a finales de 2009 [10]. A mediados de los años noventa, la estrategia del gobierno español para el desarrollo de la energía eólica se plasmó en el Programa para el Fomento de las Energías Renovables (PFER). El programa fue preparado por el IDAE de acuerdo con la Ley 54/19976 en el Sector de la Electricidad, y definió como objetivo lograr el 12% de la energía primaria en España mediante las energías renovables para el año 2010, de acuerdo con el objetivo fijado dentro de la Unión Europea (Libro Blanco de las Energías Renovables). El objetivo del PFER en energía eólica para el periodo 1999-2010 era instalar 5.540 MW desde 1999 hasta el año 2006, y otros 2.600 MW entre 2007 y 2010 (650 MW por año). En total 8.140 MW debían agregarse a los 834 MW que existían a finales de 1998, para alcanzar el total de 8.974 MW en el año 2010. Durante 2005 se realizó una actualización del PFER para el periodo 2005-2010, fijándose el nuevo objetivo en 20 GW para el año 2010, objetivo que se ha alcanzado de acuerdo con los datos presentados.
–59–
El nuevo objetivo contemplado en el borrador de Plan de Energías Renovables 2011-2020 [11] es alcanzar una potencia total instalada en 2020 de 35,75 GW, de los cuales 750 MW corresponderían a parques eólicos marinos.
Ilustración 2.5 Parque eólico de Malagón (Ciudad Real). Fuente: Archivo.
–60–
2. El sector
2.2.1. Fabricantes españoles presentes en el mercado Hay muy pocos sectores de los que en la actualidad denominamos nuevas tecnologías en los que nuestro país haya tenido un papel tan predominante como el alcanzado en el ámbito del aprovechamiento de la energía eólica. La importante actividad en este campo ha activado el desarrollo de la industria eólica española, cubriendo no solo la fabricación de aerogeneradores sino también la de otros componentes: palas, generadores, cajas de multiplicación, torres, góndolas, sensores de medida del viento.
Ensamblaje de aerogeneradores Generadores y componentes eléctricos Palas Multiplicadores Torres y componentes metálicos
Gráfica 2.14. Localización y actividad de los centros industriales en España. Fuente: Deloite – AEE.
–61–
También el sector de servicios (diseño, instalación, mantenimiento) ha crecido en los últimos años. Nuevas fábricas de componentes entraron en funcionamiento (palas, torres y cajas de multiplicación), con la consiguiente creación de nuevos puestos de trabajo. Las compañías que están liderando la industria española son Gamesa Eólica, Acciona Wind Power y Alstom-Ecotecnia, por parte de los fabricantes nacionales y Vestas, Navantia-Siemens, GE Wind y Nordex entre los fabricantes extranjeros. Hay nuevos fabricantes de nuestro país intentando incorporarse al mercado, como MTorres y Eozen. Los fabricantes nacionales no solo cubren la mayor parte de las instalaciones realizadas en el mercado nacional, sino que han emprendido una política de expansión hacia mercados exteriores, cubriendo cerca del 10% del total del mercado mundial en 2010. Como ya se ha indicado, el sector industrial eólico nacional es un sector fuerte, con más de trescientas empresas involucradas y con 35.719 puestos de trabajo (directos e indirectos) a finales de 2009 [10].
Gráfica 2.15. Empleo directo, indirecto y total (2003-2010). Fuente: Deloide-AEE.
La tabla y el gráfico siguientes muestran la participación de los fabricantes en el total del parque eólico actual en nuestro país, del que Gamesa (incluyendo la adquirida Made) acumula más del 60% en potencia instalada, lo que corresponde con el 63,5% del número de aerogeneradores instalados. –62–
2. El sector
Fabricante
Potencia total (MW)
% sobre total
GAMESA
9.846,34
47,6 %
VESTAS
3.528,72
17,1 %
ALSTOM-WIND
1.559,85
7,5 %
ACCIONA WIND POWER
1.455,15
7,0 %
MADE
1.261,73
6,1 %
GE
1.203,20
5,8 %
SIEMENS
727,10
3,5 %
ENERCOM
484,60
2,3 %
SUZLON
218,00
1,1 %
391,36
2,0 %
OTROS Total
20.676,07 100,00%
Tabla 2.7. Distribución del mercado nacional acumulado por fabricantes (2010). Fuente: Asociación Empresarial Eólica (AEE).
Gráfica 2.16. Distribución del parque eólico nacional por fabricantes (2010). Fuente: Asociación Empresarial Eólica (AEE).
La evolución de la tecnología en los parques eólicos nacionales ha seguido un camino paralelo al experimentado a nivel global, si bien las características específicas de estos parques –muchos de ellos ubicados en emplazamientos de terreno complejo y con dificultad de acceso–, han llevado a la utilización de aerogeneradores de menor tamaño que el de otros países líderes del mercado –63–
(Alemania, EE. UU. y Reino Unido), aunque superior al tamaño medio utilizado en los nuevos mercados en países en desarrollo (India y China). La gráfica siguiente muestra la evolución del tamaño medio de los aerogeneradores instalados en las plantas eólicas nacionales.
2.250
1.990
2.000
1.771
1.750
1.622
kW
1.500 1.250
1.342
1.375
2005
2006
1.123
1.000 750
1.854
723
716
2000
2001
953
951
2002
2003
500 250 0 2004
2007
2008
2009
2010
Gráfica 2.17. Tamaño medio de los aerogeneradores del mercado nacional. Fuente: Asociación Empresarial Eólica (AEE).
La tabla siguiente lista las principales plantas de producción de aerogeneradores y componentes en territorio nacional [7]. Fabricante
GAMESA EÓLICA
Ubicación
Actividad
Reinosa (Cantabria)
Generadores y Convertidores
Coslada (Madrid)
Generadores y Convertidores
Viveiro (Lugo)
Motores y Turbinas
Pamplona (Navarra)
Góndolas
Imarcoain (Navarra)
Góndolas
Agreda (Soria)
Góndolas
Tauste (Zaragoza)
Góndolas
Ojosa (A Coruña)
Góndolas
Medina del Campo (Valladolid)
Góndolas
Alsasua (Navarra)
Palas
Miranda del Ebro (Burgos)
Palas
–64–
2. El sector
Fabricante
Ubicación
Actividad
Somozas (A Coruña)
Palas
Tudela (Navarra)
Palas
Albacete (Albacete)
Palas
Cuenca (Cuenca)
Raíces de palas
Imarcoain (Navarra)
moldes de Palas
GAMESA EÓLICA
Asteasu ( Guipuzcoa)
Multiplicadoras
Mungía (Vizcaya)
Multiplicadoras
VESTAS EÓLICA
Bergondo (A Coruña)
Multiplicadoras
Burgos (Burgos)
Multiplicadoras
Olazagutia (Navarra)
Torres
Cadrete (Zaragoza)
Torres
Viveiro (Lugo)
Góndolas
Villadangos (León)
Góndolas
Olvega (Soria)
Sistemas de Control
Daimiel (Ciudad Real)
Palas
As Somozas (A Coruña)
Ensamble Aerogeneradores
Castro ( Coruña)
Sistemas de Control
Buñuel (Navarra)
Ensamble Aerogeneradores
Greses (Zamora)
Torres
Toledo (Toledo)
Palas
As Pontes (A Coruña)
Palas
Ponferrada (León)
Palas
GE Wind Energy
Noblejas (Toledo)
Ensamble Aerogeneradores
M. TORRES
Olvega (Soria)
Aerogeneradores
ACCIONA WIND POWER
Barasoain (Navarra)
Ensamble Aerogeneradores
La Vall d’Uixó (Castellón)
Aerogeneradores
EOZEN
Ferreira (Granada)
Aerogeneradores
NAVANTIA
Ferrol (A Coruña)
Ensamble Aerogeneradores
Coreses (Zamora)
Torres
ALSTONECOTECNIA
LM COMPOSITES
CALDERERÍA TORRES ALTAMIRA
Tabla 2.8. Fábricas de aerogeneradores y componentes en España. Fuente: Asociación Empresarial Eólica (AEE).
–65–
Paralelamente al crecimiento de la industria eólica y al incremento de las instalaciones en nuestro país, las actividades de Investigación y Desarrollo (I+D) en energía eólica se han incrementado en los últimos años. Además del I+D realizado por nuestras industrias, existe un importante tejido nacional realizando proyectos en el sector. En la planta de ensayos localizada en el centro del CEDER en Soria, la División de Energías Renovables (DER) del Centro de Investigaciones Energéticas Medioambientales y Tecnológicas (CIEMAT) está desarrollando diferentes proyectos sobre sistemas eólicos autónomos con un campo amplio de actividad, desde desarrollo de los componentes (pequeños aerogeneradores, sistemas de almacenamiento en volantes de inercia, unidades de control, etc.), ensayo de aerogeneradores y componentes (cajas de cambios, generadores y palas), ensayos y evaluación de sistemas completos, etc.
Ilustración 2.6. Planta de ensayos de pequeños aerogeneradores. CEDER-CIEMAT. Fuente: Centro Nacional de Energías Renovables (CENER).
En esta planta se ensayan pequeños aerogeneradores de diferentes tecnologías, con potencias entre 1 kW a 50 kW, realizándose medidas para la caracterización de la curva de potencia, pruebas de durabilidad y medidas de emisiones de ruido. El Centro Nacional de Energías Renovables (CENER) localizado en Navarra cubre las actividades en el campo de ensayo de grandes aerogeneradores, desarrollo de palas, sistemas de control, así como técnicas de predicción de viento. La estructura del Departamento de Energía Eólica se articula en cuatro servicios: evaluación y predicción de recursos eólicos, análisis y diseño de aerogeneradores, eólica marina y laboratorio de ensayos de aerogeneradores. La plantilla actual del –66–
2. El sector
CENER está compuesta por más de 200 personas, entre investigadores y personal administrativo, de los cuales 72 están integrados en el Departamento de Energía Eólica. El Laboratorio de Ensayo de Aerogeneradores del CENER (LEA) es una infraestructura dedicada a pruebas y ensayos de aerogeneradores, abarcando desde el análisis de los componentes hasta el de aerogeneradores completos, según normas internacionales. Además, complementa las labores de investigación del Centro Nacional de Energías Renovables, en el campo de la energía eólica. Estas instalaciones ocupan una superficie de 30.000 m2 en el Polígono Rocaforte de Sangüesa en Navarra y su puesta en marcha ha sido posible gracias a un acuerdo de colaboración suscrito en su día entre el CENER y el Gobierno de Navarra, el Ministerio de Ciencia e Innovación y CIEMAT, instituciones que forman parte de su Patronato.
Ilustración 2.7. Planta ensayo de palas del LEA (CENER). Fuente: CENER.
Es una infraestructura única en el mundo tanto por las dimensiones y la potencia de las máquinas que es capaz de ensayar como por la amplia y variada oferta de servicios tecnológicos que presta. El equipo humano que gestiona y opera estos laboratorios está formado por ingenieros y técnicos con amplia experiencia en el sector de la energía eólica. El LEA integra cinco centros de ensayo de última generación, entre los que se encuentran: Laboratorio de Ensayos de Palas, Laboratorio de Ensayos de Tren de Potencia (comprende Banco –67–
Ilustración 2.8. Bancada de ensayos del tren de potencia del LEA (CENER). Fuente: CENER.
de Ensayo de Tren de Potencia, Banco de Ensayo de Generadores, Banco de Ensayos de Góndola, y Banco de Montaje de Góndolas), Laboratorio de Materiales Compuestos y Procesos, Ensayos en Campo de Aerogeneradores y Parque Eólico Experimental (Sierra de Alaiz). Asimismo el CENER tiene en ejecución un parque experimental que permitirá ubicar hasta seis aerogeneradores de 5 MW, con el objetivo de ofrecer a los tecnólogos la posibilidad de que puedan ensayar sus prototipos en campo, sin tener que afrontar costosas tramitaciones y dentro de un entorno que reúna un régimen de vientos adecuados, con suficiente espaciamiento entre aerogeneradores y mástiles de medida y con instrumentación y sistemas de medida avanzados disponibles. Otros centros de investigación se encuentran realizando proyectos y desarrollo en relación con el aprovechamiento de la energía eólica, como por ejemplo ITER e ITC en las Islas Canarias, ambos centros involucrados en proyectos de I+D para la desalinización de agua de mar en plantas alimentadas por sistemas eólicos. Las compañías eléctricas también participan activamente en el desarrollo de proyectos de investigación, relacionados principalmente con aspectos específicos de la producción eléctrica de las plantas eólicas y problemas asociados al impacto en la red eléctrica. Dentro del ámbito universitario, en departamentos de numerosas universidades se está trabajando en proyectos de investigación, desarrollo de tesis doctorales y cursos de formación, cubriendo diferentes áreas de la tecnología. –68–
2. El sector
Por último, es importante destacar la creación de una plataforma tecnológica eólica –la Red Científico Tecnológica del Sector Eólico (REOLTEC)– creada bajo la tutela de la Asociación Empresarial Eólica, que aglutina empresas, centros de investigación y universidades, con el objetivo de coordinar y potenciar la investigación y desarrollo realizado dentro del panorama nacional.
2.3. Eólica marina La instalación de plantas eólicas marinas (PEM), se contempla dentro del sector eólico como uno de los mercados con mayores posibilidades de desarrollo futuro.
Ilustración 2.9. Planta eólica marina. Fuente: Archivo.
El inicio del interés por las posibilidades de explotación de los recursos eólicos marinos surge a finales de la década de los ochenta, esencialmente en Dinamarca, los Países Bajos y Bélgica, donde los problemas asociados a la baja disponibilidad de emplazamientos –debido en parte a la alta densidad de población–, dificultaban la obtención de permisos para la instalación de plantas
–69–
eólicas. Esto hizo fijar la vista en la posibilidad de instalar aerogeneradores en el mar. A su favor había, por un lado, la tradición de estos países en la recuperación de terrenos al mar (pólderes) y la existencia de una tecnología desarrollada para realizar este tipo de instalaciones en la costa, por otro, las condiciones específicas de las plataformas marinas de la zona, que son muy planas y en las que se encuentran muchas áreas con aguas de baja profundad (menos de 20 m). Todo ello contribuyó de forma clara a crear grandes expectativas de construir plantas eólicas marinas que resultasen competitivas en la generación eléctrica. Los costes asociados a este tipo de plantas, tanto los de instalación como los de operación y mantenimiento, son superiores a los de las plantas eólicas terrestres, pero las mejores condiciones de viento incrementan la producción energética específica, pudiendo hacerlas competitivas. La primera planta marina se estableció en Suecia en 1990, con la instalación de un aerogenerador de 300 kW. En la actualidad, la mayor parte de la potencia de las PEM instalada se encuentra principalmente en Dinamarca y el Reino Unido, donde se sitúan la mayoría de los nuevos desarrollos. Estudios realizados en Estados Unidos por el National Renewable Energy Laboratory (NREL) estiman un potencial de la eólica marina en este país superior a los 1.000 GW, de los cuales el 90% de las instalaciones se ubicarían en aguas de más de 30 m de profundidad. Aunque de los casi 200.000 MW eólicos instalados en todo el mundo a finales del 2010 solo 3.554 MW corresponden a PEM, se estima que muy pronto el mercado eólico marino se desarrollará teniendo un crecimiento similar al experimentado por el mercado eólico en instalaciones terrestres en los últimos años. El objetivo fijado por la Asociación Europea de Energía Eólica (EWEA) para el año 2020 es alcanzar unos 230 GW en operación, de los cuales 40 GW corresponderían a instalaciones marítimas. De los análisis realizados se han detectado condiciones favorables para este tipo de instalaciones, motivadas por las siguientes razones: • Elevado potencial y mayor disponibilidad de emplazamientos. • Mejor recurso eólico, con menor turbulencia. • Menor impacto medioambiental, al poder situarse lejos de los núcleos de urbanos. • Sin limitaciones de transporte.
–70–
2. El sector
Ilustración 2.10. Instalación de aerogenerador en PEM. Fuente: Archivo.
Como resultado de las experiencias obtenidas en la operación de las PEM en funcionamiento, se han constatado algunos puntos desfavorables respecto a las plantas en tierra, principalmente: • Mayor dificultad de evaluación de los posibles emplazamientos. • Mayores costes de instalación y O&M. • Menor disponibilidad. • Falta de madurez tecnológica. Necesidad de desarrollos tecnológicos específicos.
–71–
El coste de instalación de las PEM varía en función de las características específicas del emplazamiento (profundidad de las aguas, condiciones geológicas del lecho marino, distancia de la costa, etc.), pero como valor de referencia se estima en torno a los 4.000 €/kW instalado, lo que supone más del doble del coste de las instalaciones en tierra. Este incremento de coste puede ser compensado con el aumento en la producción debido al mejor recurso eólico existente.
Coste instalaciones eólicas marina
4,0 3,5
M€/MW
3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0 2005
2006
2007
2008
2009
2010
Gráfica 2.18. Coste por kilovatio instalado de las PEM (2005-2010). Fuente: Offshore Wind. renewableUK.
El desarrollo del mercado eólico marino se está realizando más lentamente de lo esperado. Los países más activos en el desarrollo de la eólica marina son el Reino Unido, Alemania, Dinamarca, Países Bajos y Suecia. La tabla y figura siguientes muestran los datos de las PEM en operación a finales de 2010 [1]. –72–
2. El sector
Potencia Instalada MW en 2009
País
Potencia Acumulada MW en 2009
Potencia Instalada Potencia Acumulada MW MW en 2010 en 2010
Bélgica
0
30
165
195
R.P. China
63
63
39
102
Dinamarca
228
625.9
207
832.9
Alemania
60
60
108
168
Irlanda
0
25
0
25
0
246.8
0
246.8
Países bajos Noruega
2.3
2.3
Suecia
30
163.3
Reino Unido
306
Total
689
894
0
2.3
0
163.3
925
1.819
2.110 1.444 3.554
Source: BTM Consult - A Part of Navigant Consulting - March 2011
Tabla 2.9. Potencia instalada en PEM por países (diciembre 2010). Fuente:BPM.
A finales de 2010 existían 41 plantas eólicas marinas en operación.
Reino Unido 51,18% 1.819 MW Suecia 4,59% 163,3 MW Noruega 0,06% 2,3 MW Países Bajos 6,94% 246,8 MW Irlanda 0,70% 25 MW
Bélgica 5,49% 195 MW Dinamarca 23,43% 832,9 MW
R.P. China 2,87% 102 MW
Alemania 4,73% 168 MW Gráfica 2.19. Potencia instalada en PEM (MW) por países (diciembre 2010). Fuente:BPM.
–73–
La opinión generalizada es que el mercado de instalaciones marítimas continuará creciendo en el periodo 2011-2015, con un despegue importante a lo largo del año 2012. La gráfica siguiente presenta los datos estimados por BTM Consult sobre el mercado eólico mundial en el periodo 2011-2015 [1]. Predicción del mercado de la eólica marina 30.000
26.240
MW
25.000 18.400
20.000 12.570
15.000 8.587
10.000 5.000
3.554
4.961
2010
2011
2.110
0 2009
2012
2013
2014
2015
Gráfica 2.20. Perspectivas de evolución del mercado de PEM. Fuente: Elaboración CENER. Datos BTM Consult ApS.
2.3.1. La energía eólica marina en España Ahorro para evitar emisiones de CO 2 Impacto por reducción energética Siendo nuestro país lídereconómico en el desarrollo de de la dependencia energía eólica y disponiendo de más de 4.000 Prima equivalente (millones de euros) km de costa, con buenos regímenes de viento en general, quizá resulta sorprendente que aún no exista ninguna PEM en operación. Varias son las razones que justifican esta situación:
• Existencia de emplazamientos en tierra disponibles con adecuado potencial eólico. • Peculiaridad de las costas españolas: condiciones batimétricas difíciles. • Necesidad de una legislación razonable para la instalación de PEM. • Falta de una evaluación contrastada de los recursos eólicos en aguas españolas. –74–
2. El sector
La principal razón por la que se está retrasando el desarrollo del sector eólico marino en nuestro país es que aún existen emplazamientos disponibles con buenas características de viento en tierra, donde se pueden instalar nuevas plantas eólicas. Es motivo de preocupación la repercusión que este retraso tendrá en el desarrollo tecnológico que debe realizar la industria nacional para poder continuar liderando el mercado mundial. El primer estudio evaluando el potencial eólico marino en España fue realizado por Greenpeace y publicado en junio de 2003 en el documento Viento en popa: la necesidad de un plan eólico marino en España [12], en el que se estima un potencial superior a 20 GW. En el estudio Sea Wind Europe [13], realizado por Garrad Hassan & Partners Ltd. en 2004, se presenta una evaluación de los recursos eólicos marinos europeos, incluyéndose datos estimados del potencial eólico español. Tres escenarios secuenciales se exponen en el documento: para el corto, medio y largo plazo, asociados a los periodos 2004-2010, 2011-2015 y 2015-2020.
Gráfica 2.21. Escenarios de evolución del mercado de PEM. Fuente: Garrad Hassan.
–75–
En el escenario a corto plazo, para instalación de PEM se consideran solamente áreas situadas entre 5 y 30 km de la costa y con profundidades máximas de 30 m. Para el escenario a medio plazo se consideran áreas situadas entre 5 y 40 km de la costa y profundidades de hasta 50 m. Por último, a largo plazo, áreas de hasta 40 km de distancia de la costa y con profundidades de hasta 100 m. No se tienen en cuenta aguas con una profundidad mayor de 100 m o situadas a más de 40 km, a pesar de que la tecnología específica para este tipo de instalaciones podría haberse desarrollado. Los resultados obtenidos en la evaluación se muestran en la siguiente tabla:
Escenario
Potencia eólica marina
Corto plazo
1,35 GW
Medio plazo
11,31 GW
Largo plazo
12,25 GW
Total
25,52 GW
Tabla 2.10. Potencial español de PEM para 2020. Fuente: Garrad Hassan.
El estudio da una cifra estimada de un potencial acumulado a largo plazo (para 2020) de más de 25 GW que podrían generar anualmente más de 78 TWh. La superficie total ocupada por las plantas eólicas marinas sería de unos 3.000 km2. Del citado estudio se infiere que la mayor parte del potencial para PEM en España queda restringido para aguas de profundidad mayor de los 30 m. Estos datos estimados para el potencial eólico marino español en el horizonte del 2020, se analizaron con mayor detalle en otro estudio posterior realizado para Greenpeace España por el Instituto de Investigación Tecnológica de la Universidad Pontificia Comillas, y que fue publicado en 2005. En este nuevo estudio se consideraron aguas de profundidades superiores a los 100 m estimándose un potencial de 165 GW para las condiciones técnicas y los criterios económicos contemplados en el estudio. La tabla siguiente muestra los resultados obtenidos desglosados por comunidades autónomas. La realidad es que hasta que no dispongamos de una evaluación contrastada del recurso eólico disponible en áreas marinas y de las áreas de exclusión, debido esencialmente a los requerimientos medioambientales, así como de las posibilidades reales de evacuación a la red desde el entorno marino, no se tendrá una evaluación realista del potencial de las instalaciones eólicas en nuestras aguas territoriales. –76–
2. El sector
Comunidad autónoma
Potencial total (GW) 2050
Galicia
30,61
Asturias
22,68
Cantabria
5,40
País Vasco
4,16
Cataluña
20,21
Valencia
52,12
Murcia
1,21
Andalucia
28,34
Total 164,76
Tabla 2.11. Potencial español de PEM para 2050. Fuente: Renovables 2050. Greenpeace España 2005.
CENER está realizando un estudio completo sobre los recursos eólicos marinos de España, utilizando tres metodologías complementarias: • Modelos de mesoescala atmosférica. • CFD. • Imágenes de satélite. Las simulaciones de mesoescala incluyen el acoplamiento del modelo atmosférico de SKIRON con el modelo de olas WAM, por lo que esta configuración reproduce con exactitud el viento ya que los perfiles de viento y las olas interactúan de manera dinámica. Con esta metodología, es posible producir los mapas de viento y de olas de las regiones sin realizar mediciones, utilizando el reanálisis como datos de entrada. En julio de 2007 fue publicado el Real Decreto 028/2007, por el que se establece el procedimiento administrativo para la tramitación de las solicitudes de autorización de instalaciones de generación eléctrica en el mar territorial. Se han definido 60 áreas marinas (ver mapa) y, en la actualidad, en nueve de ellas (7, 8, 19, 13, 15, 29, 58, 59, 62) ya se ha iniciado el procedimiento de caracterización, como consecuencia de la presentación de solicitudes para la autorización de instalaciones.
–77–
Gráfica 2.22. Mapa de clasificación de áreas marinas. Fuente: MITYC.
–78–
2. El sector
Referencias 1. World Market Update 2010. Forecast 2011-2015. 2011 BTM Consult ApS. 2. Annual Reports 2000-2010. International Energy Association (IEA) Wind Energy. 3. Global Wind. 2010 Report. Global Wind Energy Council (GWEC). 4. World Wind Energy Report 2010. World Wind Energy Association (WWEA). 5. Wind in power. 2010 European Statistics. European Wind Energy Association (EWEA). 6. National Renewable Energy Action Plans (NREAP). 2009. 7. Eólica 2011. Asociación Empresarial Eólica. 2010. 8. Wind at Work. Wind energy and jobs creation in the EU. 2009. 9. El sistema eléctrico español. Avance del informe 2010. REE. 10. Estudio macroeconómico del impacto del sector eólico en España. Asociación Empresarial Eólica. 2010. 11. Plan de energías renovables 2011-2020. 12. Viento en Popa. La necesidad de un plan eólico marino en España. Junio 2003. Greenpeace. 13. Sea Wind Europe. Garrad Hassan and Partners. Greenpeace. 2004
–79–
–80–
3. El viento
3 El viento 3.1. Generalidades El viento se genera debido a un desigual calentamiento entre unas zonas y otras de la superficie terrestre. Esto provoca que el aire más caliente, más ligero, tienda a ascender ocupando su lugar aire más frío, más denso. A estos efectos térmicos hay que sumarles los efectos dinámicos debidos a la rotación de la Tierra, dando lugar a lo que se conoce como circulación general de la atmósfera. Una última influencia sobre el flujo del aire y que producirá variaciones locales del viento serán los efectos topográficos. Las masas de aire en movimiento en las capas bajas de la atmósfera poseen gran cantidad de energía, representando un nivel de potencial energético elevado en determinadas condiciones locales y temporales. El viento considerado como recurso energético presenta importantes variaciones temporales, espaciales y tanto en superficie como en altura. Las características del viento influirán en: • La selección de emplazamientos para la instalación de parques eólicos. • El diseño del parque eólico. • El funcionamiento global de los parques. Se puede concluir que un buen conocimiento de esta variable meteorológica nos proporcionará un adecuado aprovechamiento energético del recurso.
–81–
3.1.1. Circulación general de la atmósfera
El calentamiento irregular de la superficie terrestre es la causa que impulsa la circulación general al recibir unas superficies más calor que otras, lo que origina también diferencias de presión que dirigirán la circulación atmosférica. Un primer modelo de circulación general sería aquel en el que no se tendría en cuenta ni la rotación de la Tierra ni las irregularidades de la superficie. Si la Tierra no rotara y estuviera compuesta por una superficie sólida uniforme, se observaría un modelo de circulación del ecuador a los polos.
Polo Norte
Ecuador
Polo Sur
Gráfica 3.1. Modelo de circulación general.
–82–
3. El viento
El aire del ecuador es más ligero que el de los polos ya que recibe más radiación solar, por lo que se elevaría debido a la convección. El aire comenzaría así a desplazarse hacia los polos enfriándose a medida que efectuara su movimiento. Una vez llegase a los polos, el aire frío, muy denso, descendería a la superficie volviéndose a repetir el ciclo. Pero la Tierra rota (gira) por lo que tendremos un esquema más complejo en el que se tiene en cuenta la fuerza de Coriolis. La circulación general, entonces, se puede estructurar de la siguiente manera: • Franjas de poco viento y presión relativamente baja, las calmas ecuatoriales. Se llaman zonas de convergencia intertropical (ZCIT). • Vientos alisios, del noreste en el hemisferio norte y del sudeste en el hemisferio sur. Abarcan zonas de aproximadamente 30º. • Las llamadas calmas de Ross, zonas ocupadas por los grandes anticiclones subtropicales, que se encuentran cerca de los 30º de latitud norte y sur a partir del ecuador. Las precipitaciones son inexistentes por lo que ahí se sitúan los grandes desiertos del mundo. • Los vientos del oeste predominan entre 30º y 60º de latitudes norte y sur. Estas zonas se caracterizan por la existencia de una gran variabilidad climática al darse un gran contraste térmico entre ellas. • Los vientos del este proliferan desde los 60º hacia los polos. Son zonas donde circulan los grandes ciclones subpolares, que originan fuertes nevadas.
3.1.2. Efectos locales
Aparte de la circulación general, las condiciones geográficas locales son las causantes de vientos locales que a veces enmascaran los vientos generales. Algunos de sus efectos tienen importancia desde el punto de vista de la energía eólica. Los efectos locales se pueden clasificar en función de su origen: – Origen térmico, como pueden ser las brisas entre llanura y montaña, entre mar y tierra y vientos de ladera y valle. (Gráfica 3.2.) – Producidos por factores orográficos. La orografía modifica el flujo de viento. Tanto la
–83–
pendiente del terreno como la rugosidad son factores importantes que provocan un cambio en la velocidad y en la dirección del viento. En las regiones costeras, la tierra se calienta de manera más rápida que el mar durante las horas de sol. Esto provoca que el aire más caliente, el situado sobre tierra, ascienda, así el viento sopla de mar a tierra. Lo contrario sucede durante la noche al enfriarse la tierra y al ser más cálido el aire del mar.
Tierra Tierra
Mar
Tierra
Mar
Gráfica 3.2. Brisas causadas por calentamiento.
Similar proceso que el anterior afecta a los valles y laderas donde se producen los vientos. En las horas de sol las laderas se calientan dando lugar a vientos cálidos que ascienden (vientos anabáticos). Durante la noche las laderas se enfrían produciéndose vientos descendentes (catabáticos). –84–
3. El viento
Vientos anabáticos
Vientos catabáticos
Gráfica 3.3. Vientos de ladera.
La topografía, como se ha comentado anteriormente, produce perturbaciones en el flujo del viento. Muchos rasgos topográficos favorecen el aprovechamiento de la energía eólica al existir puntos singulares donde la velocidad del viento se acelera. Un rasgo topográfico importante son las canalizaciones del viento. Estas se producen cuando frente a un obstáculo el aire tiende a bordearlo más que a superarlo. En estas canalizaciones, los vientos que se producen son fuertes y constantes siendo de interés para el aprovechamiento de la energía eólica.
3.1.3. Estabilidad de la atmósfera En la atmósfera, los ascensos y descensos del aire se producen tan rápido que no tienen tiempo de intercambiar calor con el entorno. Cuando no se produce intercambio calorífico con el exterior se dice que es un proceso adiabático. –85–
Se denomina gradiente adiabático de temperatura a la variación vertical de temperatura que experimenta una masa de aire seco cuando asciende en la atmósfera sin intercambiar calor con el entorno. Su valor es de 0,98 ºC /100 m. En el ascenso, la masa de aire se enfría y puede llegar a saturarse de vapor de agua. Si una vez alcanzada la saturación continúa el ascenso, comienza la condensación del vapor transformándose en agua líquida, proceso que libera calor y que pasa a la burbuja ascendente, con lo que esta se enfría de forma más lenta: 0,5 ºC/100 m. Se volverá a aproximar al gradiente adiabático seco al irse quedando sin vapor de agua que pueda desprender calor al condensarse. La atmósfera se puede clasificar en estable, inestable o neutra en función de la resistencia que ofrezca al desarrollo de movimientos verticales. Si la parcela de aire es más fría (por tanto, más densa) que el aire que encuentra, tenderá a bajar hasta recuperar su nivel de equilibrio en el lugar en el que el aire que la rodee tenga su misma densidad (estabilidad).
5 ºC/km < 10 ºC/km 15 ºC
5
20 ºC
15
25 ºC
25
Grad. Adiabático (10 ºC/km)
2.000 m
1000 m
Temperatura
Gráfica 3.4. Perfil estable.
Por el contrario, si es más caliente (menos densa) que el aire a su alrededor, continúa ascendiendo y no vuelve a su punto de partida (inestabilidad). La temperatura que adquiere la parcela de aire es independiente de la temperatura del entorno, pues, como se comentó anteriormente, no se intercambia calor con el exterior. –86–
3. El viento
14 ºC/km > 10 ºC/km -3 ºC
5
Grad. Adiabático (10 ºC/km)
2.000 m
11 ºC
15
25 ºC
25
1000 m
Temperatura
Gráfica 3.5. Perfil inestable.
En el caso de que el gradiente adiabático coincida con el gradiente térmico del entorno se dice que la situación es neutra. Un ejemplo de inestabilidad se produce con días soleados, con vientos de bajas velocidades y fuerte insolación. Otro caso puede ser el producido por la aparición de nubes y precipitación. Un ejemplo de condición neutra se obtendría en días de viento o con una capa de nubes al impedir el calentamiento o enfriamiento de la superficie terrestre. La estabilidad se obtendría durante la noche, cuando el viento es escaso o nulo.
3.1.4. Orografía del terreno El relieve es la causa principal de modificaciones en la dirección y fuerza del viento. Algunos efectos que produce el relieve en el viento son: Efectos de barrera. El viento se desvía al encontrarse con cadenas montañosas. Efecto de encauzamiento. Se produce cuando la dirección del viento es paralela a los
–87–
accidentes orográficos que originan el encauzamiento. El viento se acelera, por ejemplo, en vaguadas y depresiones. Efectos esquina. Otro efecto conocido es el que se produce cuando el viento bordea factores geográficos elevados proyectados hacia el mar. Un caso típico es el que se da en un cabo. Las corrientes de aire sufrirán un aumento en su fuerza y un cambio en su dirección. La elección de emplazamientos eólicos en terreno complejo es más complicada que en un área llana, ya que entran en juego las características topográficas, la rugosidad de la zona y, por supuesto, las variaciones diarias en el calentamiento y enfriamiento de la superficie, pero puede ser posible encontrar un emplazamiento con un aumento significativo en la velocidad de viento debido a efectos locales. A efectos de localización de emplazamientos, las características topográficas pueden dividirse en dos fundamentales: elevaciones de terreno (montañas, colinas, acantilados) y depresiones (valles, cuencas, gargantas). Los lugares elevados presentan varias ventajas para la instalación de aerogeneradores: • Elevan la altura de buje a regiones donde el viento suele ser más intenso. • Pueden actuar acelerando el flujo por encima o alrededor de ellos incrementando la energía disponible en el viento. Del mismo modo, en las depresiones, los vientos predominantes también pueden ser canalizados. Siempre que los vientos predominantes soplen paralelos a un paso o a un descenso montañoso, existe la posibilidad de que se canalicen y que su velocidad aumente. En resumen, el conocimiento meteorológico y climático de una zona es fundamental para localizar emplazamientos con condiciones favorables para la instalación de parques eólicos. La variabilidad espacial y temporal del viento hace necesario realizar una campaña de medidas para caracterizar adecuadamente el recurso eólico.
–88–
3. El viento
3.2. Energía contenida en el viento. El límite de Betz La ley de Betz fue publicada por el físico alemán Albert Betz en 1926, y demuestra que la máxima energía que puede extraerse mediante un aeromotor es el 59,25% de la energía cinética contenida en el viento. La figura siguiente muestra el tubo de corriente del viento alrededor del aeromotor.
V2
VI
Figura 3.6. Tubo de corriente. Gráfica 3.6. Tubo de corriente.
La potencia cinética contenida en el viento (energía cinética por unidad de tiempo) es: donde m es la masa de aire que atraviesa el rotor por unidad de tiempo y V1 es la velocidad del viento sin perturbar. La masa de aire que entra en el tubo de corriente por unidad de tiempo es: donde r es la densidad del aire y A es el área del rotor. –89–
Por tanto la potencia cinética contenida en el viento incidente es: (1) La potencia del viento es proporcional a la densidad del aire ρ, al área de la superficie de captación y al cubo de la velocidad del viento incidente. La potencia del viento extraída por el rotor es la diferencia entre la potencia cinética del viento a la entrada del tubo de corriente considerado y la potencia cinética del viento a la salida:
La velocidad media del viento a través del área del rotor es el promedio de la velocidad del viento sin perturbar antes de la turbina eólica, V1, y la velocidad del viento después de su paso por el plano del rotor, V2:
Por lo que la potencia extraída del viento es:
Definimos el parámetro adimensional k, como la relación entre la velocidad de entrada y la de salida:
Sustituyendo en la expresión anterior, la potencia extraída en función de k es:
Para obtener el valor de K que maximiza la energía obtenida, igualamos a cero la derivada de la potencia respecto a k:
Nos queda la ecuación 3k2 + 2k –1 = 0, cuya solución es k = 1/3 . –90–
3. El viento
Es decir la máxima potencia que se puede extraer del viento se alcanza cuando la velocidad de salida es un tercio de la velocidad de entrada. Sustituyendo este valor en la ecuación de la potencia extraída se obtiene un valor máximo de: (2) Se define el coeficiente de potencia como la relación entre la potencia extraída respecto a la energía cinética contenida en el viento:
Sustituyendo en la anterior expresión los valores de P y Pmáx, se deduce que el mayor coeficiente de potencia alcanzable es Cp máx = 0,5925, que es lo que se denomina como límite de Betz: «La máxima energía que se puede extraer de la energía cinética del viento es un 59,25%».
3.3. Evaluación del recurso eólico Para evaluar las posibilidades de utilización de la energía eólica en un emplazamiento, la primera acción es cuantificar el potencial de viento en el mismo. El viento tiene unas fuertes variaciones, tanto temporal como espacialmente, por lo que va a ser necesario caracterizarlo mediante mediciones y cálculo de parámetros estadísticos en un periodo de tiempo. Normalmente se utilizan parámetros estadísticos anuales para tener en cuenta las variaciones estacionales que se produzcan. Los parámetros que se utilizan son: • Valor medio anual de la velocidad. • Rosas de los vientos. • Distribución de la probabilidad de la velocidad de viento. • Valores medios de temperatura y presión ambiente. • Perfil vertical del viento. • Periodos de calma.
–91–
• Turbulencia. • Rafagosidad. La velocidad media anual del viento es el principal indicador del recurso eólico disponible en un emplazamiento. Los valores medios mensuales nos darán información sobre las variaciones estacionales de la velocidad: Velocidad de viento (m/s) 10 9
6,8
6,7
6,4
6
7,2
7,1
Diciciembre
7
5,9
5,4
5,2
Agosto
6,9
6,8
Noviembre
7,7 7,2
Julio
8
5 4 3 2 1 Octubre
Septiembre
Junio
Mayo
Abril
Marzo
Febrero
Enero
0
Gráfica 3.7. Valores de velocidad media mensual en un emplazamiento. Fuente: CENER.
La información de las direcciones predominantes del viento es fundamental a la hora de definir la orientación sobre el terreno del parque eólico. La representación más utilizada de la distribución direccional de los vientos es la llamada rosa de los vientos del emplazamiento, en la que se representa el porcentaje de tiempo en que el viento proviene desde una determinada dirección (la dirección del viento se refiere siempre al lugar desde donde procede la corriente de aire, vista desde el punto de referencia). –92–
3. El viento
Gráfica 3.8. Ejemplo de rosa de los vientos de la frecuencia. Fuente: CENER.
En las rosas de los vientos se puede representar asimismo la velocidad media anual en cada sector:
Gráfica 3.9. Ejemplo de rosa de los vientos de las velocidades medias. Fuente: CENER.
–93–
También es muy útil la representación de la distribución direccional de la energía. Esta nos dará una idea de qué direcciones son las más energéticas en el emplazamiento y por tanto las más interesantes desde el punto de vista del aprovechamiento del potencial eólico.
Gráfica 3.10. Ejemplo de rosa de los vientos de la energía. Fuente: CENER.
Las rosas de los vientos son imprescindibles para el diseño del parque eólico porque con la información que aportan es posible minimizar las pérdidas debidas a las estelas entre aerogeneradores. La estela que provoca un aerogenerador da lugar a una deceleración del flujo de viento que afecta al resto de aerogeneradores situados detrás (en la dirección del viento). La distribución de la probabilidad de velocidades se obtiene a partir de medidas tomadas en el emplazamiento y nos indica para cada intervalo (por ejemplo, entre 5 y 6 m/s), el tanto por ciento de tiempo en que el viento sopla a esa velocidad. Se suele dar de forma tabular o de forma gráfica. La distribución de la probabilidad del viento en general no es simétrica, la probabilidad de velocidades menores a la media es más elevada que la probabilidad asociada a velocidades altas.
–94–
3. El viento
14% 12%
Frecuencia %
10% 8% 6% 4% 2% 0% 0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
Velocidad [m/s] Gráfica 3.11. Distribución de la probabilidad de velocidad de viento. Fuente: CENER.
El conocimiento de la distribución de probabilidad de velocidad del viento, también denominada distribución de frecuencias del viento o histograma, es muy importante para poder determinar el potencial eólico disponible. Si no se dispone de series temporales medidas en el emplazamiento a evaluar, se puede utilizar una representación analítica que permitirá realizar un estudio aproximativo. La expresión analítica más usada en estudios de energía eólica para representar la probabilidad de distribuciones de viento, p(V), es la distribución de Weibull, cuya expresión es:
donde p(V) representa la probabilidad estadística de que ocurra una determinada velocidad de viento, c es el denominado factor de escala (en m/s), cuyo valor es cercano a la velocidad media en el emplazamiento y k es el denominado factor de forma. La expresión de Weibull, proporciona un método práctico para la representación de la distribución de probabilidad de velocidades para el cálculo del potencial eólico. Los valores del factor de forma más habituales varían entre 1 y 3. La distribución de Weibull cuyo factor de forma es 2 se conoce como distribución de Rayleigh. –95–
16% 14%
Frecuencia %
12% 10% 8% 6% 4% 2% 0% 1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
Velocidad [m/s] Histograma
Weibull
Rayleigh
Gráfica 3.12. Distribuciones de Weibull, Rayleigh e histograma de velocidades. Fuente: CENER.
Se define calma como la velocidad de viento por debajo de la cual el aerogenerador no produce energía. La velocidad de calma depende del aerogenerador. El análisis de calmas nos permite dimensionar los sistemas de almacenamiento, para instalaciones eólicas autónomas (no conectadas a la red eléctrica). La velocidad de viento en un emplazamiento varía con la altura debido al efecto de rozamiento del aire en movimiento con la superficie terrestre. Este efecto se denomina cortadura vertical del viento. Empíricamente se han determinado expresiones que describen esta variación del viento con la altura. La más simple es la ley potencial:
donde V es la velocidad del viento a la altura h, Vo la velocidad del viento a la altura ho y a es el denominado factor de cortadura. Los valores del factor de cortadura suelen oscilar entre 0,1 y 0,3 dependiendo de la rugosidad del terreno. –96–
3. El viento
Gráfica 3.13. Ejemplo de perfil vertical de viento. Fuente: CENER.
En un mismo emplazamiento, el perfil vertical del viento variará en función de la dirección desde donde sopla el viento y de su velocidad. Disponer de información de la variación vertical del perfil de velocidades para la dirección de viento predominante nos permitirá optimizar la selección de la altura de la torre de los aerogeneradores.
Gráfica 3.14. Ejemplo de evolución horizontal del perfil vertical de viento. Fuente: CENER.
–97–
La turbulencia del viento se define como la variación temporal y espacial de la velocidad de viento en el rango de la microescala, es decir, en variaciones temporales comprendidas en el intervalo de 0 a 10 minutos, y espaciales de hasta las decenas de metro. A la hora de realizar una evaluación de potencial eólico es necesario caracterizar la turbulencia atmosférica en el emplazamiento, ya que esta generará cargas dinámicas estructurales sobre los aerogeneradores y variaciones de la potencia suministrada. Uno de los parámetros más utilizados para caracterizar la turbulencia es la intensidad de turbulencia (IT) que se define como:
donde σV es la desviación estándar de la velocidad y V es la velocidad promedio. La intensidad de turbulencia se da en tanto por ciento, y se calcula para periodos cortos de tiempo, típicamente 10 minutos. Generalmente, en emplazamientos con intensidades de turbulencia superiores al 30% no es recomendable instalar aerogeneradores, no obstante, las recomendaciones en función de la velocidad a altura de buje están recogidas en el estándar internacional IEC 61400-1 (ver tablas 3.3 y 3.4).
Clase de Aerogenerador
I
II III
S
42,5 37,5
Valores especificados por el diseñador
Vref
(m/s)
A
Iref (-) 0,16
B
Iref (-) 0,14
C
Iref (-) 0,12
50
Tabla 3.1. Parámetros básicos de las clases de aerogeneradores según IEC-61400-1.
A Indica la categoría para características de turbulencia alta. B Indica la categoría para características de turbulencia media. C Indica la categoría para características de turbulencia baja. Iref Valor característico de intensidad de turbulencia a una velocidad de 15 m/s.
–98–
3. El viento
Los valores característicos para la intensidad de turbulencia definida en las normas IEC 61400-1 se representan en la siguiente gráfica en función de la velocidad media a altura de buje (Vhub) para las tres categorías de turbulencia.
Turbulencia media [%]
80
60
Zona de turbulencia superior a la definida en el estándar internacional IEC 61400-1 40
20
0
Velocidad [m/s] IT _ 61400-1 (ed03)_ A%
IT _ 61400-1 (ed03)_ B%
IT _ 61400-1 (ed03)_ C%
Gráfica 3.15. Intensidad de turbulencia categorías A, B y C en función de la velocidad media a altura de buje. Fuente: CENER.
Generalmente, las zonas con turbulencia alta están asociadas a terrenos complejos con pendientes acusadas, obstáculos o estelas de aerogeneradores. El perfil vertical de la velocidad de viento está influenciado por el nivel de turbulencia. Cuando la turbulencia es alta existe un transporte vertical de cantidad de movimiento, que da lugar a que el perfil vertical tienda a ser menos acusado. El factor de rafagosidad se define como una variación temporal de la velocidad de viento que puede ser caracterizada por su amplitud, duración, aceleración y, a veces, también por su forma. –99–
Estas variaciones respecto a la velocidad media es necesario conocerlas ya que generan cargas bruscas en los aerogeneradores. La forma de caracterizar la rafagosidad a la hora de realizar un estudio de potencial eólico es mediante el factor de rafagosidad (FR) que se define como:
donde V es la velocidad promedio correspondiente al periodo de medida analizado y Vmax la velocidad máxima instantánea registrada en el mismo periodo. La rafagosidad y la turbulencia del viento son importantes para determinar el tipo de aerogenerador a utilizar en la instalación.
3.3.1 Medida del viento La medición del vector viento se realiza con los instrumentos denominados anemómetros y veletas. La velocidad del viento se mide con el anemómetro, mientras que la veleta determina la dirección de donde proviene el viento. Existen diferentes tipos de anemómetros, si bien los más utilizados para mediciones con vistas a evaluar el potencial eólico son: • Anemómetro de cazoletas. Consiste en tres o cuatro cazoletas montadas simétricamente alrededor de un eje vertical. La velocidad de rotación es proporcional a la velocidad del viento incidente.
Ilustración 3.1. Anemómetro de cazoletas y veleta. Fuente: Archivo.
–100–
3. El viento
• Anemómetro de hélice. Consiste en una hélice montada en un eje horizontal. Las características de respuesta de este tipo de anemómetro cuando el viento no es perpendicular al plano de rotación son relativamente bajas, por lo que son menos adecuados que los anemómetros de cazoletas.
Ilustración 3.2. Anemómetro de hélice. Fuente: Archivo.
• Anemómetros ultrasónicos. Miden la componente horizontal de la velocidad y de la dirección del viento y la temperatura virtual acústica. Sin embargo se requiere una conexión a la red eléctrica debido a su alto consumo. Actualmente no están acreditados por MEASNET (red internacional para la armonización de medidas en el sector eólico). Su campo de aplicación se extiende a la monitorización de parques, colocado sobre turbinas de viento, o para proyectos off-shore. La mayoría están preparados para el uso de calefacción. –101–
Ilustración 3.3. Anemómetro ultrasónico. Fuente: Archivo.
• LIDAR. La tecnología LIDAR (LIght Detection And Ranging) está basada en el uso de láser y permite realizar mediciones de campos eólicos de una forma flexible y económica. Los sistemas LIDAR detectan la velocidad y la dirección del viento basándose en el retraso temporal del haz de láser reflejado por aerosoles en el aire. Esta tecnología se ha utilizado durante décadas, principalmente en investigaciones atmosféricas. En los últimos años, la industria de la energía eólica ha visto las ventajas de esta tecnología aplicada a las mediciones de los campos eólicos.
Ilustración 3.4. LIDAR Leosphere Windcube. Fuente: Archivo.
–102–
3. El viento
• SODAR. Los sistemas SODAR (Sonic Detection And Ranging), se usan para medir la velocidad del viento a varias alturas sobre el terreno, y la estructura termodinámica de la capa baja de la atmósfera. Estos instrumentos son semejantes al radar, con la diferencia de que emplean ondas de sonido y no de radio en la detección.
Ilustración 3.5. Equipo SODAR ASC modelo 4000. Fuente: Archivo.
La dirección del viento se determina normalmente con la veleta, que consiste en un dispositivo montado sobre un eje vertical cuyo movimiento sigue al viento cuando este cambia de dirección. Para la realización de una prospección eólica, los anemómetros y las veletas se colocarán en torres soporte a una distancia mínima del suelo de dos tercios la altura del aerogenerador que se va a instalar. Se recomienda situar al menos dos niveles de medida para poder obtener información de la variación vertical del perfil de velocidades (cortadura del viento), lo que permitirá optimizar la selección de la altura de la torre de los aerogeneradores.
–103–
Ilustración 3.6. Torre meteorológica simple. Fuente: Archivo.
Para obtener datos representativos, las torres de medida se situarán en lugares bien expuestos a todas las direcciones y lejos de obstáculos alrededor (árboles, casas, etc.), para evitar la perturbación en la medida del viento. Es recomendable tomar muestras de los valores del viento cada 5 o 10 segundos, y realizar promedios en intervalos de 10 minutos. El tiempo mínimo recomendado de recogida de datos de mediciones es de un año, a fin de tener en cuenta las variaciones estacionales. Para obtener referencia de la densidad del aire en el emplazamiento se recomienda tomar medidas de la presión atmosférica y la temperatura. Para estos valores resulta suficiente la toma de medidas horarias.
3.3.2. Modelos de evaluación del potencial eólico Existen programas de cálculo, basados en modelos numéricos, que nos permitirán realizar extrapolaciones tanto espaciales como temporales a partir de datos existentes en lugares próximos y de acuerdo con la orografía del emplazamiento. Estos modelos están
–104–
3. El viento
muy desarrollados para lugares de llanos, pero son menos exactos para emplazamientos de topografía compleja como las zonas montañosas. Los modelos permiten realizar extrapolaciones de datos existentes, tanto horizontal como verticalmente, por lo que resultarán de gran ayuda para optimizar la ubicación de los aerogeneradores en un parque eólico. Uno de los más utilizados en Europa es el modelo WAsP (Wind Atlas Analisys and Application Programs). Este modelo se diseñó originalmente para funcionar en terreno llano, aunque las últimas versiones se han mejorado para poder simular más adecuadamente los efectos del terreno complejo sobre el viento. WAsP se basa en datos de viento medidos de los que calcula la distribución de Weibull para cada sector de la rosa de los vientos. Después elabora lo que se denomina atlas eólico evaluando y eliminando los efectos sobre los datos medidos de la orografía, rugosidad del terreno y obstáculos. El atlas eólico sería por tanto una representación del viento que se encuentra libre de los efectos del rozamiento con el suelo, asumiendo la hipótesis de que es constante para toda la zona de estudio. Para hacer un cálculo del viento en un punto distinto del que se midieron los datos se realiza el proceso inverso: WAsP evalúa los efectos de la orografía, rugosidad del terreno y obstáculos para el punto de cálculo y perturba el atlas eólico con estos efectos para obtener la medida del viento en el lugar deseado. Este proceso se representa esquemáticamente en la ilustración siguiente:
–105–
Ilustración 3.7. Esquema de funcionamiento del modelo WAsP. Fuente: CENER.
–106–
3. El viento
Con el modelo de campo de viento se puede elaborar un mapa con los valores medios de viento a una determinada altura sobre el nivel del suelo (gráfica 3.10) y asimismo se puede representar espacialmente la densidad de potencia o la producción energética de un aerogenerador (gráfica 3.11). También se pueden evaluar las pérdidas energéticas por efectos de estela entre los aerogeneradores para una disposición de las máquinas determinada.
Gráfica 3.16. Mapa de velocidades medias de viento a 45 m del suelo obtenida con el modelo WAsP. Fuente: CENER.
–107–
Gráfica 3.17. Mapa de energía a altura de buje (78 m) obtenida con el modelo WAsP para un modelo de aerogenerador. Fuente: CENER.
Las principales limitaciones de este modelo son: - Está diseñado para terreno llano. - En terreno complejo la zona modelizada con cada estación de medida debe ser pequeña (< 4 km 2). - Solo tiene en cuenta una estación para cada simulación. - Hay que validar el modelo en la zona de estudio con varias estaciones de medida.
–108–
3. El viento
- El modelo es muy dependiente de los datos de entrada, por lo que la campaña de medidas es decisiva. - Utiliza el perfil logarítmico, en terreno complejo no es una buena aproximación por lo que es necesario medir el perfil vertical en la zona. En la actualidad se están desarrollando modelos físicos más avanzados que modelizan el flujo de viento con las ecuaciones de Navier-Stokes. Las ventajas de estos nuevos modelos son: - Tratan de forma más precisa la rugosidad y topografía del emplazamiento y los efectos térmicos. - Mejoran la extrapolación vertical. - Modelizan la turbulencia del emplazamiento. Estos modelos mejoran la estimación del recurso eólico en terreno complejo y facilitan la identificación de zonas que por excesiva turbulencia pudieran resultar no aptas para la colocación de aerogeneradores.
3.3.3. Predicción eólica La integración de la energía eólica en los sistemas eléctricos conlleva algunas dificultades inherentes a la naturaleza intermitente de este tipo de energía. Por ello resulta necesario conocer con antelación dichas fluctuaciones y predecir el comportamiento de la producción de energía de origen eólico, de manera que se puedan tomar las medidas compensatorias pertinentes. Por otro lado, el desarrollo de la predicción permite aumentar el índice de penetración de la energía eólica en el sistema. La necesidad de introducir más energía eólica ha implicado importantes esfuerzos para lograr el desarrollo de las herramientas de predicción por parte de los países con más utilización de esta fuente. Los modelos de predicción desarrollados permiten pronosticar con suficiente exactitud la evolución de la energía disponible y así reducir las posibles penalizaciones que al entrar en el mercado se producirían por sobreestimación o infravaloración de la producción. El horizonte temporal es muy importante en el sentido de la modelización, se consideran predicciones de corta duración (24-48-72 horas) y de muy corta duración (hasta 3 horas). –109–
En el caso de las predicciones de corta duración se abordan mediante modelos numéricos de base física y un posterior procesamiento estadístico, mientras que en el caso de las de muy corta duración se toman los modelos puramente estadísticos basados en la persistencia de condiciones meteorológicas. En los últimos años se ha avanzado mucho en la mejora de los modelos existentes y se podría decir que la raíz del error cuadrático medio de las predicciones puede llegar a ser de un 10% de la potencia instalada para horizontes de predicción de 36 horas y para terreno moderadamente llano. Dentro del V Programa Marco Europeo de I+D se llevó a cabo el proyecto ANEMOS2, con el objetivo de mejorar las herramientas de predicción de la energía eólica disponibles tanto en tierra como en mar [3]. El proyecto lo realizó un equipo de 23 organismos pertenecientes a siete países europeos, y contó con una destacada presencia de nuestro país, como lo demuestra la participación de seis organismos involucrados de una u otra manera en el desarrollo de la energía eólica: IDAE, ACCIONA, la Universidad Carlos III de Madrid, CIEMAT, CENER y REE. Esto, sin duda, refleja el peso que, a nivel europeo y mundial, presenta nuestro país en el sector eólico.
Gráfica 3.18. Ejemplo de predicción probabilística. Fuente: Proyecto ANEMOS.
–110–
3. El viento
Ante la necesidad de conocer con mayor detalle el alcance de las predicciones de energía eólica, la Asociación Empresarial Eólica (AEE) española promovió la realización de un ejercicio comparativo conocido como ejercicio de predicción [5], en el cual se han analizado las principales limitaciones con las que se encuentran actualmente los modelos de predicción y ha supuesto un avance en el conocimiento de los factores que inciden de forma determinante en los desvíos de las predicciones, con el fin de proponer soluciones que los minimicen. El estudio, en el que ha participado también el IDAE, se llevó a cabo con siete modelos de predicción para un total de siete parques eólicos situados en emplazamientos variados y representativos de la geografía peninsular. Por último, queremos destacar que en la página web del CENER se puede consultar diariamente la predicción meteorológica de viento.
Gráfica 3.19. Ejemplo de predicción de viento en la Península Ibérica. Fuente: CENER.
–111–
3.4. Estudio de sensibilidad de la producción energética de un aerogenerador A continuación se presenta un estudio de sensibilidad de la energía producida por un aerogenerador en función de las características del emplazamiento. Los aerogeneradores vienen caracterizados por su curva de potencia, que relaciona la potencia eléctrica producida en función de la velocidad media del viento incidente. La gráfica siguiente muestra la curva de potencia de un aerogenerador de 500 kW. Caurva de potencia -Aerogenerador de 500kW- paso variable
Potencia eléctrica (kW)
600
500
400
300
200
100
0
Velocidad de viento (m/s)
Gráfica 3.20. Curva de potencia aerogenerador de 500 kW.
Se define la velocidad de arranque o de conexión de una aerogenerador, como la menor velocidad de viento a la altura del buje a la cual el aerogenerador produce energía. En la gráfica anterior seria entorno a los 3 m/s. La velocidad nominal es la velocidad de viento mínima a la cual el aerogenerador produce la potencia nominal. En la grafica anterior sería a 14 m/s. –112–
3. El viento
Por último se define la velocidad de corte o desconexión, como la velocidad de viento máxima de funcionamiento del aerogenerador. Entre la velocidad de conexión y la nominal se denomina zona de operación a carga parcial, y entre la nominal y la de corte zona de funcionamiento a plena carga. Por razones de optimización del coste, a partir de la velocidad nominal se regula la potencia del aerogenerador manteniéndolo en funcionamiento a potencia nominal. La razón principal radica en que si no se realizase dicha regulación sería necesario sobredimensionar todos los componentes del aerogenerador (por ejemplo habría que utilizar un generador de mucha mayor potencia nominal) y no compensaría el incremento de energía que podría conseguirse. Conociendo la distribución de la probabilidad de velocidades del viento en el emplazamiento, podemos calcular la energía anual que produciría un aerogenerador en condiciones estándar. Además de la velocidad del viento, otros factores afectan a la producción energética de los aerogeneradores. En concreto, la densidad del viento –que depende de la presión y la temperatura– y los perfiles verticales de velocidades para cada dirección en el emplazamiento tienen una elevada repercusión en la generación energética. A modo indicativo se ha realizado un ejercicio evaluando la variación de la energía suministrada en un emplazamiento dado y para un aerogenerador tipo, en función de la variación de estos parámetros. Se ha elegido un aerogenerador de 500 kW de potencia nominal, con una altura de buje de 43,5 m, cuya curva de potencia se presenta en la gráfica anterior. Se ha escogido un emplazamiento situado a 250 m sobre el nivel del mar, con una temperatura media anual de 15 ºC y una rugosidad del terreno de = 0,02.
3.4.1. Velocidad media del emplazamiento Se ha calculado la energía suministrada en función de la velocidad media anual de viento en el emplazamiento. Las velocidades medias de viento consideradas se sitúan entre 4,5 m/s y 10 m/s (medidas a 10 m de altura). Para la distribución de probabilidad de la velocidad de viento se emplea la distribución de Rayleigh. Y, finalmente, se han considerado condiciones estándar de presión y temperatura. La gráfica siguiente muestra variación de la energía anual estimada en función de la velocidad media de viento en el emplazamiento.
–113–
Energía anual - velocidad media de viento
2.800 2.468
2.400 2.000
2.093
2.370
1.916
1.600 MWh/Año
2.245
1.715 1.495
1.200 1.263
800
1.026 793
600
Altura sobre el nivel del mar = 250 m Temperatura ambiente = 15 ºC
400 0 Viento medio a 10 m (m/s) - (Rayleigh)
Gráfica 3.21. Energía anual en función de la velocidad media del emplazamiento. Variación energía anual - Velocidad de viento
Si elegimos el caso de velocidad media de 6,5 m/s como referencia, la variación en tanto por ciento de la energía anual estimada se presenta en la gráfica siguiente:
60 44
40 31
38
22
20
(%)
12 0
3
4
5
0
6
7
8
9
10
-13 -20
-26
-40 -60
-40 -54
Altura sobre el nivel del mar = 250 m Temperatura ambiente = 15 ºC
Viento medio a 10 m (m/s) (Rayleigh)
Gráfica 3.22. Variación de la energía anual estimada en función de la velocidad media del emplazamiento.
–114–
3. El viento
Es decir, que el mismo aerogenerador situado en un emplazamiento con una velocidad media anual de 4,5 m/s, produciría un 54% menos energía que en un emplazamiento con velocidad media anual de 6,5 m/s. Si el aerogenerador se instalara en un emplazamiento con una velocidad media anual de 9 m/s, se produciría un 44% más de energía que en el emplazamiento de 6,5 m/s.
3.4.2. Presión atmosférica A más presión atmosférica la densidad del aire es mayor, lo que repercutirá en mayor producción energética. La presión atmosférica media en un emplazamiento depende fundamentalmente de la altura sobre el nivel del mar: a mayor altura, menor presión atmosférica. La gráfica siguiente muestra la variación de energía anual estimada en función de la altura sobre el nivel del mar del emplazamiento. Sensibiliad a la presión atmosférica
14 12,45 12 10,92
Disminución (%)
10
9,39
8
7,82 6,25
6 4,74 4
Rayleigh 6,5 m/s a 10 m Temperatura ambiente = 15 ºC
3,19
2
1,61
0 0
250
500
750
1.000
1.250
1.500
1.750
2.000
Altura sobre el nivel del mar (m)
Gráfica 3.23. Variación de la energía anual estimada en función de la altura sobre el nivel del mar del emplazamiento.
–115–
De la gráfica se deduce que los aerogeneradores situados en emplazamientos a 1.000 m de altura sobre el nivel del mar (para iguales velocidades medias de viento en el emplazamiento) generarían un 6,25% menos de energía que los situados a nivel del mar.
3.4.3. Temperatura atmosférica A mayor temperatura atmosférica del emplazamiento la densidad del aire es menor, lo que repercutirá en menor producción energética. Se ha realizado un estudio de la variación de la energía anual producida en función de la temperatura media del emplazamiento para un aerogenerador situado en un emplazamiento a 500 m sobre el nivel del mar, con una velocidad media de anual de viento de 6,5 m/s. Los resultados se resumen en la gráfica siguiente:
6,00 5,52
5,00
Disminución (%)
4,67
4,00
3,79
3,00
2,88
2,00
1,95
1,00
1,00 0,00
0,00 0
5
10
15
20
25
30
35
Temperatura media (ºC)
Gráfica 3.24. Variación de la energía anual estimada en función de la temperatura atmosférica media del emplazamiento.
De esta gráfica se deduce que los aerogeneradores situados en emplazamientos más calurosos generarían menos energía que los situados en emplazamientos mas fríos, si bien la diferencia de un emplazamiento con 5 ºC de temperatura media respecto a uno con 20 ºC de temperatura media sería solo de un 2,79%. –116–
3. El viento
3.4.4. Rugosidad del terreno La rugosidad del terreno influye en el perfil vertical de velocidad de viento. A mayor rugosidad, tendremos mayores velocidades devertical viento con la altura. El estudio se ha Sensibilidad perfil realizado para rugosidades del terreno entre z0 = 0 z0 = 0,40.
30 25
25,22
Incremento (%)
20
21,59
15
16,08
0
17,62
13,11 9,35
5 0
3,77 3,77
0,00
0,05
0,10
0,15
0,20
0,25
0,30
0,35
0,40
0,45
Rugosidad (Zo)
Gráfica 3.25. Variación de la energía anual estimada en función de la rugosidad del terreno.
De los resultados de la gráfica se constata que la rugosidad del terreno va a tener una influencia muy importante en la generación energética. Obviamente, en función de la rugosidad del terreno interesará elegir torres soporte de mayor o menor altura. La gráfica siguiente muestra la variación de la energía generada en función de la altura de la torre para dos emplazamientos con rugosidades de terreno de = 0,02 y = 0,22 (velocidad de viento media 6,5 m/s). –117–
Sensibilidad altura de la torre
14
Incremento (%)
12
13,5 12,6
10
10,6 10,1
8 7,2
6
7,1
4 3,1 3,2
2 0
30
40
0,0
50
60
70
80
90
Altura torre (m) Zo = 0,02
Zo = 0,22
Gráfica 3.26. Variación de la energía anual estimada en función de la altura de la torre y la rugosidad del terreno. Rayleigh 6,5 m/s a 10 m = 250 m Temperatura ambiente = 15 ºC
En emplazamientos con gran rugosidad del terreno no interesará utilizar torres muy altas, ya que el mayor coste se verá difícilmente compensado por el incremento de producción energética. Como conclusión de este estudio de sensibilidad realizado, se constata que el principal parámetro que influye en la generación energética es la velocidad de viento en el emplazamiento, si bien la variación del perfil vertical de velocidades de viento y la altura sobre el nivel del mar del emplazamiento tienen asimismo una importante influencia sobre la generación energética.
–118–
3. El viento
Referencias 1. Situación actual de la energía eólica (Temas 2 y 3). CENER, 2005. 2. Principios de conversión de la energía eólica. CIEMAT, 2010. 3. ANEMOS. Estudio sobre predicción eólica en la Unión Europea. IDAE, 2007. 4. Generación eólica con energía eólica: presente y futuro. Universidad Pontificia Comillas, 2006. 5. Ejercicio de Predicción. Asociación Empresarial Eólica. Diciembre 2006.
–119–
–120–
4. La tecnología
4 La tecnología 4.1. Introducción Como consecuencia del impulso realizado en investigación a raíz de la crisis energética de 1973, a finales de la década de los setenta aparecen los primeros aerogeneradores comerciales de lo que denominamos nueva generación de sistemas de conversión eólica. De aquellas primeras máquinas a los aerogeneradores que se están instalando en la actualidad ha existido un notable desarrollo que permite afirmar que el sector ha alcanzado un alto grado de madurez tecnológica. La optimización de los diseños y de los procesos de fabricación ha permitido una reducción importante en el coste de los aerogeneradores, que, como valor medio para el año 2010, se sitúa en 1,04 millones de euros por MW. La siguiente tabla muestra la evolución de los valores medios estimados por la Agencia Internacional de la Energía (AIE) del coste actualizado de los aerogeneradores que se instalaron en el periodo 1984-2004.
–121–
4.000 3.500 3.000
Euros / kW
2.500 2.000 1.500 1.000
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
1989
1988
1987
1986
1985
1984
0
1983
500
Año Gráfica 4.1. Evolución del coste por kilovatio de los aerogeneradores. Fuente: AIE. Annual Reports.
Se puede observar una reducción del coste próxima al 80% en un periodo de 20 años. En el documento Long-Term Research and Development Needs for Wind Energy for the time frame 2000 to 2020 [1], publicado por la AIE, se incluyen resultados del estudio cuantitativo realizado sobre las razones que motivaron esta espectacular disminución de costes en el sector, estimándose que un 40% de esa reducción fue debida a procesos de optimización tecnológica como consecuencia de los programas de I+D llevados a cabo.
Fuente de reducción de coste
(%)
Mejora del diseño: Reducción del peso de los aerogeneradores
Mejora de actuaciones. Mejora del rendimiento de conversión (aerodinámico y eléctrico)
Economía de escala. Optimización de los procesos de fabricación
50
Otras contribuciones: Cimentaciones / Conexión a red / Costes de operación y mantenimiento
10
Tabla 4.1. Fuentes de reducción del coste en el periodo 1990-2004. Fuente: IEA Wind.
–122–
35 5
4. La tecnología
Ello es claramente explicable si tenemos en cuenta la complejidad inherente al proceso de captación de la energía cinética contenida en el viento. En el diseño de los aerogeneradores realizados a mediados de los años ochenta, se utilizaban herramientas simplificadas que permitían realizar aproximaciones conservativas, que demostraron ser efectivas, pero que evidentemente distaban mucho de los actuales diseños, en los que las herramientas y el conocimiento generado sobre el comportamiento aerodinámico y aeroelástico de los sistemas, permite optimizar su diseño. Por otro lado, la experiencia generada por los aerogeneradores instalados, ha permitido disminuir notablemente los costes de operación y mantenimiento. La evolución que ha experimentado la tecnología de aprovechamiento de la energía eólica para la producción de energía eléctrica en las dos últimas décadas ha seguido un camino esencialmente basado en la optimización de los desarrollos tecnológicos existentes en los años ochenta. Este proceso ha ido ligado al desarrollo de innovaciones tecnológicas, junto con la disminución de costes debido al incremento del número de unidades fabricadas y al incremento del tamaño de los aerogeneradores.
4.2. Tipos de aeroturbinas Una aeroturbina es una máquina que transforma la energía cinética del viento en energía mecánica en un eje en rotación. Esta energía mecánica se puede usar directamente o ser transformada en energía eléctrica mediante un generador. Una primera clasificación de las turbinas eólicas distingue entre aeroturbinas de eje vertical y de eje horizontal, según sea la disposición del eje de giro del rotor eólico.
4.2.1. Aeroturbinas de eje horizontal Los rotores de eje horizontal se caracterizan porque hacen girar sus palas en dirección perpendicular a la dirección del viento incidente. La velocidad de giro sigue una relación inversa al número de sus palas. Existen dos tipos turbinas de eje horizontal, las de rotor multipala o aeroturbinas lentas y las de rotor tipo hélice o aeroturbinas rápidas. Sus características básicas y aplicaciones se indican a continuación.
–123–
4.2.1.1. Rotores multipala. Aeroturbinas lentas Se caracterizan por tener un número de palas que varía entre 6 y 24. El par motor se produce debido a la presión del viento sobre los álabes del rotor, siendo el rendimiento del sistema de captación entorno al 15%. La velocidad lineal en la punta de la pala de estas máquinas, en condiciones de diseño, es del mismo orden que la velocidad del viento incidente. Presentan elevados pares de arranque y una reducida velocidad de giro. Estas características hacen que la aplicación fundamental de estas turbinas haya sido tradicionalmente el bombeo de agua. No se utilizan en la generación de energía eléctrica debido a su bajo régimen de giro. Las primeras bombas eólicas aparecieron en Estados Unidos en 1854, desarrolladas por Daniel Halladay. Son rotores de múltiples álabes acoplados a una bomba de pistón a través de un sistema biela-manivela. Fueron exportadas a todos los países del mundo, llegándose
Ilustración 4.1. Rotor multipala americano. Fuente: Archivo.
–124–
4. La tecnología
a fabricar más de seis millones de unidades, de las que 150.000 podrían estar todavía en funcionamiento. 4.2.1.2. Rotores tipo hélice. Aeroturbinas rápidas Los rotores de t ipo hél ice genera n el pa r motor debido a la s f uerza s de sustentación que producen los per files aerodinámicos que config uran sus palas. El rendimiento del sistema de captación alcanza valores en el punto de diseño en torno al 50%. Los rotores tipo hélice giran a una velocidad mayor que los rotores multipala. La velocidad lineal en la punta de la pala de estas máquinas varía en un margen de 6 a 10 veces la velocidad del viento incidente en condiciones de diseño. Esta propiedad hace que las aeroturbinas rápidas sean muy apropiadas para la generación de energía eléctrica, ya que el elemento mecánico que acondiciona la velocidad de giro de la turbina con la velocidad de giro del generador es menor en tamaño y coste. Los rotores tipo hélice presentan un par de arranque reducido que, en la mayoría de las aplicaciones, es suficiente para hacer girar el rotor durante el proceso de conexión.
Ilustración 4.2. Aeroturbina rápida tripala. Fuente: Archivo.
Ilustración 4.3. Aeroturbina de eje horizontal bipala. Fuente: Archivo.
–125–
Entre los rotores tipo hélice los más utilizados son los de tres palas, debido fundamentalmente a su mejor estabilidad estructural y aerodinámica, menor emisión de ruido y mayor rendimiento energético frente a los rotores de una o dos palas. La ventaja fundamental de estos últimos, es que la velocidad de giro es superior y por lo tanto la relación de multiplicación de la caja de transmisión es más reducida. Además, presentan como ventaja adicional una reducción en el coste de la instalación, ya que pueden ser izados sin giros complicados tras su montaje en el suelo como pieza única. Sin embargo, plantean problemas estructurales, sobre todo durante los periodos de orientación, además de los inconvenientes asociados a un control más complejo y a una mayor emisión de ruido. Otra clasificación adicional que puede hacerse de los aerogeneradores que utilizan rotores tipo hélice es su disposición frente a la dirección del viento incidente. Así, las turbinas pueden diseñarse para que funcionen en la configuración de barlovento o sotavento. Las máquinas en posición de barlovento necesitan un sistema de orientación activo ya que la velocidad del viento incide inicialmente sobre el rotor eólico y, posteriormente, sobre la torre. Por el contrario, las máquinas orientadas a sotavento utilizan un sistema de orientación pasivo basado en una ligera inclinación de las palas de forma que en su movimiento de rotación describen un cono. Cuando el rotor no está orientado, las palas que se encuentran más a favor del viento reciben un empuje aerodinámico que tiende a cambiar la orientación del rotor hacia la posición de equilibrio.
Ilustración 4.4. Aerogenerador a sotavento. Fuente: Proven Energy 2.5kW Wind Turbine.
Ilustración 4.5. Aeroturbinas de eje horizontal monopala. Fuente: Archivo.
–126–
4. La tecnología
A pesar de utilizar un sistema de orientación activo, la configuración a barlovento es la opción elegida por la inmensa mayoría de los fabricantes debido a las mayores cargas aerodinámicas que aparecen sobre la máquina cuando la disposición es a sotavento. En esta configuración, cuando la pala pasa por la zona de influencia de la torre (sombra de la torre) da lugar a fluctuaciones de potencia y mayores cargas de fatiga en los materiales.
4.2.2. Aeroturbinas de eje vertical Las primeras aeroturbinas que aparecieron fueron de eje vertical, y consistían en un número determinado de velas unidas a un eje vertical que empujadas por el aire proporcionaban un movimiento giratorio. Entre las aeroturbinas de eje vertical podemos encontrar en el mercado actual tres tipos de tecnologías: • Tipo Savonius • Tipo Darrieus • Tipo Giromill
Giromill
Savonius
Ilustración 4.6. Aeroturbinas de eje vertical. Fuente: Archivo.
–127–
Darrieus
Las turbinas de eje vertical tienen la ventaja fundamental de no precisar de sistema de orientación para captar la energía del viento. Presentan la ventaja añadida, con respecto a las turbinas de eje horizontal, de poder disponer del tren de potencia y el sistema de generación eléctrica a nivel del suelo, lo que facilita enormemente las labores de mantenimiento. Como principales inconvenientes se encuentran la dificultad de realizar la regulación de potencia ante vientos altos, la fluctuación del par motor en el giro de la aeroturbina, así como el menor rendimiento del sistema de captación. 4.2.2.1. Aeroturbinas Savonius En 1924, el ingeniero finlandés Sigurd Savonius desarrolló un rotor muy simple, capaz de trabajar a velocidades de viento muy bajas. El sistema estaba constituido por dos semicilindros huecos, decalados y dispuestos según un eje vertical. Este tipo de máquinas por su baja velocidad de giro y gran par mecánico son apropiadas para el bombeo de agua, y por su facilidad de construcción pueden ser fabricadas en países y regiones con pocos recursos económicos. Su bajo rendimiento y su baja velocidad de giro desaconsejan su utilización para la producción de energía eléctrica. No obstante, se han desarrollado aerogeneradores Savonius de baja potencia para producción de electricidad en sistemas aislados.
Ilustración 4.7. Turbinas Savonius. Fuente: Archivo.
Ilustración 4.8. Aerogenerador Flow Wind 19 – 300 kW. Fuente: Archivo.
–128–
4. La tecnología
4.2.2.2. Aeroturbinas Darrieus Georges Darrieus desarrolló su famosa turbina de eje vertical en Francia (1927), convirtiéndose en una de las opciones de interés dentro del campo de los modernos aerogeneradores. La turbina consta de dos o más palas dispuestas como la forma que su rendimiento y velocidad de giro son comparables a las aeroturbinas de eje horizontal, sin embargo presentan algunas desventajas, por ejemplo: • Bajo de par de arranque, lo que hace necesario arrancar la aeroturbina para que comience a girar. • Fluctuación de las cargas y par motor, debido a la variación del ángulo de incidencia del viento según la posición durante el giro, así como al efecto de la estela de las palas en las otras palas. • Necesidad de tensores adicionales para garantizar la estabilidad estructural de la máquina. A pesar de estos inconvenientes se llegaron a construir distintos diseños y aparecieron varios fabricantes comerciales en la década 1980-1990, aunque desaparecieron ante los desarrollos optimizados de los aerogeneradores de eje horizontal. 4.2.2.3. Aeroturbinas Giromill Otro tipo de máquinas de eje vertical son las llamadas Giromill. Como las Darrieus, sus palas están constituidas por perfiles aerodinámicos, pero son palas rectas, por lo que la forma del rotor es de tipo cilíndrico, siendo asimismo una aeroturbina de alta velocidad de giro, muy adecuada para la producción de energía eléctrica. Este tipo de aeroturbinas fue desarrollado principalmente en Estados Unidos (por la empresa McDonnell Douglas) y en el Reino Unido, si bien no se llegó a soluciones comerciales competitivas con los aerogeneradores de eje horizontal. En la actualidad se está considerando nuevamente su utilización para pequeñas instalaciones aisladas de la red eléctrica (electrificación rural).
–129–
Ilustración 4.9. Aerogenerador Giromill. Fuente: Archivo.
Ilustración 4.10. Aerogenerador Venco Twister (Marc Twister – Marc Power GmbH). Fuente: Archivo.
4.3. Partes de una aeroturbina: componentes Si bien las distintas soluciones tecnológicas conllevan diferentes elementos, los subsistemas principales de las modernas aeroturbinas para la producción de energía eléctrica son:
–130–
4. La tecnología
1. Sistema de captación 2. Torre soporte 3. Góndola 4. Sistema de regulación y control 5. Sistema de orientación 6. Sistemas de transmisión mecánica 7. Sistemas auxiliares 8. Sistema eléctrico Ilustración 4.11. Componentes de un aerogenerador tipo. Fuente: CENER.
4.3.1. Sistema de captación Los componentes esenciales del sistema de captación son las palas y el buje de unión de las palas con el eje de baja. Las aeroturbinas de paso variable incorporan además el sistema de cambio del ángulo de paso, compuesto por los rodamientos de unión de las palas con el buje y los actuadores del cambio de paso. –131–
Respecto a los perfiles aerodinámicos empleados en el diseño de las palas, al principio los que se utilizaban mayoritariamente provenían de la industria aeronáutica, pero en la actualidad se usan familias de perfiles avanzados, diseñados específicamente para su utilización en aerogeneradores según criterios de incremento de la captación energética, disminución de cargas, facilidad de fabricación y disminución del ruido aerodinámico. Los materiales que tradicionalmente se han empleado en la fabricación de las palas de los aerogeneradores son la fibra de vidrio-poliéster y la fibra de vidrio-epoxi. En la actualidad se están utilizando nuevos diseños con laminados híbridos (fibra de carbónfibra de vidrio con resinas epoxi). Este tipo de palas resulta especialmente indicado para los aerogeneradores con cambio de paso, en los que se impone el requerimiento de palas ligeras, tanto para disminuir las cargas en los rodamientos de anclaje, como para facilitar los rápidos cambios del ángulo de paso.
Ilustración 4.12. Transporte de la pala LM 61.5P B. Fuente: LM Glassfiber.
–132–
4. La tecnología
Los procedimientos de fabricación se han automatizado considerablemente, si bien continúan utilizándose en su mayoría procedimientos semi-automáticos con alta participación de mano de obra especializada. Por último, hay que destacar que existen fabricantes que diseñan y construyen sus propias palas (Gamesa, Vestas, Enercon), si bien la mayoría utilizan las que les son suministradas por fabricantes especializados en este componente del aerogenerador.
4.3.2. Sistema de transmisión mecánica Los componentes fundamentales del sistema de transmisión son el eje de baja –que conecta el buje del rotor con la caja de multiplicación–, los cojinetes de apoyo del eje de baja, la caja de multiplicación, el eje de alta –que conecta la caja de multiplicación con el generador eléctrico–, el freno mecánico y el acoplamiento con el generador. Dependiendo del diseño, podemos encontrar aerogeneradores con diferentes configuraciones de la transmisión mecánica, como los nuevos diseños de conexión directa, en los que no existe caja de multiplicación.
Ilustración 4.13. Góndola del aerogenerador ECO 62/1300. Fuente: Ecotecnia S. Coop.
–133–
El principal parámetro que influye en el coste del tren de potencia de un aerogenerador es el par motor. La caja de engranajes se dimensiona en función del par nominal, multiplicado por un factor de servicio que tiene en cuenta las fluctuaciones de dicho par motor y que depende del concepto tecnológico de la máquina. Con respecto a la forma de construcción, se puede distinguir entre los trenes de potencia modulares y los integrados. Se estima que pueden obtenerse disminuciones en el peso del tren de potencia de hasta un 30% con los diseños integrados respecto a los modulares. Los tipos de cajas de multiplicación que se utilizan con más frecuencia son cajas de ejes paralelos de dos o tres etapas. En la actualidad, y especialmente en los nuevos diseños de grandes aerogeneradores, se utilizan cajas multiplicadoras de ejes planetarios que permiten máquinas más ligeras y compactas.
1. Soporte principal 2. Sistema de orientación 3. Generador 4. Adaptador de pala 5. Buje 6. Pala
Ilustración 4.14. Góndola de aerogenerador Enercom E33. Fuente: Enercom.
4.3.3. Sistema eléctrico Los componentes fundamentales del sistema eléctrico, son el generador, el cableado y armarios de conexión, los transformadores y, en el caso de generadores asíncronos, el sistema de compensación de la potencia reactiva. –134–
4. La tecnología
En la primera etapa de desarrollo de los aerogeneradores hubo una clara tendencia hacia el uso de generadores de inducción con rotor en jaula de ardilla, por su sencillez, bajo mantenimiento, robustez y menor coste. Existen varias opciones para los sistemas de velocidad variable, que permiten una disminución en las cargas y un mayor aprovechamiento de la energía contenida en el viento –especialmente para bajas velocidades de viento–, así como una disminución en el ruido aerodinámico producido por la aeroturbina. Para esta aplicación, los generadores síncronos y generadores de inducción de rotor bobinado con doble alimentación presentan ventajas significativas con respecto a los generadores asíncronos de jaula convencionales. Las configuraciones tradicionalmente utilizadas son:
Generador de inducción
Red
Caja engranajes
Gráfica 4.2. Generador de inducción en jaula de ardilla.
Generador de inducción de rotor bobinado Red
Caja engranajes
Control de resistencia variable con convertidor
Compensador de reactiva
Gráfica 4.3. Generación de inducción bobinado.
–135–
Generador de inducción doblemente alimentado Red
Caja engranajes
AC
DC
DC
AC
Qreac
Pact
Gráfica 4.4. Generación de inducción doblemente alimentado.
La utilización de un generador de inducción doblemente alimentado permite que tan solo en torno a un 30% de la energía generada tenga que pasar a través del convertidor de frecuencia, reduciendo el coste del mismo frente a una solución de transmisión directa con generadores síncronos, que exige la utilización de convertidores “full converter” para transformar el 100% de la energía generada. Sin embargo, presentan inconvenientes como la menor eficiencia a carga parcial, su peor comportamiento ante huecos de tensión y la necesidad de mantenimiento de anillos rozantes y elementos del rotor. La mayor revolución en el desarrollo tecnológico del sistema eléctrico fue la aparición de aerogeneradores sin caja de multiplicación, con generadores síncronos multipolo, introducida por el fabricante Enercon en 1992 en el aerogenerador E-40 de 500 kW nominales. DC
AC
Red AC
Generador sincrono multipolos
DC
DC
AC
Pact Qreac
Gráfica 4.5. Generador síncrono con transmisión directa.
–136–
4. La tecnología
Otra opción que se ha desarrollado en los últimos años son los generadores de imanes permanentes (ya utilizados con anterioridad en los pequeños aerogeneradores). Generador sincrono de imanes permanentes
AC
DC
Red
DC AC
Pact
Qreac
Gráfica 4.6. Transmisión directa con generadores de imanes permanentes.
4.3.4. Sistema de regulación y control Como ya se comentó en el subcapítulo 3.4, por razones de optimización del coste de generación, en los actuales aerogeneradores se utilizan sistemas de regulación de la potencia, para mantener el funcionamiento a potencia nominal entre la velocidad nominal y la velocidad de corte. La potencia generada por los aerogeneradores de eje horizontal se regula esencialmente por dos métodos: control por pérdida aerodinámica y control por cambio de paso. El sistema de control por pérdida aerodinámica fue ampliamente utilizado en los primeros aerogeneradores. Existe la posibilidad de que se presenten inestabilidades o vibraciones en el sentido perpendicular a la envergadura de la pala y al disco de rotación (sentido de abatimiento flap), lo cual se ha podido detectar en algunos ensayos. El sistema de control por cambio de paso (variación del ángulo de referencia de la pala), permite una extracción óptima en un amplio margen de velocidades de viento, permitiendo contar, además, con un sistema de seguridad contra vientos altos, mientras que con control por pérdida aerodinámica son necesarios dispositivos de frenado adicionales, tales como aerofrenos. Por otro lado, los sistemas de control por cambio de paso llevan asociadas complejas partes móviles, con el consiguiente riesgo de fallos y mayores necesidades de mantenimiento. Ambas soluciones son utilizadas en los aerogeneradores actuales. Hoy en día se utilizan sistemas de control de potencia mediante pérdida aerodinámica activa, que consiste en hacer girar la pala para aumentar el ángulo de paso con el fin de hacer entrar en pérdida de forma controlada. –137–
En cuanto a las diferentes estrategias de control, los actuales diseños presentan las siguientes alternativas: velocidad constante/control por pérdida aerodinámica, pequeñas variaciones en la velocidad de giro/cambio de paso en toda la pala y velocidad variable/cambio de paso en toda la pala.
4.4. Situación actual del mercado tecnológico. Tecnologías disponibles El siguiente gráfico presenta la distribución porcentual (%) del mercado de aerogeneradores en el 2010 entre los diez principales fabricantes del sector [2].
20,9
Resto de fabricantes
4,2
United Power (China)
5,9
Siemens (Dinamarca) Gamesa (España)
6,6
Dongfang (China)
6,7 6,9
Suzlon (India)
7,2
Enercon (Alemania) Goldwind (China)
9,5
Ge Wind (EEUU)
9,6 11,1
Sinovel (China)
14,8
Vestas (Dinamrca) 0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
Gráfica 4.7. Distribución del mercado mundial en 2010 por fabricantes. Fuente: Elaboración propia a partir de datos de BTM Consult ApS.
En la actualidad conviven diferentes tecnologías en el mercado. El aerogenerador de tres palas regulado por cambio de paso y con velocidad semivariable es la opción mayoritaria en el mercado actual. El aerogenerador tripala con regulación por pérdida aerodinámica, o pérdida aerodinámica activa, sigue siendo una opción de mercado, sobre todo en el sector de aerogeneradores de potencia nominal inferior al megavatio. La opción de aerogeneradores tripala, velocidad variable y cambio de paso sin caja de multiplicación (generador multipolo) representa otra de las tecnologías en uso. –138–
4. La tecnología
El tamaño unitario de los aerogeneradores empleados en las instalaciones ha ido incrementándose paulatinamente. 2.000 1.800
1.682
1.600 1.400
MW
1.200
1.235
2003
2004
2005
1.350
1.356
2006
2007
1.419
1.080
1.000 800
1.210
1.230
1.605
805
915
600 400 200 0 2000
2001
2002
2008
2009
2010
Gráfica 4.8. Tamaño medio de los aerogeneradores instalados. Fuente: Elaboración propia.
Del estudio de las instalaciones realizadas recientemente se deduce que mayoritariamente se emplean aerogeneradores entre 1,5 MW y 2,5 MW, que acumulan casi el 80% de los instalados en 2010. 0,9
79,7%
0,8
Porcentaje (%)
0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0
12,0%
3,3%
750-999 kW
1.000-1.500 kW
4,4%
0,6% <750 kW
1.501-2.500 kW
>2.500 kW
Potencia nominal
Gráfica 4.9. Porcentaje de aerogeneradores instalados por sector de potencia (2010). Fuente: Elaboración propia a partir de datos de BTM Consult ApS.
–139–
Las principales ventajas de los grandes aerogeneradores es el mejor aprovechamiento del terreno y la mayor producción por metro cuadrado de área barrida debido a la mayor altura de las torres. La principal barrera es el coste específico (coste por kilovatio), que en los grandes aerogeneradores (>5 MW) es mayor. Asimismo, existe una importante limitación en cuanto al transporte e instalación, que se acentúa en terrenos de orografía compleja. No obstante, es importante remarcar que no se han detectado problemas tecnológicos que impidan el desarrollo de estos aerogeneradores de gran potencia. En la siguiente tabla se presenta una comparación entre la tecnología utilizada en las instalaciones eólicas conectadas a red, desde el inicio de la nueva etapa de desarrollo del sector eólico a principios de los años ochenta hasta el momento final de despegue en la utilización de esta tecnología veinte años más tarde. Para la comparación se han utilizado tres aerogeneradores comerciales tipo, de las tres épocas consideradas.
1980-1990 1990-2000 Inicios 2000 Relación 2000/1980 Potencia nominal (kW)
55
225
850
15,45
Diámetro de rotor (m)
15
27
52
3,47
Área barrida
(m2)
177 573 2.124 12,02
Altura de torre (m)
20
30
50
2,5
Producción anual (MWh)
110
520
2.550
23,8
Producción/área barrida (kWh/m2) 621
907
1.200
1,93
Peso total (T)
10,8
Peso góndola/área barrida
12
80
6,67
67,9 39,8 21,3 0,49 (kg/m2) Tabla 4.2. Evolución tecnológica 1980-2000. Fuente: Elaboración propia.
–140–
4. La tecnología
De la tabla anterior se deduce que no solo el tamaño unitario se fue incrementado en el proceso de desarrollo, sino que se produjo una mejora muy importante en otros aspectos específicos. Así, por ejemplo, los rendimientos de producción prácticamente se duplicaron, pasando de una producción específica en torno a los 600 kWh/año por metro cuadrado de área del rotor, a valores superiores a los 1.000 kWh/año (valores calculados para un emplazamiento eólico típico). Por otro lado, se observa una importante disminución de los pesos específicos de los aerogeneradores, pasando de los 68 kg/m 2 en los utilizados a principios de la década de los ochenta, a valores de unos 22 kg/m 2. Estas mejoras fueron posibles debido a la optimización de los nuevos diseños y a la utilización masiva de materiales avanzados en su fabricación, esencialmente los materiales compuestos. Respecto a las opciones tecnológicas desarrolladas, la tabla siguiente muestra la evolución en el tiempo de las tecnologías principales utilizadas por los fabricantes. Se puede constatar que ha existido una clara migración desde los conceptos utilizados en los primeros aerogeneradores, que se correspondían esencialmente con el modelo danés –aerogenerador tripala a barlovento de velocidad de rotación constante, con caja de multiplicación y generador de inducción en jaula de ardilla y con regulación de potencia por pérdida aerodinámica–, a las opciones actuales más empleadas, que se decantan por aerogeneradores tripalas a barlovento, con o sin caja de multiplicación, con velocidad de giro variable y con regulación de potencia mayoritariamente mediante cambio de paso de las palas.
Regulación por pérdida aerodinámica
* *
Regulación por pérdida activa Velocidad fija
*
* * *
Velocidad limitada variable Caja de multiplicación
*
* * * * * *
Cambio de paso
* * * *
Velocidad variable
* *
Sin caja de multiplicación
Evolución temporal Tabla 4.3. Evolución de la tecnología. Fuente: EWEA. Wind Energy: The facts.
–141–
*
La tecnología eólica continúa experimentando un desarrollo tecnológico muy importante en los últimos años, dirigido esencialmente hacia la reducción de costes –tanto los específicos del aerogenerador como los de instalación, operación y mantenimiento–, y también, hacia un incremento de la fiabilidad de los aerogeneradores. En la siguiente tabla se presenta un listado de los modelos de aerogeneradores comerciales de potencia superior a 1 MW, de los principales fabricantes del sector eólico.
Fabricante ACCIONA
ALSTOM
DONGFANG
ENERCON
GAMESA
GE WIND
GOLDWIND
NORDEX
REPOWER
Aerogenerador
Potencia nominal
Diámetro (m)
AW77/70
1500
3000
100/109/116 74/80/86
AW 3000
70/77/82
1,67 MW
1670
2,0 MW
2000
80
3,0 MW
3000
100/110
DEC 1,5 MW
1500
70/77
DEC 2,5 MW
2500
90/100
E82-2,0 MW
2000
82
E70-2,3 MW
2300
71
E82-3,0 MW
2300
82
E101-3,0 MW
3000
82
E126-7,5 MW
3000
101
G9X-2,0
2000
80/90/100
G10X-4,5
4500
128
1,5 MW Series
1500
77
1,5 MW Series
1600
82,5 100/103
2,5 MW Series
2500
2,5 MW Series
2750
100/113
GW 1500
1500
70/77/80
GW 2500
2500
100
N77/82
1500
N117
2400
117
N80/90/100
2500
80/90/100
MM100
1800
100
MM82/92
2050
82/92,5
3.2M114
3200
114
3400
104
3.4M 104
5M/6M
5000/6150
–142–
77/82
126
4. La tecnología
SIEMENS
SINOVEL
SUZLON
UNITED POWER
VESTAS
SWT-2.3-113
2300
113
SWT-2.3-82
2300
82,4
SWT-2.3-93/101
2300
93/101
SWT-3.0-101
3000
101
SWT3.6-107
3600
107
SL-1500
1500
70/77/82
SL-3000
3000
90/100/105/113
SL-5000
5000
S64/66-1,25 MW
1250
64/66
S82-1,5 MW
1500
82
S88- 2,1 MW
2100
88
S88 DFIG 2,25 MW
2250
128
88
UP/1500
1500
72/88/86
V82
1650
82
V100-1,8MW
1800
90
V80
2000
80
V90-1,8/2,0/3,0 MW
1800/2000/3000
90
V100-2,6MW
2600
100
V112-3,0MW
3000
112
Tabla 4.4. Aerogeneradores comerciales de los principales fabricantes (2010). Fuente: Elaboración propia.
La totalidad de los aerogeneradores son tripalas de eje horizontal. Se constata que la regulación de potencia mediante el sistema de cambio del ángulo de paso de la pala es la opción mayoritaria, si bien aún perdura la regulación por pérdida aerodinámica activa (Nordex, Siemens y Vestas). Muchos de los aerogeneradores montan generador de inducción doblemente alimentado (Gamesa, Vestas, Dongfang, Acciona) y otros utilizan generadores de imanes permanentes sin caja de multiplicación (Vestas, Siemens, Goldwind).
–143–
Ilustración 4.15. Aerogeneradores de Gamesa Eólica. Fuente: Gamesa Eólica.
• VESTAS WIND SYSTEMS A/S (Dinamarca). Principal fabricante de aerogeneradores del mundo con 30 años de experiencia (primer aerogenerador instalado en 1976), centra su actividad en el desarrollo de tecnología, fabricación, venta, montaje y mantenimiento de aerogeneradores dando empleo a más de 20.000 personas. Ha instalado 42.000 aerogeneradores en 65 países por todo el mundo, con una cartera actual de productos en el mercado desde V52-850kW hasta V112-3,0MW. Los aerogeneradores con mayor demanda son V80 y V90. Vestas dispone de plantas de fabricación en Europa, Estados Unidos y Asia, así como delegaciones comerciales en Oceanía, Brasil y Argentina.
–144–
4. La tecnología
• GAMESA (España). Con una plantilla superior a los 7.262 trabajadores (2010) y más de 15 años de experiencia, es uno de los principales fabricantes internacionales de aerogeneradores del mundo (unos 21.000 MW) y líder en España en el sector de la fabricación, venta e instalación de turbinas eólicas. Situada en España, China, India y Estados Unidos dispone de una estrategia de internalización de componentes fabricando palas, generadores, multiplicadoras, convertidores y torres. Su cartera actual de productos en el mercado va desde los 850 kW a los 4,5 MW. Gamesa ha suministrado aerogeneradores en 30 países.
MW acumulados instalados
2006 2007 2008 2009 2010
MW vendidos en 2010 Total: 2.405 MW
28% China
9.845 12.849
29% Europa
16.016 18.247 20.834
28% EEUU 8% India
7% Resto del mundo
Gráfica 4.10. Instalaciones de Gamesa acumuladas y en 2010. Fuente: Informe anual 2010.
Para el mercado eólico marino, en la actualidad están desarrollando dos aerogeneradores, el G11X de 5 MW y el G14X de 6-7 MW. • ACCIONA WIND POWER (España). AWP, que pertenece al grupo Acciona, diseña y fabrica aerogeneradores AW-1500 y AW-3000 de 1,5 y 3 MW. Con una experiencia cercana a los diez años, ha instalado más de 2.300 aerogeneradores de diferentes tecnologías en 12 países. Dispone de plantas de fabricación en España y en Estados Unidos. Esta empresa inició en 2008 la fabricación de palas de aerogeneradores con diseño propio. –145–
Ilustración 4.16. Aerogenerador AW-1500. Fuente: Acciona Energía.
• ALSTOM ECOTECNIA (España). Ecotecnia inició su actividad en los años 70, siendo una de las empresas pioneras en el sector eólico español. Fue adquirida en 2007 por el grupo francés Alstom. Su cartera de producto va desde 1,67 MW a 3 MW. En la actualidad se encuentra desarrollando un aerogenerador de 6 MW para su utilización en plantas eólicas marinas. Alstom-Ecotecnia ha instalado más de 2.100 aerogeneradores, con una potencia total superior a los 2.700 MW. La empresa dispone de plantas de fabricación en España dando empleo a más de 750 trabajadores. • SINOVEL WIND Co. Ltd (República Popular China). Es el principal fabricante de aerogeneradores en China, con un importante crecimiento en 2010 que le ha permitido pasar de la séptima a la segunda posición. Con sede principal en Pekín, dispone de plantas de fabricación distribuidas en todo el país. Su principal producto es el aerogenerador FS 1,5 MW, pero dispone de aerogeneradores de 3 MW y 5 MW. –146–
4. La tecnología
Ilustración 4.17. Aerogenerador ALSTOM ECOTECNIA de 6 MW. Fuente: www.power.alstom.com
• GE ENERGY (Estados Unidos). Ha ocupado la tercera posición como suministrador de aerogeneradores en el ejercicio 2010. Dispone de plantas de producción en Estados Unidos, Canadá, Alemania, China e India. La cartera actual de productos en el mercado va desde el modelo de 1,5 kW hasta 3,6 MW. Su modelo 1,5 MW ha sido la máquina más vendida en el mundo con más de 10.000 unidades repartidas por 19 países. El modelo de 3,6 MW fue instalado en 2002 (primer prototipo) y se convirtió en la primera máquina comercial por encima de los 3 MW, representando un hito del sector off-shore. GE Energy inició en 2008 la fabricación seriada de su aerogenerador de 2,5 MW en su planta de Alemania para abastecer al mercado europeo con una producción estimada de 1.800 unidades/año. • GOLDWIND (República Popular China). Ocuparon la cuarta posición en ventas en el 2010. Sus máquinas están especialmente diseñadas para climas extremos. Su cartera de productos incluye aerogeneradores de 600 kW, 750 kW, 800 kW 1,5 MW y 2,5 MW. –147–
• ENERCON GmbH (Alemania). Con más de 20 años de experiencia ha sido pionero en el desarrollo de innovaciones tecnológicas en el sector eólico. Actualmente dispone de más de 17.000 aerogeneradores instalados en 30 países. Se encuentra presente en los principales mercados con fabricación en Brasil, India, Portugal, Suecia y Turquia y delegaciones comerciales en más de 15 países. Dispone del mayor prototipo existente actualmente, el E-126.6 de 7,5 MW, instalado en Alemania en diciembre de 2010. • SUZLON ENERGY (India). Inició su actividad en el sector eólico en 1995 con un importante crecimiento en cuota de mercado en los últimos años. Su cartera actual de productos va desde los 350 kW a los 2,25 MW con versiones adaptadas a condiciones climatológicas adversas. Suzlon es líder indiscutible en la fabricación de aerogeneradores en la India y ocupó el sexto lugar en el ranking mundial de ventas de aerogeneradores en 2010. En 2006 adquirió uno de los principales fabricantes de multiplicadoras, Hansen Transmission, con base en Europa. En 2007, Suzlon adquirió el 66% de la empresa alemana Repower y, en 2008, llegó a un acuerdo para la adquisición de la filial portuguesa de Martifer. • DONGFANG STEAM TURBINE Co. Ltd (República Popular China). Es el tercer fabricante de aerogeneradores de origen chino y dispone de una licencia de Repower para fabricar máquinas de 1,5 MW. En la actualidad se encuentra desarrollando, con AMSC Windtec, aerogeneradores de 3,0 MW y 5,0 MW, con previsión de iniciar la fabricación en 2011. • SIEMENS WIND POWER -BONUS (Dinamarca).m Siemens adquirió la empresa Bonus, que era el fabricante de origen danés con mayor antigüedad en el mercado de aerogeneradores. Habiendo iniciado sus actividades comerciales en 1979, la empresa ha fabricado más de 9.400 unidades. Su cartera actual de productos en el mercado va desde 1 MW a los 2,3 MW y recientemente ha puesto a la venta un aerogenerador de 3,6 MW. Es el principal suministrador de aerogeneradores marinos. En la actualidad, se encuentra desarrollando un aerogenerador de 6 MW sin caja de multiplicación, para plantas eólicas marinas.
–148–
4. La tecnología
4.5. Situación de desarrollo tecnológico de la eólica marina Tanto la tecnología de los sistemas eólicos como la de las plataformas marinas para diferentes aplicaciones han alcanzado un gran desarrollo en los últimos años. La integración de ambas tecnologías requiere aún tiempo y experiencia a partir de la instalación, operación y funcionamiento de las primeras plantas en operación. Desde que se estableció, en 1992, la primera planta eólica marina (PEM) de demostración hasta el momento actual, se ha realizado un proceso de desarrollo tecnológico basado fundamentalmente en la adecuación al entorno marino de la tecnología de aerogeneradores existente, pero sin haber realizado importantes desarrollos tecnológicos específicos para el sector. Es absolutamente necesario el desarrollo de nuevos conceptos tecnológicos más adecuados para este tipo de instalaciones, que permitan facilitar las tareas de transporte e instalación, minimizar los tiempos y costes de O&M, aumentar la fiabilidad de los mismos, y maximizar la producción energética, lo que debe contribuir a reducir los costes finales de generación.
4.5.1. Estructuras de soporte Uno de los aspectos principales en el desarrollo de las PEM se centra en conseguir estructuras de soporte fiables y económicamente competitivas. Las estructuras de soporte marinas para otras aplicaciones ha tenido un elevado grado de desarrollo impulsado principalmente por el sector petrolífero. A pesar de los avances realizados en el sector petrolífero, las condiciones de diseño, el tamaño y peso de la instalación, las cargas en operación, los requisitos de coste y las características peculiares de las explotaciones eólicas, hacen necesario disponer de estructuras específicamente diseñadas para la utilización en PEM.
–149–
Conjunto rotor-góndola
Torre
Torre Estructura soporte
Plataforma
Nivel del agua Subestructura
Subestructura
Pilote
Fondo marino Pilote
Cimentación
Ilustración 4.18. Estructuras de soporte de un aerogenerador marino. Fuente: IEC standard 61400/3.
Dentro del sector eólico marino, en función de la batimetría del emplazamiento se consideran los siguientes tipos de aguas: aguas someras (0-30 m), aguas medias (30-50 m) y aguas profundas (> 50 m). –150–
4. La tecnología
Ilustración 4.19. Definición de tipos de aguas de acuerdo con la profundidad. Fuente: NREL.
Casi todas las instalaciones actualmente en operación se han ubicado en áreas con profundidades inferiores a los 20 m y distancias a la costa menores de 15 km. La gráfica siguiente muestra la profundidad media de las PEM instaladas en 2009, donde se aprecia que la mayoría se encuentran en aguas de menos de 10 m de profundidad. –151–
30
20 15 10
Storebaelt/ Spr ogo
Gunfleet Sands
Robin Rigg
G sslingegr und
Horns Rev
0
Rhyl Flats
5
Alpha Ventus
Average water depth in m
25
Gráfica 4.11. Profundidad media (m) de las PEM instaladas en 2009. Fuente: The European Offshore Wind Industry, EWEA.
Las instalaciones actuales se están situando en emplazamientos cercanos a la costa como se refleja en la gráfica siguiente, si bien en Alemania ya existen PEM con permiso aprobado en emplazamientos que se hallan a más de 100 km de la costa. 50
30
20
Storebaelt/ Spr ogo
Gunfleet Sands
Robin Rigg
Rhyl Flats
G sslingegr und
Hywind
0
Alpha Ventus
10
Horns Rev
Average distance to shore in km
40
Gráfica 4.12. Distancia media a la costa (km) de las PEM instaladas en 2009. Fuente: The European Offshore Wind Industry, EWEA.
–152–
4. La tecnología
Podemos clasificar las estructuras soporte para instalaciones eólicas marinas en: • FIJAS, enclavadas en el lecho marino: • Monopilotes • Estructuras por gravedad • Trípodes • Jackets • FLOTANTES, que mantienen la posición con sistemas de anclaje: • Flotante estabilizado con amarre • Boya lastrada con amarre • Semisumergible con cables tensionados de amarre
Ilustración 4.20. Estado de desarrollo tecnológico de la eólica marina. Fuente: NREL.
–153–
La elección de la solución estructural más adecuada depende de la batimetría y de las condiciones medioambientales del emplazamiento, así como de las cargas que deberá soportar la estructura. La tecnología actual se ha desarrollado fundamentalmente para aguas someras con instalaciones fijas. La de mayor profundidad (50 m) es el proyecto Beatrice en el Reino Unido. Las estructuras flotantes se diseñan para operar en aguas profundas donde los sistemas fijos son extremadamente costosos y muy difíciles de instalar. Existe una primera instalación flotante realizada en Noruega en el año 2009, el proyecto Hywind de la empresa Statoil.
Ilustración 4.21. Proyecto Hywind de Statoil (Noruega). Fuente: www.statoil.com.
La gráfica siguiente muestra que la opción más empleada por la mayoría de las instalaciones de PEM hasta 2009 han sido las estructuras soporte fijas con monopilotes [5]. –154–
4. La tecnología
Flotante 0,8% Jacket 2% Desconocido 0,7%
Trípode 0,8% Soporte por gravedad 23,1%
Monopilote 65,2%
Gráfica 4.13. Distribución según tipo de cimentación de la PEM (diciembre 2009). Fuente: The European Offshore Wind Industry, EWEA.
4.5.1.1 Monopilotes El monopilote es el sistema más empleado y el más económico para instalaciones en aguas someras, si bien requiere características específicas del lecho marino que permitan su instalación. Se trata de estructuras tubulares de acero de gran diámetro (pueden alcanzar los 5,5 m) que se enclavan en el fondo marino (hasta 40 m de profundidad de encastre). El enclavamiento se realiza mediante martillos hidráulicos, si bien en algún caso es preciso efectuar taladrado del suelo.
Ilustración 4.22. Estructura monopilote. Fuente: Archivo.
–155–
4.5.1.2. Estructuras por gravedad (Gravity Based Structures – GBS) Son estructuras que se depositan sobre el lecho marino (sin estar enclavadas) y soportan las cargas debido al elevado peso de las mismas. Requieren fondos planos y son relativamente fáciles de instalar. Suelen ser estructuras de hormigón que se lastran con piedras o grava.
Ilustración 4.23. Estructura soporte por gravedad. Fuente: Archivo.
Ilustración 4.24. Trípode. Fuente: Archivo.
–156–
4. La tecnología
4.5.1.3. Jackets El sistema tipo jacket proviene de la industria del petróleo. Consiste en una estructura con tres o cuatro patas enclavadas en el fondo unidas a otra estructura normalmente del tipo de celosía.
Ilustración 4.25. Jacket. Fuente: Archivo.
En la figura siguiente se muestran los principales tipos de estructuras flotantes:
Ilustración 4.26. Estructuras soporte flotantes. Fuente: NREL.
–157–
4.5.1.4. Flotante estabilizado con amarre
Soportes Flotantes Estabilizados
Ilustración 4.27. Estructuras flotantes estabilizadas con amarre. Fuente: Archivo.
Este tipo de estructura está conformada por un gran depósito flotante sobre el que se instala el aerogenerador. El depósito va amarrado al fondo marino mediante anclajes con cables o cadenas. Son fáciles de transportar e instalar, siendo su principal inconveniente la inestabilidad en condiciones adversas, lo que da lugar a elevadas cargas cuando existen fuertes vientos y oleaje. 4.5.1.5. Boya lastrada con amarre La boya normalmente es de forma cilíndrica de gran longitud. La estabilidad se consigue mediante lastre situado en la parte inferior (tipo «tentetieso»). El sistema de amarre suele ser mediante cadenas o cables enclavados en el fondo y conectados con el tubo soporte. –158–
4. La tecnología
Soporte Flotante Lastrado
Ilustración 4.28. Boyas lastradas con amarre.
Son asimismo fáciles de transportar e instalar, estando limitadas a aguas de profundidades superiores a los 100 m debido a la elevada longitud del tubo soporte.
4.5.1.6. Semisumergible con cables tensionados de amarre (Tension Leg Platforms – TLP). Este tipo de estructura flotante es la más estable de las existentes. La boya está amarrada al fondo marino mediante cables tensionados quedando semisumergida, por lo que la afección de las olas es menor. El principal inconveniente radica en que la realización de los enclaves es costosa y de gran dificultad debido a los fuertes requerimientos de tener que soportar los cables elevadas fuerzas de tracción. –159–
Soportes Flotantes Amarrados
Ilustración 4.29. Estructuras semisumergibles con cables tensionados de amarre.
Ilustración 4.30. BlueH Project. Fuente: www.bluehgroup.com
–160–
4. La tecnología
La gráfica siguiente muestra resultados comparativos del coste de diferentes tipos de estructuras soporte en función de las características batimétricas del emplazamiento [7].
Gráfica 4.14. Costes de las estructuras soporte en función de la profundidad de las aguas. Fuente: NREL.
4.5.2. Aerogeneradores marinos Como se ha comentado anteriormente, el proceso de desarrollo tecnológico en el ámbito de la energía eólica marina se ha basado fundamentalmente en adecuar al entorno propio la tecnología de aerogeneradores existente, sin atender a la especificidad del sector. Los problemas experimentados en las instalaciones en operación, junto con los resultados obtenidos en proyectos de I+D, identifican la necesidad de implementar nuevos conceptos tecnológicos más adecuados para este tipo de instalaciones, que permitan minimizar los tiempos y costes de operación y mantenimiento y aumentar su fiabilidad. –161–
Es evidente que la solución óptima en cuanto a aerogeneradores marinos, es decir, la más económica dentro de las limitaciones técnicas, diferirá notablemente de las soluciones actuales para energía eólica terrestre. También es notorio que el enfoque actual supone el uso de aerogeneradores terrestres ligeramente modificados en un ambiente marino. Aún no se ha desarrollado una solución completa e integrada para la energía eólica marina. Los desarrollos realizados se han basado fundamentalmente en un escalamiento de la tecnología de los aerogeneradores existentes en el mercado terrestre acompañado de lo que se ha denominado marinización del producto, mediante el incremento de la protección de los componentes y sistemas frente a la corrosión marina. La idea del escalamiento surge como consecuencia del mayor porcentaje de la contribución en el coste total de las instalaciones marinas de la estructura soporte del aerogenerador, por lo que es aconsejable aumentar el tamaño de los aerogeneradores. Por otro lado, existen menores limitaciones para el transporte de grandes estructuras en el entorno marino. Los actuales desarrollos se encuentran en los 120 m de diámetro de rotor y 5 MW de potencia nominal y son máquinas muy pesadas, que dificultan las tareas de transporte, instalación, operación y mantenimiento. El problema surge ante el incremento del peso específico de los aerogeneradores (peso sobre la torre dividido por el área del rotor) con el tamaño del rotor, que varía próximo al cubo del diámetro. Los nuevos prototipos desarrollados presentan pesos específicos bastante superiores a los de los actuales aerogeneradores instalados en los parques eólicos terrestres, de ahí a que sean diseños más costosos y presenten problemas en las tareas de operación y mantenimiento, derivados del peso y tamaño de los diferentes componentes del aerogenerador. Solo cinco modelos diferentes se han instalado en los parques eólicos marinos en los últimos años, todos ellos con potencia nominal igual o superior a los 2 MW. Los gráficos siguientes muestran la distribución por fabricantes que han suministrado aerogeneradores para las plantas marinas en operación (datos de finales 2009) [5]. El mercado está dominado por dos empresas, Vestas y Siemens, que han suministrado casi el 90% de los aerogeneradores de las PEM.
–162–
4. La tecnología
GE 1,7%
Repower 1,9% Multibrid 1,5%
Win Wind 2,6% Otros 1,6%
Siemens 50,3% Vestas 39,6%
Enercon 0,2% Bard 0,2% Nordex 0,2% Gráfica 4.15. Distribución por fabricantes de la potencia acumulada en PEM (diciembre 2009). Fuente: The European Offshore Wind Industry, EWEA.
El tamaño medio de los aerogeneradores prácticamente se ha estabilizado en torno a los 3 MW en los últimos años. 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
0,0
Gráfica 4.16. Tamaño medio de los aerogeneradores (MW) instalados en las PEM. Fuente: The European Offshore Wind Industry, EWEA.
–163–
La tabla siguiente lista los prototipos desarrollados y actualmente en desarrollo:
Fabricante Modelo
Potencia (MW)
Diámetro del rotor (m)
Fecha desarrollo
V90 3 90 Prototipo 2002 Comercial 2005-2007 VESTAS
SIEMENS
GE WIND
ENERCON
V100 2.75 100
Comercial 2007-2008
V120 4.5 120
Comercial 2008-2010
S2.3
2.3
84
Comercial 2003
S3.6
3.6
107
Comercial 2006
3.6s
3.6
104
Comercial 2004
3.6s1
3.6
111
Comercial 2006
5
5-7
Iniciado diseño
E112 4.5 112 Prototipo 2004. 8 Instalados Ensayado a 6 MW
E-126/-E127
6
126-127
Prototipo 2006
REPOWER
5M 5 126 Prototipo 2004 Comercial 2007
MULTIBRID
M5000 5 116 Prototipo 2004 Comercial 2008
BARD
BARD VM
5
122
Prototipo 2008
NORDEX
N90/2500
2.3
90
Prototipo 2006
Tabla 4.5. Prototipos de aerogeneradores para plantas eólicas marinas en desarrollo. Fuente: Elaboración propia.
En el siguiente gráfico se presentan los pesos específicos de diferentes aerogeneradores utilizados en PEM y en desarrollo dentro del sector. –164–
Peso específico grandes generadores marinos
4. La tecnología
60 50,75
50 37,64
Kg/m2
40
34,81 30,28
30
26,87
25,50
20
22,24 15,72
10
ENERCON E 112
BARD 5M -132
Repower 5M -126
MULTIBIRD 116
GE 3.6 sl -111
Siemens SWT -3.6-107
VESTAS V90
Siemens SWT -2.3-82
0
Gráfica 4.17. Peso específico de aerogeneradores para plantas eólicas marinas. Fuente: Elaboración propia.
Hay que resaltar la importante reducción del peso específico conseguida por el modelo Vestas V90, lo que es un factor fundamental para la reducción de coste del aerogenerador y de la estructura soporte. La razón del menor peso radica en la utilización de palas en fibra de carbono/madera/epoxi y el diseño integrado del tren de potencia.
4.6. Tecnología de pequeños aerogeneradores para sistemas aislados de la red A pesar de la rápida evolución de los aerogeneradores conectados a la red que está teniendo lugar, los sistemas eólicos para generación eléctrica en áreas sin acceso a la red (sistemas descentralizados en zonas rurales o instalaciones en países en vía de desarrollo) han experimentado un crecimiento mucho más lento. Las razones son
–165–
múltiples: mercados menos atractivos, desarrollos realizados por pequeñas empresas sin acceso a las sofisticadas herramientas de diseño, mayor complejidad técnica, etc. Es de resaltar que el mercado potencial de sistemas aislados es importantísimo, no solo en países en vías de desarrollo, donde se estima que hay más de 2.000 millones de personas sin acceso a la electricidad, sino también en países desarrollados.
Aerogenerador
Rectificador AC/DC
Receptores AC
Baterías
Inversor DC/AC
Gráfica 4.18. Esquema de un sistema eólico aislado. Fuente: Elaboración propia.
Los sistemas eólicos para funcionamiento aislado presentan una problemática claramente diferenciada respecto de los sistemas conectados a red. En las instalaciones aisladas hay que cubrir las necesidades de la demanda, por lo que son necesarios sistemas de acumulación y regulación. Por otro lado, desde el punto de vista técnico, en los aerogeneradores conectados a red, es la propia red, a través de la frecuencia constante, la que mantiene la velocidad de giro de los aerogeneradores, lo cual en las instalaciones aisladas hay que controlar a través de subsistemas específicamente diseñados a tal efecto. En las normas de certificación de aerogeneradores del Comité Electrotécnico Internacional (IEC), los pequeños aerogeneradores (IEC 61400-2) son caracterizados como «aeroturbinas eólicas con una superficie de captación inferior a 200 m2 para producción de electricidad». Para los aerogeneradores de eje horizontal, esto corresponde a rotores con un diámetro inferior a 16 m, lo que equivale a una potencia nominal máxima de 100 kW. –166–
4. La tecnología
La tecnología para funcionamiento aislado es diferente de la de los sistemas conectados a red. Las diferencias entre ambos tipos de aerogeneradores afectan a la práctica totalidad de los subsistemas, con especial incidencia en los sistemas eléctrico y de control, y, también, en el diseño del rotor. Es necesario un esfuerzo continuado en la puesta a punto de la tecnología existente que permita disminuir los costes de estos pequeños aerogeneradores y aumentar su fiabilidad y, también, que posibilite una mejor adaptación de los mismos a las condiciones de funcionamiento en las distintas aplicaciones aisladas posibles. El mercado de los pequeños aerogeneradores es muy prometedor. Hay un número creciente de fabricantes de pequeños aerogeneradores, y la industria de grandes aerogeneradores empieza a realizar incursiones en el nuevo sector atraída por las posibilidades del mercado. En el caso de sistemas eólicos para electrificación rural (redes locales), ya se están instalando aerogeneradores similares a los utilizados en las plantas conectadas a red en paralelo con grupos diésel.
Ilustracón 4.31. Instalación unifamiliar. Fuente: www.allwindenergy.com
–167–
Unos 200 fabricantes han sacado al mercado más de 500 modelos de pequeños aerogeneradores cuyas potencias unitarias oscilan entre 20 W y 100 kW. A continuación se presenta un análisis de las soluciones adoptadas en el diseño para cada uno de los subsistemas del aerogenerador, y las opciones más frecuentemente utilizadas en los modelos existentes en el mercado actual.
Rotor La mayor parte de los aerogeneradores presentan el eje horizontal a barlovento, si bien existen modelos comerciales de eje horizontal a sotavento, así como de eje vertical.
Ilustración 4.32. Aerogenerador de eje vertical Kliux. Fuente: www.kliux.com
Ilustración 4.33. Aerogenerador D400 (400 W)t. Fuente: www.d400.co.uk
La tecnología de los aerogeneradores de eje horizontal emplea desde rotores de dos palas hasta los de 6 palas, cubriendo todas las soluciones intermedias: 3, 4 y 5 palas. La mayoría de los modelos corresponde a aerogeneradores tripalas y bipalas, utilizándose mayor número de palas cuando la potencia nominal es inferior a 250 W. Los aerogeneradores de dos palas presentan generalmente niveles más altos de ruido aerodinámico, lo que condiciona su uso en muchas aplicaciones. El material de las palas es mayoritariamente fibra de vidrio-poliéster y, en algunos casos, madera. –168–
4. La tecnología
Ilustración 4.34. Aerogenerador TLG Windpower. Fuente: www.tlgwindpower.com
Generador La mayoría de los diseños de pequeña potencia usan conexión directa entre el rotor del aerogenerador y el generador eléctrico, sin existencia de caja de multiplicación, si bien se han localizado algunos modelos con una multiplicadora de dos etapas. En los aerogeneradores de baja potencia (< 3kW) el tipo de generador utilizado prácticamente en la totalidad de los diseños es un alternador de imanes permanentes de 4, 6, 8 o 10 polos. En el caso de aerogeneradores en el rango de los 3-30 kW, si bien hay una tendencia generalizada al uso de alternador de imanes permanentes (Bergey, Westwind, Proven, LMW), también se utiliza la opción de generadores de inducción (Australian Energy 5 kW, Wenus Inventus, Vergnet). Asimismo, existen algunos modelos con generadores de reluctancia variable (A.O.C).
Sistema de regulación de velocidad La norma UNE-EN 61400-2 [1.9] en su apartado 5 sobre protección de los aerogeneradores dice textualmente: «Deben utilizarse uno o más sistemas de protección si es necesario para mantener el aerogenerador dentro de los límites de diseño. En particular, deben existir medios disponibles para prevenir que se supere la velocidad límite de rotación de cálculo». Existe una gran variedad de soluciones utilizadas para regular la potencia y la velocidad de giro en los pequeños aerogeneradores. Entre ellas se incluyen: –169–
• Sin regulación: el aerogenerador se diseña para poder soportar las cargas que se produzcan en todas las condiciones de operación, incluidas las velocidades de giro que puedan presentarse en funcionamiento en vacío. • Regulación por desorientación: el eje del rotor esta desalineado con el plano horizontal respecto a la dirección del viento incidente. Existen distintas soluciones para que se produzca esta desorientación del rotor, si bien la más utilizada es mediante un diseño en el que el centro de empuje del rotor no queda alineado con el centro del rodamiento de orientación. • Regulación por cabeceo: es similar al anterior, pero la desalineación se produce en el plano vertical. • Regulación por cambio de paso: en este caso la solución adoptada es similar a la de los aerogeneradores más grandes, aunque la mayoría emplea sistemas de cambio de paso pasivos en los que la variación del ángulo de ataque de las palas se produce mediante sistemas centrífugos. Actualmente se ensayan soluciones en las que se eliminan los rodamientos en el encastre de las palas diseñando el cuello de la pala con baja resistencia a torsión, lo que permite que las cargas que actúan sobre la pala sean capaces de producir giro de la misma sobre su eje. • Regulación por pérdida aerodinámica: es similar a la utilizada en grandes aerogeneradores. Los sistemas más empleados son por cabeceo del aerogenerador debido al empuje, y por cambio de paso centrífugo y eléctrico. El punto clave en los pequeños aerogeneradores es conseguir una regulación adecuada mediante sistemas pasivos, puesto que las soluciones con mecanismos activos de paso variable, similar a los empleados en los aerogeneradores de mayor tamaño, dan lugar a diseños más complejos, y por tanto, más caros y con mayor labor de mantenimiento. En cuanto al sistema de frenado, el apartado 5 de la norma UNE-EN 61400-2 sobre protección de los aerogeneradores se dice textualmente: «El fabricante deberá precisar un procedimiento seguro para detener el aerogenerador». Asimismo, define freno como «mecanismo capaz de reducir la velocidad del rotor o detener la rotación». Existe una cierta indefinición, pues se ha encontrado frecuentemente en la documentación técnica descriptiva de los aerogeneradores, que los fabricantes indican el sistema de control de velocidad como sistema de frenado, lo que de acuerdo con la definición de la norma resultaría correcto, pero que no sería suficiente para detener el aerogenerador en todas las condiciones de funcionamiento.
–170–
4. La tecnología
En los aerogeneradores que tienen un único sistema de frenado, la solución mayoritaria es mediante cortocircuito del generador eléctrico. En el caso de tener dos sistemas de frenado, el principal es el freno mecánico o aerodinámico mediante posicionamiento de las palas en la posición de bandera. Para el sistema secundario se utiliza freno mecánico, aerodinámico o por cortocircuito del generador eléctrico dependiendo fundamentalmente de la solución utilizada para el sistema de frenado principal.
Sistema de orientación El sistema de orientación más utilizado para los aerogeneradores de eje horizontal a barlovento es por veleta de cola. El timón veleta de orientación utilizado es, indistintamente, recto o elevado, con el fin de disminuir la acción de la estela del rotor sobre el timón.
Ilustración 4.36. Aerogenerador a sotavento. Fuente: www.turbotricity.com
Ilustración 4.35. AEOLOS 500 W. Fuente: www.tehnosat.ro
En los aerogeneradores a sotavento la orientación se produce por la acción del viento sobre el rotor, si bien aparecen inestabilidades difíciles de controlar.
–171–
Torre soporte Respecto al tipo de torre encontramos una amplia dispersión, usándose torres atirantadas o autoportantes, tubulares y de celosía. Es práctica habitual que el fabricante oferte distintos tipos de acuerdo a las características del emplazamiento. Lo mismo ocurre respecto a la altura de la torre. Así, es posible encontrar casos en los que el mismo modelo se ofrece con torres de 6, 8, 12, 18, 24, 30 y 40 metros.
Ilustración 4.37. Aerogenerador Fortis WT. Fuente: www.fortiswindenergy.com
Ilustración 4.38. Aerogenerador Bornay 6 kW. Fuente: www.bornay.com
Como conclusión, el aerogenerador tipo de pequeña potencia tendría las siguientes características: eje horizontal, tripala a barlovento, con un generador síncrono de imanes permanentes, orientado por timón de cola y con regulación de la velocidad mediante cabeceo. Dispondría de sistema redundante de frenado, siendo uno de los sistemas un freno mecánico. El aerogenerador se ofrecería con diferentes tipos y alturas de torre. Los principales fabricantes nacionales de pequeños aerogeneradores son: • J. BORNAY es una de las empresas nacionales pioneras en la producción de pequeños aerogeneradores. En la actualidad fabrica y comercializa aerogeneradores desde 800 W a 6 kW para cubrir las necesidades de todo tipo de consumos, desde repetidores de telecomunicaciones, pequeñas granjas o viviendas de uso habitual
–172–
4. La tecnología
La mayor parte de los aerogeneradores Bornay montan palas fabricadas con fibra de vidrio-fibra de carbono y llevan alternadores trifásicos de imanes de neodimio. El sistema de regulación de potencia es mediante cabeceo del rotor. • SOLENER comercializa aerogeneradores de diseño propio, y en la actualidad dispone de cinco modelos, desde 300 W a 15 kW. • SONKYO ENERGY es una empresa ubicada en Santander que fabrica los aerogeneradores Windspot con modelos desde 1,5 kW hasta 15 kW.
–173–
Referencias 1. Long-Term Research and Development Needs for Wind Energy for the time frame 2000 to 2020.
IEA 2001
2. Principios de conversión de la energía eólica. CIEMAT 2010 3. World Market Update 2010. Forecast 2011-2015. 2011 BTM Consult ApS 4. Wind Energy – The Facts. European Wind Energy Association (EWEA). 2011 5. The European Offshore Wind Industry. EWEA 2009. 6. Wind in our Sails. EWEA 2011
–174–
5. La red y el almacenamiento
5 La red y el almacenamiento En los últimos tiempos se están incorporando al sistema eléctrico nuevas fuentes de producción de energía, conocidas como no convencionales, como es la energía eólica. El impacto de la generación no convencional sobre el sistema eléctrico es muy importante y será mucho más relevante en un futuro, a medida que se incremente la penetración de las fuentes no convencionales en el sistema. A nivel nacional, estas energías quedan englobadas dentro del régimen especial y dadas sus características técnicas, han requerido que las compañías eléctricas estén realizando diversas acciones para evaluar su influencia sobre la red eléctrica. La interacción de un generador eólico con la red eléctrica engloba: • Los efectos del generador sobre la red eléctrica.
• Cómo afectan las perturbaciones de la red en los generadores eólicos.
–175–
Idealmente, un generador convencional genera una potencia activa y reactiva regulable. En una central de generación convencional, la potencia activa es en un principio igual a la planificada. Esta consigna se modifica según la frecuencia de la red (regulación primaria). Por su parte, la potencia reactiva se regula para obtener una tensión en bornes constante. En cambio, en la mayor parte de las centrales de energía renovable no se tiene control de la energía generada. En el caso de un generador eólico, la energía generada no es constante, porque la energía depende de la velocidad del viento, que es fluctuante (turbulencias, rachas...). Ante este hecho existen dos posibles soluciones que pueden adoptarse: – Incrementar la capacidad de importación / exportación de energía (esta opción no es factible a corto plazo). – Mejorar la tecnología de los parques eólicos y aerogeneradores para reducir el impacto en la integración de red.
5.1. La conexión de los parques eólicos a la red eléctrica Las turbinas eólicas que operan en sistemas eléctricos de potencia se deben equipar con los dispositivos y sistemas pertinentes. El esquema eléctrico general de las turbinas eólicas consiste en tres secciones principales: • Sección del generador. • Sección de BT (baja tensión). • Secciones del transformador elevador MT/BT (media / baja tensión).
5.1.1. Estructuras para la conexión de un parque eólico a la red Existen varias estructuras para la conexión de un parque eólico a la red superior, aunque la conexión tradicional es a una red de media tensión mediante un transformador de acoplamiento. A continuación se citan las estructuras más comunes:
–176–
5. La red y el almacenamiento
Aerogeneradores con máquina de inducción doblemente alimentada y red de media tensión. Esta estructura es muy común ya que los aerogeneradores se conectan a la red en forma modular.
Parque A Generador de inducción doblemente alimentado
Multiplicadora
Multiplicadora
AC
AC
DC
DC
Red eléctrica de corriente alterna
DC
DC
AC
AC
Gráfica 5.1. Conexión de máquina de inducción doblemente alimentada a media tensión. Fuente: Elaboración propia.
Aerogeneradores con máquina de inducción y compensación de reactiva centralizado Esta estructura es también muy común en parques eólicos con máquinas de inducción de velocidad fija. La compensación de energía reactiva es centralizada e incluye la compensación de la reactiva generada por el transformador de interconexión. También existe la posibilidad de una combinación entre compensación individual y centralizada. –177–
Parque B Generador de inducción
Red eléctrica de corriente alterna
Multiplicadora
ASVC STATCOM Compensador de reactiva
Multiplicadora
Gráfica 5.2. Conexión de máquina de inducción con compensación de reactiva centralizado. Fuente: Elaboración propia.
Aerogeneradores con control de velocidad individual a través de una red interna de continua La estructura de la figura es aplicable a conceptos de turbinas con convertidor, con la diferencia de que las salidas de los aerogeneradores se rectifican y están conectados a una red de continua a un ondulador centralizado. Se utiliza dicha estructura más para potencias elevadas y en instalaciones off-shore.
–178–
5. La red y el almacenamiento
Parque C Generador de inducción
Red eléctrica de corriente alterna
Red eléctrica de corriente contínua AC
DC
DC
AC
P1
Multiplicadora
AC
DC
P2
Multiplicadora
Gráfica 5.3. Conexión de aerogeneradores con control de velocidad a través de una red interna de continua. Fuente: Elaboración propia.
Aerogeneradores sin control de velocidad individual con una red interna de continua Esta estructura es aplicable a conceptos de turbinas con convertidor, con la diferencia de que las salidas de los aerogeneradores están unidas con una red de media tensión. A la salida de dicha red se encuentra un rectificador centralizado y se transmite la energía eólica a través de una red de continua a un ondulador centralizado. Puesto que todos los aerogeneradores están conectados a la misma red de media tensión, el control de velocidad no es posible. Se utiliza dicha estructura más para potencias elevadas y en instalaciones off-shore. Parque D Generador de inducción AC
Red eléctrica de corriente contínua DC
DC
Red eléctrica de corriente alterna AC
Multiplicadora
Multiplicadora
Gráfica 5.4. Conexión de aerogeneradores de velocidad constante con una red interna de continua. Fuente: Elaboración propia.
–179–
5.1.2. Requerimientos técnicos de conexión Al establecer las condiciones de conexión a la red pública se tienen en cuenta su tensión nominal y de funcionamiento, la potencia máxima de cortocircuito admisible, la capacidad de transporte de las líneas, etc., fijándose las condiciones específicas de funcionamiento e interconexión según las características de la central a conectar. Estas condiciones son limitaciones en las perturbaciones que pueda transmitir el sistema eólico a la red y especificaciones para el comportamiento del parque eólico tanto en situación normal como ante perturbaciones provenientes de la red eléctrica. En concreto, se describen a continuación las condiciones técnicas para generación en régimen especial y los procedimientos de operación del sistema (publicados en el Boletín Oficial del Estado mediante resolución ministerial) aplicables a nivel nacional. 5.1.2.1. Requerimientos técnicos para la conexión de generación eólica Red Eléctrica Española (REE) establece una serie de condiciones técnicas para productores de energía eléctrica en régimen especial conectados a la red de transporte (220 y 400 kV), clasificados como no gestionables (unidades de producción en régimen especial como eólicas, solares, etc.). Información para solicitar el acceso a la red Las condiciones de acceso a la red de productores de energía no gestionable son similares a las de régimen ordinario. El titular de la instalación debe facilitar a REE una determinada información, independientemente de si la instalación se conecta a la red de transporte o la red de distribución. Cumplimiento de los procedimientos de operación y de las condiciones técnicas de conexión Además de la información anterior, se exige el cumplimiento de los procedimientos de operación (P. O.), los cuales establecen los requisitos y condiciones necesarias para la solicitud de acceso y las relaciones con los requisitos mínimos de diseño y equipamiento de red de transporte. De igual forma, es necesario cumplir las condiciones técnicas de conexión
–180–
5. La red y el almacenamiento
de la empresa transportista (distribuidora) a la cual se realiza la conexión. A continuación se resumen las condiciones de respuesta del sistema tanto en régimen estacionario como en dinámico. 5.1.2.2. Condiciones de respuesta en régimen estacionario Capacidad térmica de la línea La potencia máxima admisible en la interconexión de una instalación de producción en régimen especial, con potencia eléctrica instalada hasta 50 MW, según el artículo 20 del Real Decreto 2818/1998, cuando se realice la conexión con la distribuidora a una línea o subestación será: – Líneas: la potencia total de la instalación conectada a la línea no superará el 50% de la capacidad de la línea en el punto de conexión (capacidad térmica de diseño de la línea). – Subestaciones y centro de transformación: la potencia total de la instalación conectada a una subestación o centro de transformación, no superará el 50% de la capacidad de transformación instalada para ese nivel de tensión. Potencia máxima evacuable La potencia máxima evacuable, en MVA, en cada punto de conexión al sistema eléctrico no será superior al 5% de la potencia mínima de cortocircuito en dicho punto sin la aportación de la nueva instalación (Pmáx. = Scc / 20 en [MVA]). Cuando el punto de conexión sea a la red de transporte, en lugar de la potencia mínima de cortocircuito se tomará el valor que se supera durante el 50% del tiempo, que será obtenido a partir de los valores de potencia de cortocircuito en los nudos de la red de transporte publicados por REE, según el artículo 2 de la O. M. de 5 de septiembre de 1985, publicada en el BOE número 219. Márgenes de tensión a respetar En el procedimiento de operación (P. O. 1.4) por el que se definen las condiciones de entrega de la energía en los puntos frontera de la red gestionada por el operador del sistema (aprobado mediante la Resolución de 30 de julio de 1998, publicada en BOE número 197,
–181–
de 18 de agosto de 1998) se especifican unos valores de tensión en los nudos en condiciones normales de operación. Las variaciones de tensión normales de la red de transporte con los agentes conectados a ella van a ser de la siguiente forma: – La red de 400 kV entre 390 kV y 420 kV (97,5-105%) – La red de 220 kV entre 205 kV y 245 kV (93,2-111%) Compensación de reactiva En la disposición transitoria tercera del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo de 2004, señala que la energía suministrada a la red deberá tener un cos j lo más cercano a la unidad. Comportamiento del sistema frente a contingencias El sistema deberá mantener sus parámetros de control dentro de los límites que se indican a continuación para las siguientes contingencias (según el P. O. 1.1 Criterios de funcionamiento y seguridad para la operación del sistema eléctrico, aprobado mediante la Resolución de 30 de julio de 1998, publicada en el BOE núm. 197): • Fallo simple (N-1) de línea, transformador, grupo o reactancia: No se producen cortes de mercado. No existen sobrecargas permanentes en las líneas. Se admiten sobrecargas transitorias de hasta un 15% con una duración inferior a 20 minutos. Se admiten sobrecargas en transformadores de un 10% en invierno (noviembre a marzo, ambos inclusive) y un 0% el resto del año. Las tensiones en situación estable deben estar comprendidas entre 380-435 kV para el nivel de 400 kV y 205-245 kV para el nivel de tensión de 220 kV. • Fallo de doble circuito o grupo más una de las líneas: No se producen cortes de mercado. Se admite un 15% de sobrecarga en las líneas. Se admiten sobrecargas en transformadores de un 20% en invierno (noviembre hasta marzo), un 10% en verano (junio, julio y agosto) y un 15% en los meses restantes. Protección, conexión a la red eléctrica y comunicaciones Las instalaciones de régimen especial que por su potencia tengan que conectarse a los niveles de tensión de 220 kV o de 400 kV se conectarán a una subestación existente en la
–182–
5. La red y el almacenamiento
red mallada de transporte. Únicamente se crearán nuevas subestaciones, abriendo líneas ya existentes, tras la emisión de un informe favorable por parte de REE y siguiendo las directrices del procedimiento de operación por el que se establecen los criterios de desarrollo de la red transporte. También se exige la comunicación de datos de generación en tiempo real, en forma de telemedidas. Se precisan los siguientes datos: – Tensión (kV) – Potencia activa entregada (MW) – Potencia reactiva entregada / absorbida (MVar) – Potencia instalada disponible (MW) – Velocidad del viento en m/s (en el caso) – Dirección del viento (en el caso) El resto de las posibles señales de telecontrol se especifican en el procedimiento de operación por REE (P.O. 9: Información intercambiada por Red Eléctrica).
5.1.2.3. Condiciones a la respuesta dinámica del sistema eólico Variación de tensión durante la conexión y frecuencia de conexiones La frecuencia de las conexiones será como máximo de tres por minuto, siendo el límite de la caída de tensión del 2% de la tensión nominal (Art. 4 de la O. M. de 5 de septiembre de 1985, publicada en el BOE número 219, de 12 de septiembre de 1985). Continuidad de suministro frente a huecos de tensión Los códigos eléctricos de conexión de hace algunos años, incluyendo el vigente español, del año 1985, establecían que ante una tensión del 85% de su valor, los aerogeneradores tenían que desconectarse. Pero ante el aumento de la potencia eólica conectada, supondría que al producirse una falta y con ello el subsiguiente hueco de tensión, si la tensión es inferior al 85% de la nominal, dispararían un número importante de parques eólicos, perjudicando la recuperación del sistema de potencia. Esto llevó a las compañías eléctricas a variar su estrategia, imponiendo que tenían que soportar los huecos de tensión, previamente establecidos, permaneciendo conectados y contribuyendo a la estabilidad de la red. –183–
Actualmente es de obligado cumplimiento para todas las instalaciones eólicas el P. O. 12.3 [1], de tal manera que se garantice que el aerogenerador es capaz de soportar sin desconexión huecos de tensión en el punto de conexión a red, producidos por cortocircuitos trifásicos, bifásicos a tierra o monofásicos con los perfiles de magnitud y duración requeridos por REE, a la vez que no se deben sobrepasar unos consumos máximos de energía activa y reactiva. A lo largo de los años 2008-2010 los fabricantes de aerogeneradores junto con fabricantes de FACTS han diseñado soluciones que permiten a prácticamente todos los modelos de aerogeneradores cumplir la normativa de huecos de tensión. Calidad de suministro Respecto a la calidad de onda, la zona de la red donde esté conectado el parque eólico debe cumplir con la Norma Europea EN 50160.
5.2. Impacto de una alta penetración de energía eólica en la red eléctrica En los últimos diez años, la energía eólica ha incrementado su potencia instalada dramáticamente. Hay países con una alta penetración eólica, si bien la situación varía dependiendo de la estructura del sistema energético y de sus interconexiones internacionales. Por ejemplo, Dinamarca, con una penetración de eólica anual del 20%, tiene una alta interconexión con sus países vecinos Noruega, Suecia y Alemania, por lo que puede exportar e importar el 100% del pico de demanda. Por el contrario, España, que también tiene un alto porcentaje de penetración eólica (16% en 2010) tiene solo alrededor del 2% de capacidad de interconexión con la UCTE a través de Francia. En algunos casos, España y Portugal son considerados como un único sistema suficientemente interconectado y, ambos países, con una alta penetración eólica.
[1] Procedimiento de operación 12.3: Requisitos de respuesta frente a huecos de tensión de las instalaciones eólicas.
–184–
5. La red y el almacenamiento
Contribución de la eólica a Demanda nacional de Contribución de la eólica País la cobertura de la demanda electricidad en 2010 a la cobertura de la en 2009 (%) (TWh/año) demanda en 2010 (%) Dinamarca
19,3
35,6
21,9
Portugal
15,0
52,2
17,0
España
14,4
259,9
16,4
Irlanda
10,5
27,5
10,5
Alemania
6,5
604,0
6.0
Grecia
4,4
57,0
4,0
Países Bajos
4,0
115,0
4,0
Austria
3,0
70,7
3,0
Reino Unido
1,7
356,1
2,8
Italia
2,1
326,2
2,6
Suecia
1,8
132,2
2,6
Estados Unidos
1,9
Australia Canadá China
4.120,0
2,3
1,6
261
2,0
1,8
549,9
1,8
no disponible
4.192,0
1,2
Noruega
0,8
130,4
0,7
México
0,2
219,0
0,6
Suiza
0,04
57,7
0,05
Japón
0,4
901,5
0,4
Finlandia
0,3
86,3
0,3
Corea
0,2
451,1
0,2
Total
2,5%
12.949,9
2,3%
Tabla 5.1. Contribución de la eólica a la demanda nacional de electricidad 2010. Fuente: IEA Wind. 2010 Annual Report.
–185–
Dependiendo de las características del sistema, la estructura del sistema de generación y la capacidad de interconexión, cada país escoge su propio modo de integración de energía eólica y cada caso debería analizarse de manera independiente. La energía eólica tiene algunas características especiales que pueden tener un efecto significativo en el sistema eléctrico, las más importantes son su intermitencia y variabilidad. La operación y capacidades de la energía eólica deben adaptarse al sistema y se deben reconocer sus características específicas y adecuar su operación y estrategias de gestión para integrar mejor esta nueva fuente de energía. El impacto de la energía eólica en el sistema eléctrico afecta a la seguridad de operación, fiabilidad y eficiencia y debe analizarse desde un punto de vista técnico y económico. Los impactos técnicos pueden estar relacionados con tres áreas: • Balance de energía • Adecuación de la potencia • La red
5.2.1. Balance de energía La operación del sistema eléctrico actual está diseñada para poder seguir las fluctuaciones de la carga en cada momento. Los cortes en plantas de generación, la variabilidad estocástica de los consumos y las fluctuaciones de la energía eólica son los factores a tener en cuenta para controlar y ajustar la energía. El desarrollo de modelos para estimaciones de predicciones dinámicas de incertidumbre, así como para predicciones de generación eólica son áreas prioritarias debido a sus aplicaciones relacionadas con tomas de decisiones relativas a la provisión de potencia de ajuste y requerimientos de reservas, planificaciones de la operación de plantas de generación y estrategias en mercados eléctricos, entre otras. La precisión en la predicción de la energía eólica influye en la capacidad de operación de las plantas convencionales así como en sus compromisos en el mercado.
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5. La red y el almacenamiento
5.2.2. Adecuación de la potencia Para estimar la capacidad de generación requerida, principalmente durante situaciones de picos de demanda, se tiene en cuenta el sistema de demanda de carga y mantenimiento de las plantas de generación con criterios como la pérdida de carga esperada, la pérdida de probabilidad de carga y la pérdida de energía esperada. En los sistemas de potencia con una penetración creciente de energía eólica y mayores índices de potencia, los aerogeneradores y parques eólicos deben asegurar la estabilidad de la frecuencia en el sistema o cumplir los requerimientos de control de potencia y frecuencia. Esto significa que la generación eólica podría proporcionar servicios auxiliares que incluyen la provisión de energía primaria, secundaria e inercial (reserva spinning).
5.2.3. La red La energía eólica afecta al flujo de potencia en la red y tiene una influencia relevante en la estabilidad de la tensión. El impacto en la red de transporte depende de la situación relativa del parque eólico y de la correlación entre la generación eólica y el consumo energético. La tecnología de los aerogeneradores se ha adaptado a los requerimientos de estabilidad de tensión de la red y los fabricantes proporcionan sistemas con filtros para calidad de energía, para controlar la potencia reactiva y para satisfacer las regulaciones de calidad de tensión. Asimismo, los parques eólicos están obligados a cumplir los requerimientos contra huecos de tensión para mantener la estabilidad de la red en caso de faltas. Algunos procedimientos y códigos requieren un soporte de la red con huecos de 0% para distintos tiempos y muchos aerogeneradores actuales ya están equipados para cumplir esta especificación. En los últimos años, el incremento de energía eólica conectada a la red ha sido un reto para los operadores del sistema y los mercados eléctricos. Sin embargo, es posible una mayor integración de eólica si se establece una adaptación mutua entre las reglas de operación del sistema y las nuevas capacidades técnicas y económicas. Los promotores eólicos y los fabricantes han trabajado duramente para superar la mayoría de los problemas planteados por el operador del sistema. Así, los aerogeneradores son capaces de soportar huecos de tensión, hay herramientas de predicción que permiten al viento participar en mercados eléctricos de ajuste, la visibilidad y controlabilidad de la generación eólica se ha incrementado y se trabaja en el control de la frecuencia y tensión o los servicios auxiliares de los parques eólicos. –187–
El sistema tiene que adaptarse también a la energía eólica y así, los sistemas se están diseñando para hacer frente a las variaciones debidas a fluctuaciones de la carga (demanda) por medio de herramientas cuyas prestaciones pueden mejorarse para gestionar también la variabilidad de la energía eólica. El operador del sistema puede supervisar una colección de plantas de renovables mediante centros de control, y las mejoras en la predicción de la generación eólica pueden permitir una mejor integración en el mercado eléctrico. La estructura del sistema de generación de un país tiene que cumplir los requerimientos de fiabilidad del sistema, intentar diversificar los combustibles utilizados, reducir en la medida de lo posible las emisiones e integrar la mayor cantidad posible de energías renovables en el sistema. Este último punto depende de la capacidad de las renovables, eólica fundamentalmente, para comportarse como un generador síncrono gestionable y en la medida en que no lo sean, existirá un límite técnico a la potencia que puede estar en cada momento en servicio. La energía eólica es aleatoria y una fuente de energía activa que en general no aporta otros servicios complementarios al sistema como los de inercia, regulación frecuencia-potencia, control de tensión, etc., lo que quiere decir que otras centrales deben estar en servicio para proveerlos. Se calcula que dados los requerimientos por inercia y regulación primaria del sistema es necesario entre un 55% y un 60% de generación hidráulica, térmica y nuclear en servicio en condiciones de demanda alta y media, y porcentajes superiores con demandas menores, con el fin de mantener una respuesta adecuada ante incidentes o perturbaciones del sistema [1]. Las plantas hidráulicas, al igual que las de bombeo, tienen arranques rápidos y alta velocidad de respuesta con una gran flexibilidad en la operación (rangos de tiempo y potencia). Esto las hace idóneas para el ajuste o balance de las fluctuaciones debidas a la eólica y la demanda o, en el caso del bombeo, también para almacenar energía fundamentalmente en horas valle, cubriendo picos de demanda durante el día. En el caso de España, además, la implantación de energía eólica ha ido acompañada de la instalación de más plantas de ciclo combinado para asegurar la correcta operación del sistema ante faltas debidas a, por ejemplo, caídas de generación inesperadas y para cubrir necesidades de regulación o servicios que, por el momento, los parques eólicos no proporcionan. El incremento de la potencia eólica instalada y su priorización en la estructura del sistema de generación respecto de otras generaciones de tipo convencional ha hecho que algunas de estas plantas reduzcan su factor de utilización considerablemente y así, en el año 2010, el factor de utilización de los ciclos combinados, por ejemplo, fue del orden del 30%.
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5. La red y el almacenamiento
5.2.4. La contribución de las centrales de gas de ciclo combinado Las centrales de ciclo combinado a gas natural ofrecen un arranque y una conexión muy rápidos que permiten compensar los momentos de baja producción de energía eléctrica de las fuentes de energía renovables.
Ilustración 5.1. Generación de electricidad en centrales de ciclo combinado. Fuente: Sedigas
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euro/kW
La Asociación Española del Gas, Sedigas, reitera la condición de indispensable que tienen las centrales térmicas de ciclos combinados por su papel de potencia de respaldo de las energías renovables y garante del sistema cuando estas no están disponibles. En momentos de puntas de carga, que se producen en aquellos meses más fríos y calurosos del año, el sistema ha llegado a requerir la casi totalidad de ciclos combinados para garantizar el suministro eléctrico. Cabe destacar que existe una fuerte correlación entre la generación por ciclos combinados y la eólica, cuya volatilidad es alta. En el siguiente gráfico elaborado por Enagás, correspondiente al primer semestre de 2011, se observa como la máxima aportación por parte de los ciclos combinados –32% sobre la generación total en enero–, coincide con una de las mínimas aportaciones de la energía eólica -8% sobre la generación total-. Esta situación se repite a la inversa en el mes de mayo, cuando en un momento de máxima generación eólica -con un 38% sobre la generación total-, los ciclos pasan a estar disponibles ante cualquier eventualidad sin generar, con un 7% del total de la generación en ese momento. Fuerte correlación entre CTCC’s y eólica 40%
38%
35%
32%
30% 25% 20% 15% 10%
0%
8%
8%
5%
ene-11
feb-11
mar-11
% generación eólica
abr-11
may-11
jun-11
jul-11
% generación CTCC’s
Gráfica 5.5. Generación de las Plantas Eólicas y Centrales Térmicas de Ciclo Combinado en España (Primer semestre de 2011 ) Fuente: Enagás.
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5. La red y el almacenamiento
Como ejemplo, según datos de Red Eléctrica de España, REE, la demanda de energía fue de 19.947 GWh hasta el 28 de julio. Ante la intermitencia en la producción de las energías renovables, especialmente la energía eólica, las centrales de ciclo combinado a gas natural aportaron el 20,1% de la generación. Se reconoce en estos párrafos la situación de la generación con ciclos combinados y la necesidad de corregir la distorsión del sistema. El presidente de Sedigas, Antoni Peris, ha explicado que «con la crisis y la caída del consumo, los ciclos combinados han reducido a la mitad sus horas de funcionamiento, pero deben estar siempre disponibles por si deben suplir una caída de producción de las renovables, algo que es posible gracias a que los ciclos tienen un tiempo muy reducido de puesta en marcha y parada». El gas natural se mantiene como la mejor alternativa en calidad de energía de soporte a las renovables gracias a las características de los ciclos combinados: flexibilidad operativa, eficiencia, coste de inversión y menor emisión de CO2. Antes se regulaba principalmente con centrales hidráulicas y centrales de bombeo; con ellas se puede aumentar de forma muy rápida la producción de electricidad soltando el agua embalsada. Esto mismo también se hace hoy principalmente con centrales de ciclo combinado (ya que las plantas nucleares en España, debido a su tecnología más antigua, no son capaces de realizar este trabajo) como puede verse en la contribución a la gestión de desvíos de cada tecnología. A subir Consumo bombeo 10%
A bajar Ciclo combinado 44%
Turbinación bombeo 8%
Hidráulica 20%
Consumo bombeo 6% Turbinación bombeo 13%
Hidráulica 23%
Carbón 18% Carbón 14%
Gráfica 5.6. Gestión de desvios. Desglose por tecnologías. Total anual (%). Fuente: REE. Informe del sistema eléctrico en 2010.
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Ciclo combinado 44%
Una planta de gas tarda en calentarse y arrancar entre 1 o 2 horas mientras que una central de carbón necesita entre 6 y 12 horas. Por ello, para solucionar posibles desvíos, hay que tener algunas instalaciones de ciclo combinado conectadas y funcionando al mínimo técnico. Estas son centrales rápidas, que pueden subir o bajar su producción eléctrica 20 MW por minuto. Mientras que las de carbón son centrales lentas que están en unos 5 MW por minuto. Así pues, la seguridad del sistema eléctrico recae en centrales hidráulicas y plantas de ciclo combinado. Esto tiene un impacto económico, pues se debe pagar a estas instalaciones que están conectadas sin producir electricidad en previsión de posibles desvíos. Este concepto se denomina «pagos por capacidad», que es una retribución complementaria a la del mercado, que permite a las tecnologías de generación recuperar sus costes fijos, tanto de operación como de mantenimiento. Es claro, por tanto, que para seguir aumentando la proporción de energías renovables en el sistema eléctrico hay que incrementar el número de plantas de generación que puedan actuar como respaldo, como pueden ser los ciclos combinados. Sin embargo, y dado que cada vez es mayor la potencia instalada de tipo eólico que aparta del sistema a la generación convencional, es necesario un sistema complementario de retribución destinado a promover la construcción de nuevas instalaciones de generación a través de pagos que facilitarán a sus promotores la recuperación de los costes de inversión.
5.3. Beneficios de los sistemas de almacenamiento de electricidad El almacenamiento de energía en sistemas interconectados se ha estudiado durante muchos años y sus beneficios son bien conocidos y en general comprendidos. [2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11]. Se ha trabajado bastante menos en el área de almacenamiento distribuido, pero la mayoría de los beneficios también se aplican aquí. En ambos casos, los costes de almacenamiento, las limitaciones de emplazamiento (por ejemplo en el bombeo hidráulico) y las limitaciones tecnológicas han restringido el uso del almacenamiento de energía. Entre los beneficios potenciales producidos por el almacenamiento de energía en diversas aplicaciones se pueden destacar: – Restructuración del mercado eléctrico. – Mejora de la capacidad de la red de transporte y aplazamiento de nuevas ampliaciones.
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5. La red y el almacenamiento
– Mejora de la calidad de energía, fiabilidad del sistema y estabilidad dinámica. – Reducción de pérdidas en las líneas y disponibilidad de generación por estabilización de la frecuencia. – Integración de fuentes renovables dado que permiten la gestión de las fluctuaciones de energía. – Apoyo al desarrollo de la generación distribuida. – Ayuda a la operación de la red bajo requerimientos medioambientales más restrictivos. Los sistemas de almacenamiento de energía (SAE) conectados a redes de distribución o asociados a la generación distribuida presentan los mismos beneficios que los centralizados, con menores problemas relacionados con el emplazamiento. Los SAE aportan especiales beneficios en la calidad de la energía en redes de distribución, incluyendo huecos de tensión y mitigación de microcortes. Además, su capacidad de seguimiento del perfil de demanda reduce la necesidad de capacidad instalada de las plantas de generación distribuida [12]. Sin embargo, hay un número de obstáculos a superar para poder comercializar estos sistemas, incluyendo la falta de experiencia y el estado de desarrollo de algunas tecnologías, las dificultades para cuantificar beneficios tanto en ahorros energéticos como en calidad de la energía, los elevados costes de capital y el bajo interés por parte de los operadores del sistema de transporte (TSO) en los SAE. No obstante, como las fuentes renovables y la calidad de energía son cada vez más importantes, los costes y problemas relacionados con los SAE, presumiblemente, irán reduciéndose. Hoy en día existen numerosos sistemas de almacenamiento de energía disponibles o en desarrollo. Desde las baterías electroquímicas y los condensadores, hasta los volantes de inercia, superconductores magnéticos, bombeo hidráulico y otros, juntos pueden dar soporte a un amplio rango de aplicaciones energéticas [13]. Los requerimientos para almacenar varían no solo en la escala de la energía y la potencia sino también en el tiempo de operación. En la gráfica siguiente se recogen las áreas de aplicación y los sistemas mejor adaptados a ellas.
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Gráfica 5.7. Sistemas de almacenamiento de energía y aplicaciones. Fuente: Adaptado de Electricity Storage Association.
5.3.1. Bombeo hidráulico El bombeo hidráulico es la tecnología de almacenamiento de energía más madura y utilizada de todas. En este sistema, la energía se almacena en forma de agua bombeada desde un reservorio inferior hasta otro en una posición más elevada. Durante las horas valle se bombea el agua y durante las horas pico se turbina y se produce electricidad. Es el sistema disponible de mayor capacidad de almacenamiento de energía de la red y tiene tiempos de descarga desde varias horas hasta pocos días. La principal aplicación del bombeo es el balance de carga, debido a su gran capacidad de almacenamiento y su rápida respuesta. También se utiliza para la regulación de la
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5. La red y el almacenamiento
frecuencia en ambos modos, bombeo y generación, lo que hace más útil la instalación, aumenta su eficiencia global hasta un 3% [14] y su vida útil. Las plantas de bombeo también se utilizan para cubrir picos de demanda y para black starts por su gran capacidad de potencia y su rapidez de descarga. Durante las horas valle, además, las plantas de bombeo constituyen una carga base. No obstante, estas plantas tienen también algunas desventajas debido a sus requerimientos en el diseño: dependen de emplazamientos geológicos específicos y la construcción es muy costosa y con largos tiempos. Hay unas 150 plantas con una capacidad de 22.000 MW en Estados Unidos y unos 90.000 MW de bombeo hidráulico en todo el mundo, lo que equivale aproximadamente a un 3% de la capacidad de generación total. Hasta el momento, no hay plantas de bombeo directamente conectadas a parques eólicos, pero sí se utiliza la capacidad de bombeo de varios países del norte de Europa para gestionar y aprovechar los excesos eólicos de Dinamarca. Las tecnologías nuevas con mayor potencial son el uso de minas de sal como reservorios inferiores, o el uso de lagos para bombear agua de mar aprovechando además la energía marina.
5.3.2. Almacenamiento de energía con aire comprimido (CAE) Esta tecnología utiliza electricidad en las horas valle, cuando su coste es menor, para hacer que un motor/generador mueva unos compresores con el fin de inyectar aire en un reservorio bajo tierra. Durante el día, cuando el coste de la electricidad es mayor y la demanda se incrementa, el aire comprimido se hace pasar por unos expansores a alta y baja presión para que el motor/generador produzca electricidad. La eficiencia del ciclo completo se calcula entre 64-75% [14,15], y las capacidades esperadas se encuentran en el rango de 50-300 MW. Las aplicaciones son semejantes a las del bombeo hidráulico. Son capaces de proporcionar grandes cantidades de energía, hasta varios miles de megavatios/hora a bajo coste para gestión de carga. Pueden operar como reservas spinning y para black starts con encendidos del orden de 10-12 minutos. Las principales desventajas son los elevados costes de instalación, la necesidad de emplazamientos adecuados con requerimientos de tamaño específicos cerca de la red –195–
y que al utilizar gas natural su impacto medioambiental es mayor que otros sistemas de almacenamiento.
5.3.3. Volantes de inercia Estos sistemas almacenan la energía eléctrica en forma de energía cinética. El volante se alimenta de energía eléctrica acelerando el rotor a alta velocidad y, cuando la energía se necesita, se genera energía eléctrica disminuyendo la velocidad del volante. Los volantes de inercia avanzados tienen rotores fabricados con fibra de carbono de alta resistencia suspendidos con anclajes magnéticos y las velocidades pueden oscilar entre 20.000 rpm y 50.000 rpm en vacío. Tienen poco mantenimiento y larga vida útil. Además, ofrecen una respuesta dinámica muy rápida por lo que pueden cubrir huecos de tensión y seguimiento de la demanda. Los volantes de inercia se utilizan sobre todo en aplicaciones de alta potencia como el frenado regenerativo o arranque en trenes. Se utilizan también en aplicaciones de standby, para balance de carga con baterías grandes y como UPS. Además, se pueden utilizar para regulación de frecuencia, lo que los hace muy útiles combinados con sistemas eólicos.
5.3.4. Supercondensadores El condensador eléctrico de doble capa es también conocido como supercondensador. Las principales características de estos sistemas es que se cargan y descargan muy rápidamente y no se degradan, incluso tras cientos de miles de ciclos de carga/descarga. Tienen una larga vida útil, no tienen efecto memoria, no se calientan y no producen productos peligrosos, tienen un bajo coste por ciclo y una buena reversibilidad, son muy seguros y no precisan de métodos complejos de recarga, ni hay riesgo de sobrecargas. Sin embargo, también tienen desventajas ya que poseen una baja densidad de energía almacenada y para aplicaciones a gran escala son caros, pesados y voluminosos. Entre las principales aplicaciones de los supercondensadores se encuentran las de encendido de motores, así como la recuperación de energía de frenado en tanques y submarinos y, también, en trenes o grandes camiones. Se plantea su uso asimismo en coches eléctricos como complemento de las baterías. –196–
5. La red y el almacenamiento
5.3.5. Superconductores magnéticos SME Los superconductores magnéticos (SME) almacenan la energía en un campo magnético creado por el flujo de corriente continua en un anillo superconductor. La principales ventajas de estos sistemas son su elevada eficiencia de ciclo, de más del 95%, y que la potencia está disponible de manera casi instantánea en gran cantidad, aunque por cortos periodos de tiempo. Las capacidades de almacenamiento pueden ser de hasta 2 MW y presentan capacidad de ciclado de miles de ciclos sin degradación, por lo que su vida útil es superior a 20 años. La principal desventaja es la necesidad de refrigeración criogénica, lo que incrementa mucho los costes, por ello, los SME se utilizan para almacenamiento de energía de corta duración y sus principales aplicaciones son la estabilización de la tensión y la mejora de la calidad de la energía en grandes consumidores industriales. También se utilizan en sistemas de generación distribuida para estabilización de la red y se adecuan bien a aplicaciones de tipo pico, cargándolos durante la noche y cubriendo picos de demanda durante el día.
5.3.6. Almacenamiento de energía en baterías Las baterías almacenan la energía en forma de energía química y dependiendo del electrolito existen distintos tipos de baterías. Baterías de plomo ácido Estas baterías utilizan plomo y ácido sulfúrico como reactivos químicos y es la tecnología más antigua y más desarrollada de todas. Las baterías de plomo ácido tienen un bajo coste y por ello es el sistema de almacenamiento más corriente utilizado para calidad de energía, UPS y aplicaciones de reservas spinning. Las principales desventajas son su corta vida útil y su baja densidad de energía, del orden de 25-40 Wh/kg, por lo que su aplicación a gran escala para gestión de la energía es poco probable.
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Baterías de níquel-cadmio (Ni-Cd) En los años 90, estas baterías constituyeron la primera opción en el mercado de los sistemas electrónicos. Las principales ventajas son su capacidad de soportar un gran número de ciclos de carga/descarga sin deterioro. Además, son relativamente ligeras, tienen una densidad de energía buena y toleran una recarga parcial cuando están adecuadamente diseñadas. Las principales desventajas son que tienen efecto memoria y una alta autodescarga. Además, el cadmio es tóxico y se produce hidrógeno durante la carga, por lo que se requieren medidas de seguridad. Las baterías de níquel-cadmio se utilizan en calidad de la energía, como protección en huecos de tensión y para aplicaciones de standby en condiciones extremas. Baterías de ion-litio Comúnmente, la denominación baterías de litio hace referencia a toda una familia de baterías con químicas de litio diferentes que comprenden muchos tipos de cátodos y electrolitos. Son sistemas muy ligeros y tienen la densidad de energía más alta de todas las baterías recargables [16]. Tienen una alta tensión en circuito abierto y operan a altas tensiones, lo que permite aumentar la potencia transferida para una menor corriente nominal. No tienen efecto memoria y presentan una baja autodescarga. Estas baterías no son tan duraderas como las de níquel y son peligrosas si se manejan mal. Además, pueden sufrir fugas térmicas y rupturas por sobrecalentamiento y sobrecarga. Las baterías de litio se utilizan en dispositivos electrónicos de pequeño tamaño. Baterías de sodio-sulfuro (NaS) Es un tipo de batería de metal fundido construida con sodio y azufre. Estas baterías están formadas por celdas cilíndricas que contienen el electrodo negativo de sodio fundido y el electrodo positivo de azufre fundido. Estas baterías tienen una densidad de energía bastante alta, en el rango de 150-240 Wh/kg [17] con una vida útil estimada de 15 años y 2.500 ciclos al 100% DOD. La eficiencia media del ciclo es del 86-89% y están diseñadas especialmente para descargas lentas de unas 8 horas, pero pueden descargarse rápidamente y con numerosas potencias, con capacidad de dar pulsos de potencia hasta seis veces su potencia nominal durante 30 segundos. –198–
5. La red y el almacenamiento
Por esta razón, estas baterías son muy útiles en aplicaciones de gestión de energía y calidad de energía, o para evitar refuerzos de redes de transporte. El principal problema es que hay que mantener el sistema a alta temperatura, lo que significa un consumo de energía así como problemas de gestión térmica y de seguridad. Además, el entorno químico severo hace que los aislantes se hagan poco a poco conductores y que se descargue la batería. Baterías de flujo Una batería de flujo es una batería recargable en la que el electrolito, que contiene una o más especies electroactivas, fluye a través de la celda electroquímica que convierte la energía química en electricidad. Estas baterías tienen una gran rapidez de respuesta de carga/descarga, en un milisegundo pueden proporcionar altas potencias y más de dos veces su potencia nominal en cortos periodos de tiempo hasta varios minutos. Por ello pueden utilizarse en calidad de energía y huecos de tensión. Las principales desventajas de estas baterías son la relativa baja densidad de energía por volumen y la complejidad del sistema en comparación con las baterías convencionales. La extrema capacidad de estas baterías las convierte en una excelente opción para grandes almacenamientos y en aplicaciones para soporte en el suavizado del perfil de generación de sistemas muy variables como el eólico.
5.3.7. Hidrógeno El hidrógeno es probablemente una de las más prometedoras técnicas de almacenamiento de energía disponibles. Sin embargo, el hidrógeno no es un sistema sino un vector energético por lo que presenta numerosas aplicaciones además de las energéticas. Es posible almacenar hidrógeno como gas comprimido, líquido criogénico o incluso en estado sólido con hidruros para reconvertirlo en electricidad o energía térmica con turbinas de gas y motores de combustión interna adaptados para H 2 y con pilas de combustible, tecnología especialmente desarrollada para operar con hidrógeno. No se van a describir aquí las distintas tecnologías del hidrógeno ya que esta información está contenida en el libro publicado por la Fundación Gas Natural Fenosa Las energías renovables en España. –199–
Gráfica 5.8. Esquema de pila de combustible. Fuente: Naval Facilities Engineering Service Center.
La pila de combustible convierte la energía química almacenada como hidrógeno directamente en electricidad. Hay diversos tipos de pilas de combustible que se clasifican en función del electrolito utilizado o en función de la temperatura de operación: • Pila PEM (membrana de intercambio de protones) • Pila alcalina (AFC)
–200–
5. La red y el almacenamiento
• Pila de ácido fosfórico (PAFC) • Pila de carbonatos fundidos (MCFC) • Pila de óxido sólido (SOFC). Las principales características de estos sistemas se recogen en la tabla 5.2. Pese a que, probablemente, las tecnologías del hidrógeno son las más inmaduras de todos los sistemas de almacenamiento de energía, hay numerosos proyectos en todo el mundo relacionados con la energía eólica, principalmente en España.
Pila Electrolito Catalizador
Eficiencia (%)
Temperatura (ºC)
Potencia (kW)
Aplicación
Comentarios
H2 de muy alta PEMFC pureza, celdas Membrana Pt 45-50 60-80 50-250 Portátil y polimérica transporte sensibles a impurezas
Pila fácilmente Espacio AFC KOH 60-70 65-220 0.3-12 envenenada (NASA) por CO2 Gran generación Puede usar H2 Ácido estacionaria impuro de PAFC Pt 40 150-200 200 fosfórico y cogeneración combustibles (eficiencia 85%) fósiles Alta temperatura Variedad de operación y MCFC Carbonatos de metales 60 650 10-2.000 Cogeneración problemas de K, Na o Li no preciosos (eficiencia 85%) corrosión, vida útil reducida
Alta temperatura Variedad SOFC Servicios energéticos de operación, Óxido 60 800-1.000 100 de metales y cogeneración encendidos lentos, sólido de Zr no preciosos (eficiencia 85%) vida útil reducida Tabla 5.2.Tipos de pilas de combustible (Adaptado de Naval Facilities Engineering Service Center [18]).
La mayor planta experimental instalada en Europa se encuentra en el parque de Sotavento (Lugo) con una capacidad de 17,5 MW de eólica [18]. –201–
Ilustración 5.2. Planta de hidrógeno en el parque eólico de Sotavento. Fuente: Gas Natural Fenosa.
Este proyecto estudia la idoneidad del hidrógeno como sistema de almacenamiento de energía que permita la gestión energética y económica de un parque eólico. Su desarrollo es fruto del acuerdo alcanzado por Gas Natural Fenosa y la Consellería de Innovación, Industria y Comercio de la Xunta de Galicia para la promoción de las energías renovables, con la colaboración del Parque Eólico Experimental Sotavento. El alcance del proyecto comprende la construcción de una planta experimental en el parque eólico de Sotavento ubicado en Galicia. El esquema de funcionamiento de la instalación se basa en la transformación de energía eléctrica producida en el parque en hidrógeno para su almacenamiento y uso. En la planta desarrollada en Sotavento la energía eléctrica excedentaria se conduce a un electrolizador que, por medio de este aporte de energía eléctrica, descompone el agua en sus dos componentes: oxígeno (O2) e hidrógeno (H2). El O2 obtenido se libera a la atmósfera mientras que el H2 pasa por un proceso de purificación y secado, para finalmente almacenarse a presión hasta el momento de su uso.
–202–
5. La red y el almacenamiento
El proceso se completa utilizando el hidrógeno generado y almacenado en la planta como combustible de un grupo motor-generador para la producción de electricidad en situaciones en las que interese incrementar la generación eléctrica del parque. La combustión del H2 y O2 en el motor libera solo agua en un proceso inverso al que se había producido en el electrolizador.
Gráfica 5.9. Esquema del sistema. Fuente: Gas Natural Fenosa.
–203–
La planta cuenta con un sistema de control integrado desde el cual se obtiene información de todos los equipos, señales de campo, datos del parque eólico y precios eléctricos. Con toda esta información se realiza la operación optimizada de la instalación.
5.4. Aplicaciones de los sistemas de almacenamiento de energía Existen numerosos parámetros que describen las características y adecuación de los distintos sistemas de almacenamiento de energía (SAE) en las diferentes aplicaciones energéticas. Entre ellos se puede mencionar el tamaño, el tiempo de almacenamiento, el tiempo de carga y descarga, los costes, etc. Es difícil, por lo tanto, comparar los SAE, y para determinar cuál es más conveniente para una aplicación es necesario analizar varios parámetros además de la aplicación específica. No obstante, es posible clasificar los SAE dependiendo del rango de descarga en muy cortos periodos de tiempo (< 1 minuto), cortos periodos de tiempo (< 2 horas), largos periodos de tiempo (2-8 horas) y muy largos periodos de tiempo (días o semanas). En la siguiente tabla se recogen las principales aplicaciones de energía y las tecnologías más adecuadas para lograr los objetivos de acuerdo con un estudio realizado por Sandia National Laboratories [19]. En la tabla se muestran aplicaciones específicas asociadas a energías renovables, no obstante, todas las aplicaciones energéticas pueden relacionarse con una creciente integración de energía eólica en la red, tanto de transporte como de distribución, gracias a la generación distribuida y las microrredes. Como puede verse, los volantes, los supercondensadores y los SME se adecuan mejor a aplicaciones de muy cortos y cortos periodos de tiempo mientras que los CAES y el bombeo hidráulico son mejores para aplicaciones a largo plazo y, en algunos casos, para aplicaciones de muy alta energía y corto plazo (alta potencia). Las principales aplicaciones están relacionadas con la gestión de la carga y las reservas de emergencia. Las baterías en general se adaptan bien a cualquier aplicación, al igual que las tecnologías del hidrógeno teniendo en cuenta que electrolizadores y pilas de combustible son sistemas electroquímicos como las baterías. Las aplicaciones van desde calidad de energía hasta balance de carga o generación distribuida.
–204–
5. La red y el almacenamiento
Aplicación
Potencia
Tiempo almacenamiento
Energía
Transición
Estabilización T&D
Tecnologías
kWh
Muy corto periodo tiempo Huecos de tensión, calidad de energía, arranques de motor
Tiempo respuesta
≤ 1 MW
segundos
~0,2
< 1/4 ciclo
Volante de inercia, supercondensadores, micro-SME, batería plomo ácido, baterías de flujo, H 2
< 1 MW
segundos
~0,2
< 1 ciclo
Volante de inercia, Supercondensadores.Micro-SME. batería plomo ácido, baterías de flujo, H 2
hasta 100’s MW
segundos
20-50
< 1/4 ciclo
SMES, H 2, batería plomo ácido, baterías de flujo
kWh
Corto periodo de tiempo Generación distribuida (peaking)
0,5-5 MW
~1 hora
5.000-50.000
<1 min
SME, volante de inercia,baterías avanzadas, batería plomo ácido, baterías de flujo, H 2
Peak shaving usuarios (para evitar cargas de consumo)
<1 MW
~1 hora
1.000
<1 min
SME, volante de inercia, baterías avanzadas, batería plomo ácido, baterías de flujo, H 2
Reserva spinning – respuesta rápida en 3 s para evitar pasar a automático
1-100 MW
<30 min
5.000-500.000
<3 segs
SME, volante de inercia, baterías avanzadas, batería plomo ácido, baterías de flujo, H 2
Convencional – respuesta en 10 min
1-100 MW
<30 min
5.000-500.000
<10 min
Volante de inercia, baterías avanzadas, SMES, CAES, batería plomo ácido, baterías de flujo, H 2, bombeo hidráulico
Back-up telecomunicaciones
1-2 kW
~2 horas
2-4
<1 ciclo
Volante de inercia, supercondensador, batería plomo ácido, baterías avanzadas, baterías de flujo, H 2
Ajustes de renovables (intermitencia)
Hasta 10 MW
min-1 hora
10-10.000
<1 ciclo
SME, volante de inercia, baterías avanzadas batería plomo ácido baterías de flujo, H 2
UPS
Hasta 2 MW
~2 horas
100-4.000
segundos
SMES, volante de inercia, baterías avanzadas, batería plomo ácido, baterías de flujo, H 2
MWh
Largo periodo de tiempo 100’s MW
6-10 horas
100-1.000
mins
SME, CAES, H 2, batería plomo ácido, baterías avanzadas, baterías de flujo, bombeo hidráulico
100’s MW
Varias horas
100-1.000
< ciclo
SME, batería plomo ácido, baterías avanzadas, baterías de flujo, H 2
Back-up emergencia
1 MW
24 horas
24
seg-min
Batería plomo acido, baterías de flujo, H 2 baterías avanzadas
Almacenamiento estacional
50-300 MW
semanas
10.000-100.000
minutos
CAES, H 2
seg-min
CAE, baterías de flujo, baterías avanzadas, bombeo hidráulico, H 2
Generación, balance de carga Rampas de carga Muy largo periodo de tiempo
Back-up renovables
MWh
100 kW-1 MW
7 días
20-200
Tabla 5.3. Aplicaciones y tecnología apropiada. Fuente: Sandia National Laboratories.
–205–
5.5. Gestión de la demanda La gestión de la demanda incluye acciones que influyen en la cantidad o el perfil de uso de la energía consumida tales como la reducción del pico de demanda durante periodos de tiempo en los que los sistemas de generación están limitados o acciones para ajustar el perfil de generación de fuentes renovables intermitentes con la demanda. La gestión del pico de demanda no necesariamente requiere un descenso del consumo, pero se podría pensar en reducir la necesidad de inversiones en las redes o en plantas de generación. Gestión de la demanda es una expresión profundamente asociada al concepto de redes inteligentes (smart grids) ya que estas establecen el fundamento y la integración con el sistema eléctrico. Los principales beneficios de la gestión de la demanda se recogen en la siguiente tabla:
Beneficios consumidor
Satisface demandas eléctricas
Beneficios sociales
Reduce la degradación Menor coste del servicio medioambiental
Reduce costes de estabilidad Conserva recursos
Mantiene/mejora el estilo de vida y la productividad
Beneficios servicios energéticos
Maximiza el bienestar del cliente
Mejora la eficiencia y flexibilidad de operación Mejora el servicio al cliente
Tabla 5.4. Beneficios de gestión de la demanda. Fuente: International Institute for Energy Conservation [20].
Desde el punto de vista de la red, la congestión del sistema se reduce ya que hay un desplazamiento de las cargas hacia las horas valle. Además, el sistema está mejor gestionado debido a la capacidad de ajustar la carga y el perfil de generación. Desde el punto de vista del usuario, el desplazamiento hacia las horas valle supone tarifas más bajas. La gestión de la demanda significa soluciones win/win con impactos positivos para todos los actores implicados: autoridades locales (reducción de la factura eléctrica pública, mayor aprovechamiento de fuentes locales, contribución al cumplimiento de los compromisos nacionales y europeos…), usuarios finales (reducción de la factura eléctrica, mejora del servicio y el confort, contribución al cumplimiento de los compromisos nacionales y –206–
5. La red y el almacenamiento
europeos, corporación ciudadana…), productores y suministradores (reducción de las inversiones requeridas para ampliación de capacidades de red y generación, mejor imagen pública, mantenimiento de clientes, contribución al cumplimiento de los compromisos nacionales y europeos…) [21]. La implementación de programas de gestión de la demanda es adecuada para mejorar la eficiencia de los sistemas de energía a través de una eficiencia mejorada de la generación y del factor de carga del sistema, así como para reducir las necesidades financieras en la construcción de nuevas instalaciones energéticas de generación mediante un aplazamiento de los gastos de capital al reducirse el pico de demanda. También es útil para minimizar impactos medioambientales con una reducción de gases de efecto invernadero mediante una más eficiente generación y minimizando la generación térmica, de este modo también se reducen los costes de la energía suministrada a los consumidores ya que los costes de generación son menores y las facturas eléctricas también porque los consumidores utilizan equipos más eficientes. Además, se reducen los cortes de energía mejorando la fiabilidad del sistema y la calidad de la energía mediante una reducción de la demanda en los sistemas de distribución y se contribuye al desarrollo económico local incrementando el empleo mediante una reasignación del capital en otros proyectos de desarrollo. Los principales esfuerzos de investigación en este campo están centrados en la gestión de cargas desde el punto de vista de la red en cómo controlar los sistemas para optimizar la operación de la red haciendo que la demanda siga a la generación. También se está realizando una búsqueda de usuarios adecuados para ser gestionados y para su contribución a la gestión de la red. Las cargas a controlar pueden ser de diferentes tipos: equipos domésticos con contadores inteligentes, calefacciones eléctricas con almacenamiento térmico, refrigeración, usos comerciales, cargas industriales o usos terciarios. Los vehículos eléctricos y su gestión también puede considerarse un modo de gestión de la demanda ya que actúan como cargas controlables que pueden seguir señales tarifarias para optimizar económicamente su proceso de recarga. Entre los usos industriales que pueden controlarse se incluyen las plantas de refrigeración y, en el sector terciario, las plantas de desalinización.
–207–
Referencias 1. C. Martínez Vidal y V. Casajús Díaz, «Mix de generación en el sistema eléctrico español en el horizonte 2030», Foro de la Industria Nuclear Española [Boix y Morer, 6. 28003 Madrid], [http://www.foronuclear.org]. 2.
T. Alt, M. D. Anderson y R. G. Jungst, «Assessment of utility side cost savings from battery energy storage», IEEE Trans. Power Syst., vol. 12, pp. 1112-1120, agosto 1997.
3.
C. H. Lo y M. D. Anderson, «Economic dispatch and optimal sizing of battery energy storage systems in utility load-levelling operations». IEEE Transactions on Energy Conversion, vol. 14, n.º 3, pp. 824-829, septiembre 1999.
4.
K. H. Jung, H. Kim y D. Rho. «Determination of the installation site and optimal capacity of the battery energy storage system for load levelling», IEEE Trans. Energy Conversion, vol. 11, pp. 162-167, marzo 1996.
5. L. N. Walker y H. L. Graham, «Effects of Battery Storage Devices on Power Systems Dispatch», IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, vol. PAS-100, n.º 1, pp. 375-383, enero 1981. 6. P. F. Ribeiro, B. K. Johnson, M. L. Crow, A. Arsoy y Y. Liu, «Energy storage systems for advanced power applications», Proceedings of the IEEE, vol. 89, n.º 12, pp. 1744-1756, diciembre 2001. 7.
L. R. Coles, S. W. Chapel y J. J. Iamucci, «Valuation of modular generation, storage and targeted demand-side management», IEEE Transactions on Energy Conversion, vol. 10, n.º 1, pp. 182-187, marzo 1995.
8. M. S. Kandil, S. A. Farghal y N. E. Hasanin, «Economic assessment of energy storage options in generation expansion planning», IEE Proceedings-Generation, Transmission and Distribution, vol. 137, pp. 298-306, julio 1990. 9.
S. M. Schoenung y C. Burns, «Utility energy storage applications studies», IEEE Transactions on Energy Conversion, vol. 11, n.º 3, pp. 658-665, septiembre 1996.
10. R. S. Weissbach, G. G. Karady y R. G. Farmer, «Dynamic voltage compensation on distribution feeders using flywheel energy storage», IEEE Trans. Power Delivery, vol. 14, pp. 465-471, abril 1999. 11. H. L. Willis, «Energy storage opportunities related to distributed generation», IEEE Power Engineering Society Summer Meeting, vol. 3, pp. 1517-1518, julio 2000.
–208–
5. La red y el almacenamiento
12. R. S. Weissbach, G. G. Karady y R. G. Farmer, «Dynamic voltage compensation on distribution feeders using flywheel energy storage», IEEE Trans. Power Delivery, vol. 14, pp. 465-471, abril 1999. 13. Outlook of energy storage technologies, IP/A/ITRE/ST/2007-07, febrero 2008. 14. R. Baxter, (2006). Energy Storage - A Nontechnical Guide. Oklahoma: PennWell Corporation. 15. M. Herr, (2002). Economics of Integrated Renewables and Hydrogen Storage Systems in Distributed Generation. Technology and Medicine. University of London: Imperial College of Science. 16. Energy Storage Technologies For Electric Power Applications, 2.ª edición, Research Reports Intl., octubre 2004. 17. Review of electrical energy storage technologies and systems and of their potential for the UK, Department for Trade and Industry (DTI), Reino Unido 2004. [http://www.berr.gov.uk/files/ file15185.pdf]. 18. Susan M. Schoenung, «Characteristics and Technologies for long-vs. short-term energy storage», Sandia Report, SAND2001-0765, marzo 2001. 19. Susan M. Schoenung y William V. Hassenzahl, «Long- vs. Short-Term Energy Storage Technologies Analysis, A Life-Cycle Cost Study», Sandia Report, SAND2003-2783, agosto 2003. 20. Demand side management best practices guidebook for pacific island power utilities, International Institute for Energy Conservation, julio 2006. 21. Eric Bonneville, Demand Side Management for residential and commercial end-users.
–209–
–210–
6. La economía
6 La economía 6.1. Introducción Ya apuntábamos en el capítulo 3 que a consecuencia del desarrollo experimentado en los últimos años, actualmente la energía eólica como fuente energética para la producción de electricidad resulta económicamente competitiva en emplazamientos con un recurso eólico adecuado. Los actuales parques eólicos están próximos a producir electricidad a precios competitivos con las fuentes energéticas tradicionales, partiendo de una fuente natural, renovable y no contaminante de energía. La evaluación de los costes de generación en un parque eólico requiere un análisis complejo, en el que hay que incluir las condiciones meteorológicas del emplazamiento, los costes de instalación, financiación, asesoría, operación y mantenimiento, y el precio de venta de la energía generada. Diferentes procedimientos se han utilizado en la evaluación del coste de la energía producida por los parques eólicos. Con objeto de armonizar este tipo de estudios, en 1983 se emitió un documento generado por el grupo de energía eólica de la Agencia Internacional de la Energía, que fijaba un procedimiento aceptado por los países participantes: Estimation of Cost of Energy from Wind Energy Conversion Systems. Este documento fue actualizado en 1994 y se puede descargar desde la web de la IEAWind [6-1]. A medida que se ha ido desarrollando el mercado, los costes de la energía eólica han mostrado una drástica reducción. El coste de producción de la energía eólica es hoy en día una quinta parte de lo que costaba hace 20 años. Los costes de los aerogeneradores se sitúan en el rango de los 1.000 €/kW, variando en función de la tecnología y el tamaño de máquina. Los costes de generación varían entre los 4-8 céntimos de euro por kilovatio/hora producido, siendo este amplio margen consecuencia de las diferencias en el tamaño del proyecto (lo que
–211–
generalmente lleva a diferentes costes específicos de la instalación), pero fundamentalmente debido a las características de viento del emplazamiento. Asimismo, los costes financieros, y los costes de operación y mantenimiento, repercuten notablemente en el precio de la energía generada. Según datos de las instalaciones existentes, el coste de las instalaciones eólicas presenta alta variación en diferentes países. La gráfica siguiente, extraída del informe anual de la IEAWind [6-2], muestra valores medios de los costes de instalación en diferentes países en el periodo 2007-2010.
2.500
euro/kW
2.000
1.500
1.000
500
2007
2008
2009
EE.UU.
Reino Unido
Suiza
Suecia
España
Portugal
Noruega
Países Bajos
México
Japón
Italia
Irlanda
Grecia
Alemania
Dinamarca
China
Canada
Austria
Australia
0
2010
Gráfica 6.1. Coste de instalación de parques eólicos en tierra. Fuente: IEAWind 2011 Annual Report.
De la misma se deduce una amplia variación de costes de instalación, desde valores en torno a 1.000 €/kW (China y Dinamarca) hasta valores próximos a 2.000 E/kW (Japón, Suiza, Australia). –212–
6. La economía
6.2. Impacto económico del sector eólico en España La mayor parte de los datos presentados a continuación provienen del ya citado Estudio macroeconómico del impacto del sector eólico en España, elaborado por Deloitte para la Asociación Empresarial Eólica [6-3], en el que se presenta el impacto que se deriva del crecimiento del sector eólico en España en los últimos años.
Millones de euros constantes (base 2010)
La contribución del sector eólico al PIB en España fue de 2.984,3 millones de euros (suma de la aportación directa e indirecta del sector) en el año 2010. La gráfica siguiente muestra la evolución experimentada en los últimos años, apreciándose una caída del sector en los dos últimos años como consecuencia de la crisis económica.
4.500 4.000
3.802,9
3.500
3.352,1
3.000
2.984,3
2.693,0
2.500 2.000
3.207,0
3.095,2
2.366,1 2.067,7
1.500 1.000 500 0 2003
2004
PIB Indirecto
2005
2006
2007
2008
2009
2010
PIB Directo
Gráfica 6.2. Impacto del sector eólico en el PIB en España. Fuente: AEE, Estudio macroeconómico del impacto del sector eólico en España (2011).
La tabla siguiente desglosa los datos correspondientes al cálculo efectuado para la evaluación de la contribución al PIB. –213–
Millones de E constantes (base 2010)
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Subsector Promotor-Productor
356,4 420,4 540,7 623,0 586,3 694,4 652,3 765,7
Fabricantes Aerogeneradores
236,2 303,5 320,8 446,0 557,1 628,0 515,4 398,0
Fabricantes Componentes
332,1 367,2 392,1 420,6 468,1 526,3 420,5 318,2
Servicios
297,5 307,5 338,2 340,1 370,0 462,0 360,4 331,5
PIB Directo
1.222,3 1.398,6 1.591,9 1.829,7 1.981,5 2.310,7 1.948,6 1.813,3
PIB Indirecto
845,4 967,4 1.101,1 1.265,6 1.370,6 1.492,2 1.258,4 1.171,0
PIB Directo - Indirecto
2.067,7 2.366,1 2.693,0 3.095,2 3.352,1 3.802,9 3.207,0 2.984,3
Tabla 6.1. Impacto por subsectores del sector eólico en el PIB en España. Fuente: AEE, Estudio macroeconómico del impacto del sector eólico en España (2011).
A pesar de la caída en la contribución al PIB y la reducción en el empleo en los dos últimos años, el sector eólico tiene un impacto económico muy importante a nivel nacional. El hecho de que una gran parte de la cadena de valor del sector esté cubierta por empresas nacionales, y que un alto porcentaje de las actividades que se desarrollan requieran la aportación de un elevado valor añadido, repercute positivamente en la economía. En la gráfica siguiente se muestra que el peso relativo del sector eólico en 2010, fue superior a otros sectores relevantes de la economía nacional, como el sector de la pesca o el sector del cuero y calzado.
Peso relativo sobre el PIB de España
0,40% 0,35%
0,34%
0,30% 0,25%
0,21% 0,18%
0,20% 0,15% 0,10% 0,05% 0,00%
Sector Eólico
Pesca
Industria del cuero y del calzado
Gráfica 6.3. Comparativo del peso relativo del sector eólico respecto a otros sectores de la economía nacional. Fuente: AEE, Estudio macroeconómico del impacto del sector eólico en España (2011).
–214–
6. La economía
Es muy importante remarcar la contribución de la generación eólica a la reducción de las importaciones de combustibles fósiles. Según los cálculos realizados en el citado estudio, durante el año 2010 la producción de energía eólica en España ha evitado importar alrededor de 8,9 millones de toneladas equivalentes de petróleo, lo que ha supuesto un importante ahorro para el país. De acuerdo a los precios de los combustibles fósiles, la energía eólica ahorró en 2010 más de 1.616,1 millones de euros en importaciones de combustibles fósiles. Desde el año 2003, las importaciones evitadas de combustibles fósiles ascienden a 43,1 millones de tep1 y se prevé que, para 2015 y 2020, la energía eólica evitará la importación de un total de 12,0 y 16,5 millones de tep respectivamente (véase gráfica siguiente).
20.000.000 16.532.043 16.000.000
12.059.909
Teps
12.000.000 8.886.317 7.750.494
8.000.000 6.178.255 4.000.000
0
2008
2009
2010
2015
2020
Gráfica 6.4. Importaciones evitadas en tep acumuladas en el periodo 2003-2010 y expectativas para 2015 y 2020. Fuente: AEE, Estudio macroeconómico del impacto del sector eólico en España (2011).
Adicionalmente, se ha realizado una comparativa entre las primas pagadas a la generación eólica y los ahorros estimados. La siguiente gráfica muestra que en el periodo 2005-2010, las primas siempre fueron inferiores excepto en 2010, cuando el precio del mercado estuvo muy bajo y, por tanto, el peso de las primas en la retribución eólica fue ligeramente mayor. En términos acumulados, los ahorros superan en más de 2.000 millones de euros las primas recibidas. 1 La tonelada equivalente de petróleo (tep) es una unidad de energía que equivale a la energía liberada al quemar una tonelada de petróleo (aproximadamente 42 GJ).
–215–
2.610,8
1.810,8
839,6
1.003,5
1.000
887,5
1.116,9
1.153,2
1.458,2
1.500
1.945,9
1.926,6
2.000
1.576,7
2.500
648,7
Millones de euros constantes (base 2010)
3.000
500 0
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Ahorro por evitar emisiones de CO2 Impacto económico por producción de dependencia energética Prima equivalente
Gráfica 6.5. Comparativa entre las primas pagadas a la generación eólica y el ahorro producido en el periodo 2005-2010. Fuente: AEE, Estudio macroeconómico del impacto del sector eólico en España (2011).
Gráfica 6.6. Comparación primas a la eólica y retornos socioeconómicos 2010. Fuente: AEE, Estudio macroeconómico del impacto del sector eólico en España (2011).
–216–
6. La economía
De acuerdo con los cálculos realizados, la eólica supuso en términos de beneficios para el medioambiente: • Evitar la emisión de 22,8 millones de toneladas de CO2 a la atmósfera en 2010, siendo el total acumulado en el periodo 2005-2010 de aproximadamente 110 millones de toneladas de CO2 evitadas. Evaluado en términos económicos, en 2010 se ahorraron 329,8 millones de euros en derechos de emisión. • En el futuro, y de cumplirse los objetivos establecidos en el PER, la energía eólica supondrá evitar más de 30,8 millones de toneladas de CO2 en 2015 y más de 42,2 de millones toneladas de CO2 en 2020.
6.3. Contribución a la generación de empleo El crecimiento experimentado por el sector eólico en España, y la creación de nuevas empresas dedicadas a proveer de bienes y servicios en toda la cadena de valor del producto, ha tenido consecuencias positivas en la creación directa de empleo. Asimismo, derivado del importante efecto arrastre que tienen las actividades desarrolladas en el resto de la economía, por ejemplo transporte, construcción, metalurgia, etc., se han generado de manera indirecta un número relevante de empleos atribuibles a la industria.
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Empleo Total Empleo directo
16.802 17.495 18.562 19.698 20.781 22.970 20.092 17.898
Empleo indirecto
10.409 11.918 13.571 15.621 16.949 18.468 15.627 12.849
Empleo directo + Empleo indirecto
27.211 29.413 32.133 35.319 37.730 41.438 35.719 30.747
Tabla 6.2. Empleo directo e indirecto del sector eólico. Fuente: AEE, Estudio macroeconómico del impacto del sector eólico en España (2011).
–217–
6.4. Mecanismos de incentivo En los últimos años se han venido utilizando diferentes mecanismos para incentivar el nuevo mercado de la generación eólica. En los apartados siguientes se describen los mecanismos existentes analizándose las ventajas e inconvenientes de cada forma de incentivación.
6.4.1. Feed-in tariff Remuneración de la energía renovable mediante una tarifa fija o prima fija sobre precio de mercado por un determinado periodo de tiempo. Elementos principales: • Tarifa o prima fija. • Periodo de aplicación (10, 15 o 20 años). • Método de actualización. • Graduación/modulación de la tarifa y/o prima en función de las características de la instalación (factor de capacidad/HEPC, potencia de instalada). Este mecanismo puede estructurarse para incentivar una determinada tecnología y una progresiva reducción de costes. Es el método más utilizado tanto en Europa como internacionalmente para incentivar el desarrollo de las tecnologías renovables. Ejemplo de países en los que se aplica: España, Alemania, Grecia, Holanda, Irlanda, Francia, y Portugal. En el Reino Unido se aplica para una potencia inferior a 5 MW y se está estudiando su implantación para potencias superiores2. La tabla siguiente muestra la tarifa regulada en España en los últimos años.
[2] El sistema elegido en el Reino Unido sería el contract for difference (CfD), que es un tipo especial de Feed-in tariff por el que el generador se asegura una tarifa (si el mercado es inferior se recibe una prima pero si el mercado es superior hay que devolver la diferencia).
–218–
6. La economía
80 79 78
Euros/MWh
77 76 75 74 73 72 71 70
2007
2008
2009
2010
73.228
75.681
78.183
77.471
Sistema de primas (tarifa regulada) Gráfica 6.7. Tarifa regulada en España en 2007-2010. Fuente: AEE.
6.4.2. Cuota obligatoria • La Administración impone a los consumidores, suministradores o productores de electricidad la obligación de que cierto porcentaje de la misma debe ser de origen renovable. • Esta obligación se complementa y facilita a través del mercado de certificados verdes negociables. • Los productores de energía renovable venden la electricidad a precio de mercado y además pueden vender los certificados verdes que demuestran el origen renovable de la misma. • Los suministradores y/o consumidores demuestran que han cumplido con su cuota de renovables comprando los certificados verdes, de lo contrario deberían pagar una penalización. Ejemplo de países en los que se aplica: Bélgica, Suecia, Reino Unido, Estados Unidos, Australia, Italia.
–219–
160 140
Euros/MWh
120 100 80 60 40
Tarifa
CV
Reino Unido
Suecia
España-Pool +Prima
España-Tarifa
Portugal
Polonia
Países Bajos
Italia
Irlanda
Grecia
Alemania
Francia
Dinamarca
Bélgica
0
Austria
20
Promedio
Gráfica 6.8. Comparativa de feed-in tariff frente a cuota obligatoria. Fuente: EREF, Prices for Renewable Energies in Europe, Report 2009.
De la gráfica se concluye que los precios por megavatio/hora de la energía eólica son muy superiores en los países europeos que utilizan sistemas de apoyo de cuota y certificados verdes que en los países con sistemas feed-in tariff. Sin embargo, tienen menos éxito aunque retribuyan más.
6.4.3. Subastas Los distribuidores y comercializadores que tienen «cuota objetivo» de energía renovable que satisfacer organizan subastas para abastecerse de la misma mediante contratos a largo plazo (PPA). • Las subastas se organizan por tecnología. • El máximo precio admisible es calculado y publicado a priori por el regulador. • Son subastas inversas, donde son seleccionados los suministradores más baratos hasta cumplir la cuota. • Plazo: 10 a 15 años. –220–
6. La economía
6.4.4. Incentivos fiscales Los incentivos fiscales, exenciones o reducciones fiscales son utilizados como principal método para incentivar las renovables en aquellos países donde la energía tiene una carga fiscal significativa, mientras en otros países como en EE. UU. se utiliza como un esquema de ayuda complementario.
6.5. Análisis de inversión para un proyecto eólico Este capítulo no pretende servir como manual para la valoración de proyectos ya que el lector puede encontrar abundante bibliografía específica que cubre en detalle la materia. Se pretende únicamente dar una visión global introductoria señalando aquellos aspectos que son específicos del análisis económico de proyectos de energía eólica.
6.5.1. Criterios para la valoración A la hora de valorar un proyecto de un parque eólico es necesario analizar tres aspectos clave: • Liquidez (facilidad de convertir la inversión en dinero). • Rentabilidad (retorno en forma de beneficios de la inversión). • Riesgo (probabilidad de ocurrencia de un evento que suponga pérdidas o una menor rentabilidad de la esperada). Se espera de cualquier metodología de análisis que se aplique que pueda dar respuesta a cada uno de los aspectos. Metodología de análisis de inversiones Para valorar un proyecto eólico, el elemento clave a considerar es el flujo de caja (cash-flow) que genera el proyecto, no utilizaremos por tanto el concepto contable de «beneficio». El flujo se calculará desde el periodo de construcción, continuando a lo largo de la vida útil del parque hasta el desmantelamiento del mismo. Entre los métodos tradicionales de valoración presentes en la literatura están los métodos dinámicos y los estáticos.
–221–
Los estáticos son los siguientes: – El método del flujo neto de caja (cash-flow estático). Se calcula como la suma de todos los cobros menos todos los pagos efectuados durante la vida útil del proyecto de inversión. – El método del pay-back o plazo de recuperación. Es el número de años que la empresa tarda en recuperar la inversión. – El método de la tasa de rendimiento contable. Se calcula como [(beneficios + amortizaciones)/años de duración del proyecto] / inversión inicial del proyecto. Estos métodos no tienen en cuenta el valor del dinero en el tiempo. Es decir, no tienen en cuenta en los cálculos, el momento en que se produce la salida o la entrada de dinero (y por lo tanto, su diferente valor). Los métodos dinámicos emplean el descuento de flujos de caja (DCF o discounted cash flow model) para realizar el cálculo del valor actual neto (VAN) y la tasa interna de rentabilidad (TIR) a través de la fórmula:
Donde: – Vt representa los flujos de caja en cada periodo t. – I0 es el valor del desembolso inicial de la inversión. – n es el número de períodos considerado. – k es la tasa de descuento a emplear Por valor actual neto de una inversión se entiende la suma de los valores actualizados de todos los flujos netos de caja esperados del proyecto, deducido el valor de la inversión inicial. Se denomina tasa interna de rentabilidad (TIR) a la tasa de descuento que hace que el valor actual neto (VAN) de una inversión sea igual a cero (VAN = 0). Existen otras metodologías de valoración más complejas que se sustentan en los conceptos anteriores, como puede ser la valoración por teoría de opciones reales (OR) para la toma de decisiones financieras ante incertidumbre, la rentabilidad ajustada al riesgo, pay-back descontado o TIR corregida.
–222–
6. La economía
6.5.2. Parámetros de entrada Estimación de recurso Del análisis de recurso eólico se obtiene la distribución de energía producida a lo largo de un año por los aerogeneradores situados en el emplazamiento considerado. Al valor que se obtiene hay que aplicarle factores correctores en función de la implantación del parque eólico: pérdidas eléctricas, pérdidas por indisponibilidad del parque, pérdidas por restricciones de red, etc. Inversión (CAPEX) A la hora de calcular el valor de la inversión hay que tener en cuenta los siguientes costes: • Compra, transporte, instalación y puesta en marcha de los aerogeneradores. • Obra civil y red de media tensión. • Subestación colectora, incluyendo SCADA. • Infraestructura de evacuación (línea de conexión y derechos de conexión). • Coste de terrenos en fase anterior a la entrada en operación. • Estaciones de medida de recurso eólico. • Asesorías y costes de gestión. Primas por éxito. • Avales y otros costes financieros. • Ingeniería (incluyendo estimación de recurso eólico). • Restauración ambiental. • Impuestos y tasas. • Otros. Gastos de mantenimiento (OPEX) A la hora de calcular los gastos de operación y mantenimiento hay que tener en cuenta los siguientes costes que habría que introducir en el modelo: • Operación y mantenimiento de aerogeneradores. En el caso de contratarlo con el tecnólogo podría darse una cantidad fija por aerogenerador y año o bien un coste por megavatio/hora generado. • Operación y mantenimiento de infraestructura eléctrica. –223–
• Terrenos. • Personal. • Seguros. • Impuestos y cánones. • Gastos de gestión. • Otros gastos. Precio de la energía Para determinar los ingresos del parque eólico a modelar, es necesario conocer el precio al que se venderá la energía volcada a la red. La retribución de la energía vendrá afectada por el marco regulatorio al que esté adscrito el parque eólico, así como por los distintos complementos que pueda percibir, además de las penalizaciones por desvíos. A continuación pueden verse los precios en euros por megavatios/hora según los distintos marcos retributivos en España en 2010: 120
72,42
42,77
76,90
77,47
Tarifa Regulada RD 661/2007
38,29
Precio + Prima RD 661/2007
(Euros/MWh)
80
Prima RD 661/2007
100
60
40
34,12
34,12
Precio mercado
Precio + Prima Dt 1ª RD 661/2007
Prima Dt 1ª RD 661/2007
0
Precio mercado
20
Gráfica 6.9. Opciones de retribución en 2010. Fuente: AEE. Eólica ‘11.
Como puede verse en el gráfico que se muestra a continuación, los precios son distintos en cada país y no varían de la misma manera: –224–
6. La economía
Precio medio mensual Europex Años 2009-2010 90
Euros/MWh
80 70 60 50 40 30 20 10 0
2009
2010 NordPool Epex-Francia
Epex-Alemania APX-Holanda
Omel-España Omel-Portugal
GME-Italia EXAA-Austria
Gráfica 6.10. Precios megavatio/hora en varios países europeos. Fuente: OMEL.
Los precios son difíciles de predecir ya que es necesario tener en cuenta muchas variables: ciclo económico a nivel mundial y local, precios del petróleo y gas, restricciones técnicas de la red, meteorología, etc.
70
100%
64,43
80%
60 53,68
(Euros/MWh)
50
50,53
60%
30
40%
39,35
40 28,96
36,96
37,01 20%
27,94
0% 20
-20%
10 0
-40%
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
-60%
Tasa de variación del precio medio aritmético Precio medio aritmético (Euros/MWh)
Gráfica 6.11. Evolución del precio del mercado y tasa de variación en 2003-2010. Fuente: OMEL y AEE.
–225–
A pesar de la gran dificultad para predecir los precios, existen nuevas herramientas que empiezan a dar buenos resultados en el modelado de precios de la energía (mercado eléctrico, precios de gas y petróleo…) combinados con métodos de simulación. Tasa de descuento Para poder calcular el valor actual neto del proyecto según la metodología del descuento de flujos de caja es necesario determinar la tasa de descuento. Para ello hay que calcular el coste medio ponderado de capital (WACC, en inglés) que incluye el coste de capital de los accionistas y el coste de la deuda. En los proyectos eólicos, es común que la empresa tome como tasa de descuento un valor superior al que se obtiene del cálculo del WACC incrementado para compensar el mayor riesgo.
6.5.3. Resultados del modelo. Comparando rentabilidad de los proyectos TIR de proyecto Se denomina tasa interna de rentabilidad (TIR) a la tasa de descuento que hace que el valor actual neto (VAN) de una inversión sea igual a cero. Según este método, una inversión es aconsejable si la TIR resultante es igual o superior a la tasa exigida por el inversor, y, entre varias alternativas, la más conveniente será aquella que ofrezca una TIR mayor. La TIR es un indicador de rentabilidad relativa del proyecto. VAN de proyecto Si un proyecto de inversión tiene VAN positivo, el proyecto es rentable para la tasa de descuento considerada. Entre dos o más proyectos, el más rentable es el que tenga VAN más alto. LCOE Para comparar proyectos entre sí con distinto horizonte temporal, de distintas tecnologías o bien de distintas áreas geográficas, suele utilizarse el LEC (Levelised
–226–
6. La economía
Energy Cost) también abreviado como LCOE (Levelised Cost of Energy). La Agencia Internacional de la Energía publica todos los años el estudio del LEC comparando países, tecnologías, etc., usando una metodología estándar [5]. A continuación puede verse el LCOE en dólares por megavatio/hora para las distintas tecnologías y regiones asumiendo unos tipos de interés del 10%.
Gráfica 6.12. Coste normalizado de la energía (LCOE). Fuente: Projected Costs of Generating Electricity: 2010 Edition. IEA NEA.
–227–
6.5.4. Gestión de la incertidumbre: análisis de sensibilidad y comparación de escenarios A la teoría del análisis de los proyectos de inversión tradicional basada en VAN y TIR se le puede objetar que se refiere a un caso particular y muy concreto de inversión: aquel en el que los flujos del proyecto son ciertos, como sucede, por ejemplo, en la inversión en un título de renta fija. De manera sencilla se pueden modificar los parámetros uno a uno viendo cómo se modifica a su vez la rentabilidad del proyecto. El resultado de dicho «análisis de sensibilidad» puede reflejarse gráficamente en un diagrama de tornado como el que puede verse a continuación:
Precio venta: (-15%)
7,6%
Horas de viento: 3.098 h (-10/+10%)
8,7%
Inversión: 1,40 MEUR/kW (-10/+10%)
11,3%
8,8%
11,4%
Gastos de explotación: 13,4 EUR/MWh (-10/+10%) 7,0%
9,7%
8,0%
9,0%
10,3%
10,0%
11,0%
12,0%
13,0%
Gráfica 6.13. Diagrama de tornado. Fuente: Elaboración propia.
Así, si estamos analizando la aceptabilidad de un proyecto, basándonos en el VAN o TIR que resulta de los flujos inicialmente esperado, podemos analizar la sensibilidad del proyecto a los cambios que puedan producirse, asignando, sucesivamente, una estimación pesimista y otra optimista a cada variable. Después recalcularemos para cada una de las dos hipótesis y para cada una de las variables, suponiendo invariable todo lo demás. Obtenida la rentabilidad del proyecto en las hipótesis pesimistas, inicial y optimista para cada una de las variables (en el caso –228–
6. La economía
mostrado sería el precio de venta de la energía, el recurso eólico existente, la inversión a realizar y los costes de operación y mantenimiento), el decisor podrá apreciar el riesgo de pérdida que corre, así como la amplitud de la misma, si se materializasen las desviaciones estimadas en algunas de las variables que determinan los flujos del proyecto. Sin embargo, este método supone la variación de una de las variables dejando invariante el resto. La realidad nos dice que las variables en muchos casos estarán relacionadas entre sí. Por ejemplo, si hay una situación de exceso de oferta de aerogeneradores en el mercado, es probable que una guerra de precios haga bajar tanto el precio del aerogenerador (y por tanto la inversión) como los gastos de operación y mantenimiento del mismo (reduciendo los gastos de explotación). Esto lleva a considerar métodos de análisis de inversiones que llamamos probabilísticos, basados en la teoría de la probabilidad y la estadística, entre los que destaca la simulación por el método de Montecarlo. Este método consiste en generar un número elevado de escenarios futuros definiendo la incertidumbre mediante la atribución de una determinada distribución de probabilidades a cada una de las variables relevantes del proyecto (por ejemplo, del análisis de recurso eólico conocemos la función distribución de la energía generada por el aerogenerador). De esta forma, se obtienen distribuciones de probabilidad del valor actual neto, de la tasa interna de rentabilidad, o de cualquier otra variable derivada, a consecuencia de la incertidumbre en el comportamiento de las variables determinantes (de esta manera, podremos responder que un proyecto tiene una TIR del x% o superior con una probabilidad del y%).
0,16 0,14
0,10 0,08 0,06 0,04 0,02
10,54%
10,43%
10,31%
10,20%
9,97%
10,08%
9,85%
9,74%
9,62%
9,51%
9,39%
9,28%
9,16%
8,93%
9,05%
8,82%
8,70%
8,59%
8,47%
0
8,36%
TIR_%
0,12
Gráfica 6.14. Distribuciones de probabilidad de la tasa interna de rentabilidad. Fuente: Elaboración propia.
–229–
Apoyándose en esta distribución de frecuencias del resultado, sea en forma de histograma, sea en forma acumulativa, es posible tomar la decisión de rechazo, aceptación y ordenación de proyectos de manera mucho más racional que en los métodos determinísticos, ya que hemos tenido en cuenta todo lo que pensamos que puede ocurrir.
6.6. Financiación de proyectos Si bien los parques eólicos suelen costearse a través de la financiación propia de las empresas, en numerosas ocasiones los proyectos de energía eólica se acometen con niveles muy elevados de endeudamiento a través de mecanismos de financiación de proyectos (Project Finance). Este tipo de financiación es característica de proyectos que incluyen tecnologías ampliamente maduras y con bajo riesgo. Para financiar un proyecto con Project Finance, la sociedad del proyecto opera con un alto nivel de endeudamiento sobre recursos propios (llegando al 80% o superior). La garantía de repago de la deuda viene dada por el propio proyecto, de modo que los prestamistas tienen limitadas posibilidades de reclamación en caso de impago. Es habitual que se exijan garantías adicionales en la fase inicial del proyecto (diseño y construcción) así como la creación de un fondo de reserva.
–230–
6. La economía
Referencias 1. Estimation of Cost of Energy from Wind Energy Conversion Systems. [http://www.ieawind. org/Task_11/RecommendedPract/02_Cost.pdf]. 2. IEAWind 2011 Annual Report. [http://www.ieawind.org/IndexPagePOSTINGS/IEA%20 Wind%202010%20AR_cover.pdf]. 3. Estudio macroeconómico del impacto del sector eólico en España. Asociación Empresarial Eólica. 2010 [http://www.aeeolica.org/uploads/documents/MACRO_DELOITTE%202011_ WEB.pdf]. 4. Eólica’ 11. Asociación Empresarial Eólica. 5. Projected Costs of Generating Electricity: 2010 Edition. IEA NEA [http://www.iea.org/ speech/2010/Tanaka/iea_nea.pdf].
–231–
–232–
7. El medio ambiente
7 El medio ambiente Como toda actividad humana, la utilización de las plantas eólicas para la producción de energía eléctrica conlleva una afección medioambiental. El impacto de una actividad en el medio ambiente presenta una mayor o menor incidencia dependiendo de tres factores: • Del carácter de la acción en sí misma. • De la fragilidad ecológica del territorio donde se lleva a cabo. • De la calidad ecológica que tenga el lugar donde se desarrolla el proyecto. Cuanto más intensa sea la acción, más frágil el territorio y mayor calidad posea, el impacto será mayor. Los proyectos eólicos generan escaso impacto, por lo que debemos centrarnos fundamentalmente en el análisis de la fragilidad y calidad ecológica del emplazamiento. Cuando analizamos la afección ambiental, no debemos olvidar las ventajas de la utilización de una fuente renovable y limpia de energía. En términos ambientales, la energía eólica es una de las maneras más limpias de producir la electricidad que necesitamos en nuestras vidas cotidianas. Si no cambiamos a formas más limpias de energía, el cambio climático alterará seriamente y de un modo irrevocable la mayor parte de nuestro paisaje, así como la fauna y la flora. En España, la posible afección de un proyecto eólico en el medio ambiente debe ser analizada en un estudio de impacto ambiental que hay que presentar ante el órgano ambiental competente (consejerías de las diferentes Comunidades Autónomas con competencias en este ámbito o Ministerio de Medio Ambiente). Prácticamente todas las Comunidades Autónomas han elaborado una normativa propia de acuerdo con la legislación nacional existente. Aunque esta normativa no es específica para las instalaciones eólicas, sino de aplicación general para cualquier actividad que pueda afectar al medio ambiente, alguna de las Comunidades Autónomas han elaborado leyes propias que regulan el desarrollo eólico en –233–
sus territorios, integrando los aspectos económicos y sociales (favoreciendo el desarrollo de un tejido industrial en su región) y, en algunos casos, haciendo mención a algunos aspectos concretos de la instalación de parques eólicos. El impulso a la expansión de la energía eólica ha venido motivado en gran medida por la urgente necesidad de combatir el cambio climático global. La energía eólica ofrece una fuente de energía que evita la emisión de dióxido de carbono, no produce ninguno de los otros contaminantes asociados con los combustibles fósiles, ni origina residuos de larga duración como las plantas nucleares. Por todo ello, su desarrollo es aceptado mayoritariamente por la sociedad. La energía producida por las instalaciones eólicas en el año 2010 ha evitado la emisión de más de 285 millones de toneladas de CO2 que se habrían emitido a la atmósfera si se hubiera generado en las centrales eléctricas convencionales (térmicas de carbón, gas o fuel). Para este cálculo se ha utilizado un valor medio para la generación con fuentes convencionales de 0,6 kilogramos de CO2 por kilovatio-hora producido.
Reducción de CO2 en 2010 (Total 285 MT) Europa 44%
Otros 0% África 1% OECD-Pacífico 3%
América 23% Sur y Este de Asia 29%
Gráfico 7.1. Contribución por áreas geográficas a la reducción de CO2. Fuente: CENER.
–234–
7. El medio ambiente
Los estudios de opinión realizados en diferentes países muestran resultados de apoyo mayoritario de la población a favor de la utilización de la energía eólica, especialmente cuando se compara con la utilización de las fuentes energéticas convencionales actuales. Más específicamente, el informe Global Consumer Wind Study [1], elaborado por la agencia TNS Gallup, asegura que el 90% de la población quiere más energía renovable en general. Las conclusiones del estudio se basan en los datos recopilados de un sondeo realizado entre 31.000 personas en 26 países diferentes. Los encuestados perciben el cambio climático como el primer problema al que el mundo se enfrenta actualmente. Asimismo, además del 90% que quiere ver más energía renovable en general, un 79% percibe como positivo el uso de energía eólica en la elaboración de productos y un 65% preferiría adquirir consumibles elaborados con electricidad procedente de esta fuente de energía [1].
Ilustración 7.1. Parque eólico. Fuente: Archivo.
–235–
7.1. El impacto visual La intrusión visual en el paisaje es la objeción más frecuente hecha contra los aerogeneradores y es el principal factor que determina las actitudes públicas contra la utilización de la energía eólica. Este es el impacto más difícilmente cuantificable si lo comparamos con otros tipos de afecciones medioambientales. La percepción sobre el medio ambiente es un complejo proceso en el que interaccionan el observador y la realidad física observada. El impacto visual es subjetivo y difícil de estimar y cuantificar. Los aerogeneradores son estructuras altas que se suelen ubicar en lugares expuestos para poder hacer el mejor uso del viento. Esto significa que probablemente serán visibles en un área relativamente amplia. Si esto tiene un efecto perjudicial o no es una cuestión altamente subjetiva. Mientras que algunas personas expresan preocupación por los efectos que los aerogeneradores tienen sobre la belleza del paisaje, otras los ven como elegantes y bonitos, o como símbolo de un futuro mejor y menos contaminado [2]. La mayoría de los países con plantas eólicas han establecido normas que excluyen la instalación en ciertas áreas, tales como parques nacionales o reservas naturales. Es importante subrayar que las turbinas eólicas no son estructuras permanentes. Una vez retiradas, el paisaje puede volver rápidamente a su condición anterior. Las conclusiones del estudio citado anteriormente [1] respecto al impacto visual desvelan que un 70% de los encuestados se ha mostrado favorable a vivir en un entorno en el que los aerogeneradores formen parte de su paisaje cotidiano y solo un 7% se ha mostrado totalmente opuesto.
7.2. El ruido Los principales factores que determinan el grado de molestia debido al ruido producido durante el funcionamiento de los aerogeneradores son:
–236–
7. El medio ambiente
• El nivel sonoro producido por el aerogenerador. • La distancia de los residentes del área con respecto a los aerogeneradores. • El ruido de fondo existente. El ruido generado por un aerogenerador tiene dos orígenes: mecánico y aerodinámico. Los componentes que emiten mayor nivel de ruido son el generador, el multiplicador, las palas del rotor y el mecanismo de orientación que gira la góndola de la turbina para encararla al viento. En los nuevos modelos de aerogeneradores se ha optimizado el diseño de las palas reduciendo apreciablemente el ruido aerodinámico y se ha disminuido también el ruido mecánico mediante la utilización de aislamientos adecuados, por lo que son mucho más silenciosos que sus predecesores. El ruido producido durante la operación de un parque eólico es relativamente más bajo si lo comparamos con el generado por otras actividades humanas (tráfico en carreteras, actividades de la construcción y muchas otras fuentes de ruido industrial), según se desprende de la siguiente tabla:
Fuente /actividad
Nivel de ruido indicativo dB (A)
Umbral de molestia
140
Avión jet a 250 mts.
105
Taladro neumático a 7 mts.
95
Camión 48 a km/hora a 100 mts.
65
Oficina trabajando
60
Automóvil a 64 km/hora a 100 mts.
55
Turbina eólica a 350 mts.
35 - 45
Dormitorio tranquilo
35
Fondo rural de noche
20 - 40 Tabla 7.1. Niveles de ruido de diferentes fuentes.
Fuente: Wind Power in the UK, Sustainable Development Commission, 2005. [3]
–237–
7.3. La fauna silvestre y las aves Las aves pueden ser afectadas por el desarrollo de la energía eólica debido a pérdidas en el hábitat, a perturbaciones en las áreas de alimentación y cria, y a lesiones o muertes causadas por impacto con las palas del rotor en movimiento. De los numerosos estudios que se han realizado sobre la influencia de los parques eólicos en la conducta de las aves y la frecuencia de colisiones con los aerogeneradores, se ha concluido que el peligro significativo es muy pequeño en comparación con otras causas de muerte de las aves (tendidos eléctricos, carreteras). En general, el tendido eléctrico presenta mayores problemas que los aerogeneradores. La electrocución y la colisión con los tendidos eléctricos son las dos causas de mortalidad más frecuentes, y su incidencia varía según el tipo de especie afectada y el diseño de la red. Exceptuando las aves planeadoras, el peligro de choque del resto de la avifauna de una zona con aerogeneradores es relativamente bajo, ya que los pájaros aprenden a evitar los obstáculos existentes en su propio territorio. Con buenas condiciones atmosféricas, para las aves migratorias diurnas el peligro de colisión es insignificante ya que suelen divisar el obstáculo a suficiente distancia de los parques eólicos y modifican su ruta de vuelo.
Ilustración 7.2. Parque eólico. Fuente: Archivo.
–238–
7. El medio ambiente
Entre las migratorias nocturnas sí parece haber mayor frecuencia de colisión, especialmente concentrada en las denominadas «noches catastróficas». En condiciones adversas, los pájaros a veces vuelan a menor altura, aumentando el peligro de colisión. Asimismo, al pasar por zonas costeras las aves migrantes vuelan mucho más bajo. Por ello debe evitarse la construcción de parques eólicos en áreas situadas en las rutas de migración, así como en las zonas de residencia de especies sensibles o en peligro de extinción. Las rapaces son el grupo de aves más afectado por la electrocución debido a su mayor tamaño y a la costumbre de usar posaderos elevados. Los tendidos más conflictivos son los de media tensión, ya que su diseño favorece el contacto simultáneo entre dos conductores o la derivación a tierra. En condiciones de buena visibilidad generalmente las aves detectan el tendido, pero si esta se reduce (con lluvia, durante la noche o al amanecer) es cuando se producen la mayor parte de los accidentes. La solución más utilizada es la señalización de los cables mediante distintos métodos (tubos de polietileno, cintas o bolas de plástico). En numerosas ocasiones, principalmente cuando un parque eólico se instala en un espacio protegido, se ha sugerido la necesidad de soterrar el tendido eléctrico, al menos en los tramos más conflictivos. Supone un encarecimiento del coste que es ampliamente criticado por los promotores de los parques, sobre todo porque esta exigencia suele plantearse para los parques eólicos, que generan escaso impacto en el medio, y no para la red general, la cual dado su volumen y extensión es la que ocasiona la práctica totalidad de los problemas tanto de electrocución como de colisión. Aunque lógicamente sería deseable que todos los tendidos eléctricos fueran subterráneos, sí debería ser obligatorio en los casos concretos en que estén ubicados en espacios protegidos, rutas migratorias o áreas de reproducción de especies de aves protegidas. En los casos en que el aumento del coste imposibilite en primera instancia su realización, deberían articularse los mecanismos financieros necesarios y la implicación de las distintas administraciones para llevarlo a efecto.
–239–
Ilustración 7.3. Parque eólico. Fuente: AEE. Autora: Pilar Catalán Fernández.
Un estudio realizado en 2001 por los consultores en temas ecológicos WEST para el National Wind Coordinating Committee [4] estimó en 33.000 las aves que fueron impactadas ese año en Estados Unidos por los 15.000 aerogeneradores que había entonces en funcionamiento, algo más de dos aves por turbina y año. La mayoría fueron víctimas de las viejas máquinas con rotación rápida que todavía estaban en operación en California, pero que están siendo sustituidas por turbinas más modernas de rotación más lenta, que reducen el riesgo de colisión. Un estudio realizado en Navarra [5] que consideró el impacto de 692 aerogeneradores en 18 parques eólicos [6] permitió concluir que la tasa de mortalidad de las aves de tamaño medio y grande era de 0,03 aves/aerogenerador/mes en el conjunto de todos los parques eólicos estudiados (0,36 aves/aerogenerador/año). En Alemania, los archivos sobre muertes de aves de la oficina nacional de medio ambiente de Brandenburgo dan cuenta para el periodo 1989-2004 de un total de 278 muertes en los parques eólicos. Solamente diez de estas aves pertenecían a especies protegidas por la legislación de la Unión Europea. Al final de este periodo, Alemania tenía unas 16.500 turbinas en operación. –240–
7. El medio ambiente
La principal entidad que se ocupa de la protección de las aves en el Reino Unido, la Royal Society for the Protection of Birds (RSPB), estima que, a largo plazo, la amenaza más significativa proviene del cambio climático, ya que alterará el patrón de las especies de plantas autóctonas y la vida de los insectos que dependen de ellas, volviendo a ciertas áreas cada vez menos atractivas e inhabitables para los pájaros. Según la RSPB: «la investigación científica reciente indica que, a mediados de este siglo, el cambio climático podría provocar la extinción de un tercio o más de las plantas y de los animales terrestres, incluyendo ciertas especies de pájaros británicos». En comparación con esta amenaza, concluye la RSPB: «la evidencia disponible sugiere que los parques eólicos situados apropiadamente no plantean un peligro significativo para las aves». El importante trabajo de colaboración entre la industria eólica y los grupos de conservación de la vida silvestre se ha dirigido a limitar las muertes de aves. En el Paso de Altamont, por ejemplo, los operadores convinieron detener sus turbinas durante los momentos más críticos de los periodos migratorios, para reducir las muertes por colisión. En el Reino Unido, la solución que se adoptó en el Beinn an Tuirc, un parque eólico en Escocia, consistió en recrear un hábitat totalmente nuevo para las águilas reales que cazaban allí creando una fuente fresca de provisión del urogallo, su presa favorita, en una zona de menor riesgo. Como ya se ha indicado, comparada con otras causas de mortalidad entre las aves (véase la tabla siguiente), la energía eólica tiene un efecto relativamente menor. Un estudio indica que, en Estados Unidos, las turbinas comerciales causan la muerte directa de un porcentaje de entre el 0,01 y 0,02% de todas las aves muertas anualmente por colisiones con estructuras y por las actividades humanas.
Causa
Muertes estimadas al año (en millones)
Líneas de transmisión y distribución
130 -174
Colisión con vehículos en la ruta
60 - 80
Colisión con edificios
100 - 1.000
Torres de telecomunicaciones
40 - 50
Pesticidas agrícolas
67
Gatos
39 Tabla 7.2. Causas de la muerte de aves en EE. UU. Fuente: Wind Power in the UK, Sustainable Development Commission, 2005. [3]
–241–
En el documento Posición sobre parques eólicos y aves, 2006 de SEO/BirdLife [6], se especifica que, en España, debe evitarse la ubicación de parques eólicos en los siguientes lugares: • Zonas de Especial Protección para las Aves (ZEPA) y Áreas Importantes para las Aves (IBA). • Espacios declarados o propuestos de la Red Natura 2000 y espacios naturales protegidos. • Otros espacios importantes para aves en estado de conservación desfavorable. • Lugares situados a lo largo de las principales rutas y pasos migratorios, donde se concentran un gran número de aves, como por ejemplo los pasos de montaña o el Estrecho de Gibraltar. • Hábitats en los que se conoce que la instalación de un parque eólico conlleva un alto riesgo de colisión para las aves (lo que debe ser evaluado en cada caso concreto a través de un análisis de riesgos), como los humedales, las cumbres de montaña y las zonas de nidificación de especies sensibles.
7.4. Fauna silvestre y murciélagos Al igual que las aves, los murciélagos están expuestos al peligro que representan muchas actividades humanas. A pesar de la publicidad dada a las muertes de murciélagos alrededor de los parques eólicos, principalmente en los Estados Unidos, los estudios han demostrado que los aerogeneradores no son una amenaza significativa para estas poblaciones. Según el informe de WEST del año 2004 [4], la tasa media de mortalidad total en los parques eólicos de Estados Unidos es de 3,4 murciélagos por turbina y año. No se ha encontrado ninguna especie de murciélago que esté siendo amenazada o puesta en peligro a escala nacional. Como conclusión del estudio se indica que: «la mortalidad por colisión del murciélago durante el periodo de cría es virtualmente inexistente a pesar de que un número relativamente grande de especies ha sido registrado en las proximidades de los parques eólicos». Estos datos confirman que, actualmente, en los lugares estudiados de Estados Unidos, los aerogeneradores tienen baja afección entre las poblaciones residentes y que están en periodo de cría.
–242–
7. El medio ambiente
7.5. Parques eólicos marínos En la mayor parte de los países costeros europeos se han establecido regulaciones nacionales que determinan los procedimientos exigibles para la obtención de permisos de construcción de parques eólicos marínos. El promotor del proyecto tiene que evaluar en términos cualitativos y cuantitativos los impactos previstos para el medioambiente marino. Estos procedimientos quieren asegurar que los proyectos cumplan con las normas de la UE y las leyes internacionales, y con las convenciones y las regulaciones que resguardan el hábitat y la conservación de la fauna silvestre. La estructura de una evaluación de impacto ambiental implica que inicialmente se realiza un estudio de base. Posteriormente, la supervisión y seguimiento son necesarios para registrar cualquier cambio en el ambiente marino que pudiera haber sido causado por factores atribuibles a la acción humana. Esta fase de supervisión y seguimiento puede extenderse a varios años y las evaluaciones y conclusiones se actualizan anualmente para valorar cambios en el tiempo. Los impactos potenciales de los parques eólicos marínos incluyen: • Campos electromagnéticos: los campos magnéticos que emanan de los cables de transmisión de energía pueden afectar a la fauna marina, por lo tanto, para evitar este fenómeno, las conexiones para los parques eólicos marinos están basadas en sistemas de cables multiconductores. • Ruido: la fauna marina puede ser perturbada por las operaciones de construcción, especialmente por trabajos de apisonamiento para la cimentación de las turbinas en el lecho marino. Sin embargo, en el sitio de Horns Rev (Dinamarca) en el mar del Norte, por ejemplo, la supervisión ha mostrado que ni las focas ni las marsopas del puerto, ambas especies activas en el área, han sido forzadas a realizar ningún cambio sustancial en su comportamiento. En los lechos, tanto los peces como las comunidades bentónicas más bien han sido atraídos por los cimientos de las turbinas eólicas después de su construcción, dándoles un uso de vivero o terreno de criadero. En cuanto al ruido producido por el funcionamiento de las turbinas eólicas marinas, la información actualmente disponible indica que está en la misma gama de frecuencia que la generada por fuentes tales como los navíos de carga, los buques de pesca, el viento y las olas.
–243–
• Aves: como en tierra, las aves marinas generalmente han aprendido a vivir con la presencia de las turbinas. Por ejemplo, en los parques eólicos de Utgrunden y de Yttre Stengrund en Suecia, las investigaciones demuestran que muy pocas aves acuáticas, incluidos los patos, vuelan lo bastante cerca de las turbinas como para sufrir el riesgo de una colisión. Una estimación es que muere un ave acuática por cada turbina eólica por año. En Nysted, el parque eólico más grande de la costa de Dinamarca, la investigación con radar plotting constató que bandadas de aves marinas en migración volaban sobre todo alrededor del exterior del bloque de 72 turbinas. En el Reino Unido, en una implantación de nueve turbinas a lo largo del rompeolas de Blyth en Northumbria, se han registrado entre 1 y 2 colisiones por turbina y por año.
–244–
7. El medio ambiente
Referencias 1. Global Consumer Wind Study 2011. Vestas, 2011. 2. Perspectivas globales de la energía eólica. GWEC, 2006. 3. A guide to the key issues surrounding onshore wind power development in the UK. Sustainable Development Commission 2005. 4. Wind Turbine Interactions with Birds, Bats and their Habitats. NWCC 2001 (updated 2004 and 2010). 5. Uso del espacio por la avifauna y control de la mortalidad de aves y murciélagos en los parques eólicos de Navarra. J.M. Lekuona 2001. 6. Wind Energy developments and Natura 2000. European Commission, 2010. 7. Documento de posición sobre parques eólicos y aves. SEO/BirdLife, 2006.
–245–
–246–
8. El futuro
8 El futuro Hoy en día la energía eólica es una de las soluciones más atractivas para enfrentar los actuales desafíos de la producción de energía eléctrica a nivel mundial. En el documento Perspectivas globales de la energía eólica del Global Wind Energy Council (GWEC) [1], se cita: «… con un nivel anual de crecimiento del mercado del 28%, la energía eólica se está convirtiendo rápidamente en una fuente de energía de uso corriente en muchos países del mundo. Con la voluntad política existente para promover su despliegue a gran escala y con medidas de igual importancia de eficiencia energética, antes del 2030 la energía eólica podría abastecer el 29% de las necesidades mundiales de electricidad». Predicción y desarrollo 2010 - 2030
Todos los estudios realizados sobre perspectivas futuras de la energía eólica (gráfica 8.1) muestran resultados muy optimistas sobre el desarrollo que va a experimentar este sector energético. 3.500 3.000
GW
2.500 2.000 1.500 1.000 500 0 2010
2015 BTM BAU GWEC MOD
2020 BTM HIGH GWEC ADV
2025
2030
IEA OUTLOOK 2009
Gráfica 8.1. Estimación de la evolución de la potencia eólica instalada de acuerdo con diferentes estudios realizados (2010-2030). Fuente: Global Wind Energy Outlook 2010 / BTM.
–247–
Si partimos, como valor de referencia, de los 200 GW instalados a finales de 2010, se estima que en la década 2010-2020 se quintuplicará la potencia instalada alcanzándose valores en torno a los 1.000 GW a finales de 2020, y se aumentará en otros 1.000 GW durante la siguiente década hasta llegar a unos 2.000 GW al final del 2030. Todas las estimaciones hechas con anterioridad (incluso las más optimistas, como las incluidas en los estudios de BTM y GWEC) quedaron por debajo del desarrollo alcanzado en estos últimos años.
GW 250
199
200 154
150
137 113
100
50
0
2010 IEA
GWEC moderado
GWEC avanzado
Real
Gráfica 8.2. Comparación de las estimaciones de diferentes estudios (2005-2010) frente al desarrollo real. Fuente: Elaboración CENER.
Las estimaciones preveían un total de entre 113 GW (Agencia Internacional de la Energía) y 154 GW (GWEC) instalados a finales de 2010, cuando se ha finalizado el año con unos 200 GW en operación.
–248–
8. El futuro
Como principales factores que influyen en el desarrollo de la energía eólica hay que destacar: • Tecnología y desarrollo industrial. • Preocupaciones ambientales. • Seguridad de abastecimiento. • Creación de empleo y desarrollo local.
8.1. Tecnología y desarrollo industrial Desde los años 80, cuando los primeros aerogeneradores comerciales fueron instalados, la tecnología eólica se ha perfeccionado enormemente. Las mejoras más importantes que han experimentado las turbinas han sido el aumento del tamaño y del rendimiento, la disminución del peso específico, el incremento de la disponibilidad en funcionamiento, así como la adaptabilidad para su integración en las redes eléctricas. Paralelamente al desarrollo del mercado, la energía eólica ha experimentado una reducción importante en sus costes. Un aerogenerador actual produce anualmente unas 180 veces más electricidad y a menos de la mitad del coste por kilovatio-hora que los aerogeneradores utilizados en las plantas eólicas hace veinte años. En las buenas localizaciones, el viento puede competir en costes con la energía del carbón y del gas. En la actualidad existen un gran número de fabricantes, suministradores de componentes, instaladores, operadores, transportistas y centros tecnológicos, con probada experiencia, distribuidos por todo el mundo, que garantizan la continuidad en el desarrollo de la energía eólica. Como ejemplo podemos citar que en España, de acuerdo con la información suministrada por la Asociación Empresarial Eólica en 2010, existen más de trescientas empresas activas en el sector. A medida que se desarrolla el mercado, la industria eólica se está convirtiendo en uno de los sectores de inversión más atractivos del momento. Los principales fabricantes de aerogeneradores están realizando grandes inversiones en la construcción de nuevas factorías en diferentes países para satisfacer la demanda creciente. Es importante resaltar que el sector está atrayendo el interés de inversionistas tradicionales. En el año 2002, la fábrica de aerogeneradores Enron Wind fue adquirida por General Electric, una de las corporaciones más grandes del mundo. Esta iniciativa fue seguida por Siemens, que en 2004 asumió el control del fabricante danés Bonus Energy. En 2009, la compañía francesa Alstom adquirió
–249–
la española Ecotecnia y en 2010, la gran empresa francesa del sector nuclear Areva adquirió la compañía alemana Multibrid. Es asimismo significativa la decisión de algunas compañías petroleras de poseer una parte en energía eólica. Por ejemplo, la división de energías renovables de Shell ya ha invertido en 740 MW de capacidad eólica, principalmente en Estados Unidos. Estas adquisiciones ponen en evidencia que el viento se está convirtiendo en una tendencia importante en el mercado de la energía.
8.2. Preocupaciones ambientales Es un hecho aceptado que el cambio climático es la mayor amenaza ambiental que enfrenta el mundo, por lo que la urgente necesidad de combatirlo es uno de los factores que está motivando el creciente desarrollo de la energía eólica. La responsabilidad del cambio climático está ligada a la acumulación excesiva en la atmósfera de los gases que producen el efecto invernadero, una tendencia que se acentúa con la cada vez mayor industrialización en el mundo. En lo que concierne al uso de la energía, los causantes principales son los combustibles fósiles, cuya combustión produce el dióxido de carbono, uno de los gases contaminantes. Las fuentes renovables poseen el potencial de disminuir significativamente las emisiones de dióxido de carbono, pero sigue siendo esencial un cambio en la manera de producir y de consumir la energía, además de hacer un uso más eficiente de ella. Sin embargo, el combate contra el cambio climático es solo un factor secundario que impulsa el avance de la energía eólica en los países en desarrollo.
8.3. Seguridad de abastecimiento A nivel mundial, aumenta la inquietud por la amenaza que la inestable situación actual de las fuentes de abastecimiento representa para el crecimiento económico. La demanda global de energía ha estado creciendo a un ritmo muy alto. La Agencia Internacional de Energía (IEA) pronostica que, en el 2030, las necesidades energéticas del mundo serán un 40% superiores a las actuales [2]. Dos terceras partes del aumento se centrarán en China, India y otras economías en rápido desarrollo. En los países industrializados, muchas de las centrales eléctricas más antiguas están llegando al final de su vida útil. La IEA predice que hasta 2030, en los países de la OCDE será necesario instalar unos 4.800 GW de nueva capacidad de generación, incluyendo el reemplazo de las plantas que
–250–
8. El futuro
quedarán fuera de servicio. El efecto potencial del ahorro de energía sobre la demanda global podría ser considerable. Si se implementasen una amplia gama de tecnologías e iniciativas, la demanda de electricidad podría solamente aumentar en un 30% en el 2030. Contrariamente a las incertidumbres que generan las fuentes de combustibles convencionales y sus precios volátiles, la energía eólica es una fuente de energía local y abundante que está disponible prácticamente en todos los países del mundo. No hay costes de combustible, no existen riesgos geopolíticos y, consecuentemente, no hay ninguna dependencia de los suministros importados de regiones políticamente inestables. Por otro lado, en contra de lo que los escépticos habían anticipado, la variabilidad del viento ha producido muy pocos problemas en la gestión de la red de electricidad. Como referencia, en nuestro país se han alcanzado niveles de penetración superiores al 50% en potencia instantánea sin que se hayan generado problemas de estabilidad en la red. Por todo ello, el uso de la energía eólica como fuente de generación eléctrica, apoyada por los recursos requeridos de “back up”, contribuirá positivamente a incrementar la seguridad de suministro energético.
8.4. Empleo y desarrollo local La energía eólica proporciona beneficios económicos a través del empleo que genera su industria. El GWEC calcula que, a nivel mundial, supera los 670.000 puestos de trabajo [3]. La Asociación Empresarial Eólica Española estima en 31.500 el número de empleos directos e indirectos en España [4]. Respecto al desarrollo local, las áreas rurales con buenos recursos eólicos atraen inversiones y empleos para las comunidades aisladas. Un estudio realizado en Estados Unidos por el National Renewable Energy Laboratory (NREL) concluyó que cuando la inversión en energía eólica se desarrolla en las regiones rurales tiene un impacto económico mayor, medido en nuevos trabajos, rentas e impuestos, que el que se produce cuando la inversión se destina a una central eléctrica de combustible fósil [5]. En los países en desarrollo, la energía eólica es atractiva como medio para proporcionar un abastecimiento de electricidad barato y flexible a comunidades dispersas y que a menudo están aisladas del sistema de la red. Su efecto sobre el desarrollo económico puede ser muy importante. Proveer de energía suficiente para la iluminación básica y el uso de algún electrodoméstico puede cambiar sustancialmente la vida doméstica de las personas, sus oportunidades educativas y la viabilidad de las pequeñas empresas.
–251–
Ilustración 8.1. Mural en el parque eólico de Osorio (Rio Grande do Sul - Brasil). Fuente: Archivo CENER.
8.5. Escenarios de evolución de la energía eólica en el mundo Se han realizado varios estudios contemplando diferentes escenarios de desarrollo del mercado eólico. En las referencias [1], [3], [6], [7], [8], [10], [11] y [12] se presentan algunos análisis actualizados de las perspectivas de evolución de la energía eólica a nivel mundial. Entre ellos, hemos seleccionado el documento Global Wind 2010 Report [3], editado por el GWEC y realizado en colaboración con el Centro Alemán Aeroespacial (DLR) y Greenpeace International, del cual presentamos las conclusiones más relevantes. –252–
8. El futuro
En el estudio se examina el potencial futuro de la energía eólica hasta el año 2030. Se presentan tres escenarios diferentes: un escenario de referencia (ER), basado en cifras de la Agencia Internacional de la Energía; un escenario moderado (EM), que supone que los objetivos actuales para la energía renovable se han alcanzado, y un escenario avanzado (EA), que supone que se han adoptado todas las opciones de políticas en favor de las energías renovables. Estos escenarios se ponen en relación con dos escenarios correspondientes a la evolución de la demanda energética global, con un escenario de referencia, en el que el crecimiento de la demanda también está basado en proyecciones de la IEA y un escenario de alta eficiencia energética, en el que se adoptan diferentes medidas de eficiencia energética que producen como efecto una sustancial reducción en la demanda. La gráfica adjunta muestra los resultados globales del estudio realizado para los tres escenarios definidos. Dependiendo del escenario se obtienen porcentajes de contribución de la energía eólica al total de la generación eléctrica muy diferentes: • En el escenario de referencia (ER) se estima que la energía eólica representará, en el 2020, un 4,5-4,8% de la energía eléctrica consumida en el mundo, y entre 4,95,6% para el año 2030. • En el escenario moderado (EM), la contribución de la energía eólica en el año 2020 se situaría en torno al 8,9-9,5% de la energía eléctrica consumida en el mundo, y entre el 15-17,5% para el año 2030. • En el escenario avanzado (EA), la contribución de la energía eólica respecto a la demanda mundial de electricidad, sería un 11,5-12,3% en el 2020 y 18,8-21,8% para 2030.
–253–
Contribución de la Eólica a la cobertura de la demanda 25% 20% 15% 10% 5% 0%
2007
2010
2020
2030
Escenario de referencia Demanda según escenario de referencia Demanda según escenario de alta eficiencia energética Escenario moderado Demanda según escenario de referencia Demanda según escenario de alta eficiencia energética Escenario avanzado Demanda según escenario de referencia Demanda según escenario de alta eficiencia energética
Escenario de referencia
2007
2010
2020
2030
Demanda según escenario de referencia
1,1%
2,3%
4,5%
4,9%
Demanda según escenario de alta eficiencia energética
1,1% 2,3% 4,8% 5,6%
Escenario moderado Demanda según escenario de referencia
1,1%
Demanda según escenario de alta eficiencia energética
1,1% 2,5% 9,5% 17,5%
2,4%
8,9%
15,1%
Escenario avanzado Demanda según escenario de referencia
1,1%
Demanda según escenario de alta eficiencia energética
1,1% 2,5% 12,3% 21,8%
2,5%
11,5%
18,8%
Gráfica 8.3. Perspectiva de desarrollo hasta 2030 en los escenarios considerados. Fuente: GWEC.
–254–
8. El futuro
El gráfico siguiente presenta la estimación de la distribución geográfica de la potencia eólica acumulada en 2020 (832 GW) en el escenario moderado: Desglose regional (%) escenario moderado 2020 Europa 30% Norteamérica 26%
Resto 5%
China 24%
Pacífico 5% África 1% Sur y Centro América 3% India 6% Gráfica 8.4. Distribución geográfica en 2020 según el escenario moderado. Fuente: GWEC.
Los tres escenarios asumen que una proporción del aumento de nueva capacidad de la energía eólica será instalada en mercados emergentes, tales como América del Sur, India y África. La siguiente tabla presenta los resultados desglosados del estudio de prospectiva para el escenario moderado respecto a las inversiones previstas, costes de instalación y número de empleos creados por el sector:
2010
2015
2020
2030
Instalación anual (GW)
40,2
62,9
88,1
148,4
Coste (€/kW)
1329 1258 1208 1116
Inversión (millones €/año)
53.459 79.109 106.504 165.691
Empleo (empleos/año)
629.137
1.033.721
1.422.874
2.372.911
Tabla 8.1. Inversiones y generación de puestos de trabajo estimados según el escenario moderado. Fuente: GWEC.
–255–
De acuerdo con los datos estimados para el escenario moderado, el valor anual de la inversión en el 2030 se situaría en torno a 165.000 millones de euros y el número de empleos superaría los 2,37 millones. La creación de ocupación es un factor crucial, ya que las altas tasas de desempleo siguen siendo una carga para los sistemas sociales de muchos países del mundo. Cualquier tecnología que exija un nivel considerable de mano de obra, tanto cualificada como no cualificada, es de una gran importancia económica y es probable que obtenga un lugar destacado en cualquier decisión política sobre las diferentes opciones de energía. Se han llevado a cabo una serie de evaluaciones sobre los efectos que tendrá la industria eólica sobre el empleo en Alemania, Dinamarca, España y los Países Bajos. El supuesto utilizado en el estudio es que por cada megavatio de potencia instalada anualmente a partir de 2010 se crearán 14 puestos de trabajo anuales tanto directos –suministro de componentes, fabricación, desarrollo de la explotación, instalación, transporte–, como indirectos. Aunque debido a que los procesos de producción se van optimizando, ese nivel podría reducirse, cayendo a 13 puestos de trabajo por megavatio en el 2020, y 12 para el año 2025. Por otro lado, las operaciones regulares y los trabajos de mantenimiento de los parques eólicos tienen una contribución adicional de 0,33 empleos por cada megavatio de capacidad acumulada. Bajo estos supuestos, en el escenario moderado, el sector eólico se convertiría en un motor para la ocupación, proporcionando empleo a más de 2,3 millones de personas en todo el mundo para 2030. La reducción de los niveles de dióxido de carbono emitido a la atmósfera es el beneficio ambiental más importante de la generación de energía eólica. El dióxido de carbono es en gran parte el gas responsable de exacerbar el efecto invernadero, lo que lleva a las consecuencias desastrosas del cambio climático global. La tecnología eólica moderna tiene un balance energético excelente. El coste de las emisiones de CO2 relacionadas con la fabricación, instalación y mantenimiento de un aerogenerador durante su ciclo de vida promedio –20 años–, se amortizan entre los primeros tres y nueve meses de funcionamiento. El beneficio que se obtiene de la reducción de dióxido de carbono depende del combustible o combustibles que el viento desplaza. Cálculos realizados por el Consejo Mundial de Energía muestran una gama de niveles de emisión de dióxido de carbono para los diferentes combustibles fósiles. Partiendo de la hipótesis de que el carbón y el gas seguirán representando la mayor parte de la generación de electricidad en los próximos 20 años, tiene sentido utilizar una cifra de 600 kg/MWh como valor promedio para la reducción de dióxido de carbono que se obtendrá de la generación eólica. Este supuesto se justifica por el hecho de que más de la mitad de la capacidad de generación eólica acumulada esperada para el año 2020 se instalará en las regiones de la OCDE
–256–
8. El futuro
(América del Norte, Europa y el Pacífico), donde hay una fuerte tendencia a la sustitución del carbón por gas para la generación de electricidad. Fuera de la OCDE, la reducción de CO2 en general será mayor debido al uso generalizado de las centrales eléctricas de carbón. En el escenario moderado se estima que la energía eólica contribuirá a un ahorro anual de CO2 de más de mil doscientos millones de toneladas en 2020, aumentando a dos mil seiscientos millones de toneladas en 2030. Como conclusión, queremos remarcar que todos los escenarios estudiados sobre el futuro de la energía eólica muestran la enorme potencialidad del sector para cubrir una parte importante del suministro eléctrico en los próximos años. Solo falta la voluntad política adecuada para promover su despliegue a gran escala, implementando las acciones requeridas para posibilitar su desarrollo. Estas acciones quedan explicitadas como resultado de los estudios realizados en la definición del escenario. Con medidas adecuadas de incremento de la eficiencia energética, antes del 2030 la energía eólica podría abastecer entre el 15 y el 20% de las necesidades mundiales de electricidad.
8.6. Escenarios de evolución de la energía eólica en España en el horizonte de 2030 De acuerdo con la Directiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo y del Consejo de 23 de abril de 2009 relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables y de la Decisión de la Comisión Europea de 30 de junio de 2009, se ha elaborado un borrador del Plan de Energías Renovables 2011-2020 en España [9]. En el documento se definen los objetivos energéticos para el periodo 2011-2020, a partir de los resultados del estudio realizado sobre escenarios energéticos en el horizonte de 2020. La tabla siguiente resume los objetivos en el sector eléctrico:
–257–
Tabla 8.2. Objetivos del PER 2011-2020 en el sector eléctrico. Fuente: MICYT.
El objetivo fijado para la energía eólica en 2020 es alcanzar 35,75 GW de potencia instalada, con una producción anual bruta de 73.485 GWh, lo que representaría el 49% de toda la producción eléctrica con energías renovables. En el documento se indica textualmente: «se sigue apostando por la tecnología eólica terrestre, al ser una tecnología madura y muy cercana a la competitividad con la generación eléctrica convencional, y cuyo crecimiento se atribuye tanto a la construcción de nuevos parques eólicos como a la repotenciación de los obsoletos. Asimismo, se espera un incremento anual progresivo de la potencia eólica marina instalada, la cual empezaría a entrar en servicio alrededor de la mitad de la década». En el informe se incluye un análisis de la evolución del coste estimado para las diferentes fuentes renovables. La gráfica siguiente resume los resultados obtenidos: –258–
8. El futuro
Gráfica 8.5. Comparación de costes levelizados. Fuente: MICYT.
De acuerdo con los resultados, la energía minihidráulica y la eólica terrestre pueden tener competitividad con el mercado eléctrico a partir de 2015 y 2017 respectivamente y la eólica marina en 2020. Textualmente se indica: «Lo más significativo será, sin duda, la entrada en competencia de la eólica terrestre, por la potencia instalada actualmente (alrededor de 20 GW) y por el objetivo fijado para 2020 (35 GW). Buena parte de los nuevos 15 GW que se deben promover en el marco del PER 2011-2020 van a tener una contribución muy pequeña a los costes del sistema eléctrico».
–259–
Emisiones evitadas en el período 2011-2020 (tCO2) Energías renovables - Generación de electricidad (*) Hidroeléctrica normalizada
592.172
Eólica normalizada
62.712.996
Eólica marina
1.554.616
Solar termoeléctrica
32.569.924
Solar fotovoltaica
12.934.085
Biomasa
10.587.673
Biogás
3.093.316
RSU renovable
1.586.777
Energías del mar
235.108
Geotermia
217.767
Total áreas eléctricas
126.084.435
*Emisiones evitadas frente a centrales de ciclo combinado de gas natural en generación eléctrica con un rendimiento medio del 50%.
Tabla 8.3. Emisiones acumuladas (2011-2020) de CO2 evitadas por el nuevo parque de energías renovables del PER 2011 - 2020. Fuente: MICYT.
El nuevo escenario definido por el CENER se extrapola al periodo 2010-2030, de acuerdo con Participaciónpor de laslaERUE en lade cobertura de en la energía primaria 2005 -2030 el objetivo recientemente adoptado cubrir el 2020 el 20% de la energía primaria con las fuentes energéticas renovables. El objetivo fijado para el 2030 es alcanzar el 25% de la cobertura total de la energía primaria. El siguiente gráfico presenta los objetivos de cobertura en el nuevo escenario definido: (%) 30 25 20 15 10 5 0 2000
2005
2010
2015
2020
2025
2030
2035
Gráfica 8.6. Cobertura de la energía primaria mediante ER en el escenario 2010 - 2030. Fuente: CENER.
–260–
8. El futuro
En base a estas hipótesis, y con criterios similares a los adoptados para el escenario definido en el estudio de planificación, se han calculado los datos de demanda de energía eléctrica y de producción de las plantas eólicas. Respecto a la demanda de energía eléctrica, se ha reducido el índice de crecimiento contemplando la implantación de nuevas políticas de ahorro y eficiencia energética. En cuanto a la producción de las instalaciones eólicas se ha mantenido el mismo factor de capacidad para las nuevas plantas instaladas que el utilizado en el ejercicio de planificación para el periodo 2011-2020. La tabla siguiente presenta los datos obtenidos:
2010
Eólica (GWh) Demanda (GWh)
2015
2030
55.703
73.485
90.000
259.940
308.470
350.584
400.000
20,96%
22,5%
Estimación de16,43% la potencia eólica acumulada 18,06% (MW)
Porcentaje de cobertura
2020
42.702
Tabla 8.4. Evolución prevista de la demanda eléctrica y generación eólica (2010-2030). Fuente: CENER.
De acuerdo con los resultados del estudio, la energía eólica cubriría el 20,96% de la demanda eléctrica en el 2020 y el 22,5% en el 2030. Para alcanzar los objetivos propuestos, la energía eólica debería incrementar su potencia instalada hasta 35,75 GW en el año 2020 y hasta 43,8 GW en el 2030, según se muestra en la gráfica siguiente: 50.000
43.800
45.000 40.000
35.750
(MW)
35.000
29.000
30.000 25.000 20.000
20.676
15.000 10.000 5.000 0
2010
2015
2020
2030
Gráfica 8.7. Estimación potencia eólica acumulada en el escenario 2010-2030. Fuente: CENER.
–261–
Respecto a la disponibilidad de emplazamientos para las instalaciones contempladas en el escenario definido, no hemos de olvidar que los objetivos actuales de las Comunidades Autónomas llevan a un valor de 37 GW, y en su mayoría están fijados en base a los estudios realizados sobre el recurso disponible y la disponibilidad de emplazamientos. Por otro lado, en los estudios realizados por las Comunidades Autónomas no se ha considerado el potencial de las instalaciones eólicas marinas, que de acuerdo con las estimaciones actuales [17] podrían alcanzar valores superiores a los 25 GW para el 2020.
Capacidad Área ocupada AEY (GWh) (GW) (km2) Bélgica
23.077
Dinamarca
95.126
27,79
3.474
3,98
Finlandia
18.366
13,40
1.675
2,66
Francia
106.065
32,78
4.097
6,27
40.766
11,54
1.443
5,47
Alemania
6,67
834
% de la superficie disponible 33,37
Grecia
2.755
3,30
413
1,91
Irlanda
56.935
15,34
1.917
3,19
Italia
26.014
16,98
2.122
4,36
Países Bajos
24.046
6,56
820
1,62
Portugal
39.188
12,74
1.592
16,07
España
77.831
25,52
3.190
9,57
Suecia
47.161
17,26
2.157
1,99
46,75
5.844
1,97
236,62
29.578
3,38
Reino Unido
163.566
Total
720.896
Tabla 8.5. Potencial de la eólica marina en Europa para el 2020. Fuente: Garrad & Hassan.
Como conclusión general, el escenario definido será alcanzable si se llevan a cabo las acciones adecuadas.
–262–
8. El futuro
8.7. Claves de la evolución previsible en España: costes, retribución, adecuación a la red, tecnologías de almacenamiento y eólica off-shore Entre las acciones principales para estimular el mercado que han contribuido al exitoso desarrollo de la energía eólica en nuestro país hay que resaltar el mecanismo de pago elegido para la electricidad generada por las fuentes renovables contemplado en el Decreto 436/2004. El informe de la EWEA Support Schemes for Renewable Energy: A comparative Analysis of Payment Mechanism in the EU [18], resultado del proyecto europeo RE-Xpansion, en sus conclusiones finales indica que, según la experiencia acumulada, la tarifa fija para la generación de origen renovable o los subsidios para cumplimentar el precio del mercado han demostrado ser los mecanismos más adecuados para el desarrollo del mercado eólico en Europa, como ha sido el caso de los tres países líderes. Asimismo, se apunta como principal barrera en la ampliación del mercado la limitación existente en la capacidad de evacuación de energía de la red eléctrica. El problema es más crítico en nuestro país que en otras naciones europeas que se poseen interconexiones más sólidas con los estados limítrofes. Para resolver este problema, se están llevando a cabo acciones concertadas entre las compañías eléctricas y los promotores de parques eólicos en colaboración con las Comunidades Autónomas. El esfuerzo realizado en nuestro país para la mejora de la integración de los sistemas eólicos en la estructura eléctrica existente, tanto a través de los proyectos realizados para la predicción de la producción energética, los proyectos encaminados a contribuir positivamente al equilibrado de la red, la respuesta ante los huecos de tensión o la contribución de energía reactiva al sistema, nos han situado en posición puntera con respecto a los demás países. No obstante es importante seguir avanzando en la modificación de la actual estructura eléctrica existente, que se construyó basándose en grandes plantas de generación centralizadas, hacia los nuevos sistemas de generación distribuida en los que las fuentes de energía renovables representarán un importante papel. Esta acción se deberá realizar no solo para mejorar las posibilidades de integración de futuras plantas eólicas en el sistema eléctrico, sino para todas las nuevas alternativas asociadas a los sistemas de generación distribuida en desarrollo. La evolución de las nuevas tecnologías de almacenamiento energético y la de aplicaciones específicas como la producción de hidrógeno o la desalación de agua contribuirán muy positivamente al desarrollo de todas las fuentes de energías renovables.
–263–
Por otro lado la contribución de las plantas eólicas a la reducción de la emisión de gases de efecto invernadero, junto con la creación de empleo y su contribución al desarrollo local, son aspectos positivos de la energía eólica muy valorados por la sociedad. El impacto visual de los parques eólicos es generalmente aceptado, pues se valoran los aspectos medioambientales por encima de las afectaciones negativas, si bien existen pequeños grupos que reclaman mayor control en el sector. La conclusión general es que se deben continuar las acciones que se están llevando a cabo para mantener el crecimiento del mercado nacional, entre las que hay que destacar como prioritarias: • El mantenimiento de una política de precios adecuada, que permita competir en el mercado hasta que se realice el proceso de internalización de los costes externos de las fuentes convencionales de producción energética • La potenciación de la mejora de la estructura eléctrica • La armonización de los estudios de impacto medioambiental requeridos en las diferentes comunidades autónomas. Mención aparte merece el futuro mercado de plantas eólicas marinas y el de los aerogeneradores de pequeña potencia (inferior a 100 kW) conectados a las redes de distribución. Ambos sectores suponen nuevos nichos del mercado eólico que requieren acciones específicas para su desarrollo.
8.8. Eólica marina A finales de 2010 había instalados 3.554 MW en plantas eólicas marinas (PEM). Desde que se instaló la primera planta de demostración en 1992, en Vindeby (Dinamarca), hasta el momento actual se ha pasado por un periodo de desconfianza, cuando la atención se centraba en el creciente mercado en desarrollo, seguido de otro de euforia generalizada, especialmente después de la instalación de las grandes plantas de Horns Rev y Nysted (2002-2003). La mayor parte de la potencia instalada se halla en Dinamarca y el Reino Unido y los nuevos desarrollos se sitúan principalmente en Alemania y el Reino Unido. Por lo general, las instalaciones están ubicadas en áreas con profundidades por debajo de los 20 m y distancias a la costa menores de 15 kilómetros. El objetivo de la Unión Europea de alcanzar 10 MW en 2010 no se ha cumplido debido a los retrasos que se han producido en varios de los países. Por otro lado, los problemas ocurridos en las instalaciones previas, en parte motivados por la urgencia con la que fueron realizadas, han generado una cierta cautela en los inversores, que ahora prefieren avanzar de forma más pausada, basándose en la experiencia obtenida y en procesos de desarrollo adecuados a las necesidades –264–
8. El futuro
del sector. No obstante, la opinión generalizada es que el mercado de instalaciones marítimas continuará creciendo durante el periodo 2010-2030, esperándose un despegue definitivo en 2012. De acuerdo con las estimaciones realizadas por la EWEA, se espera que en Europa se alcancen entre 40 y 55 GW para 2020. El objetivo fijado para 2030 es llegar a 150 GW de potencia eólica marina instalada [19]:
160 140
GW
120 100 80 60 40 20 0
2010
2015
2020
2025
2030
Gráfica 8.8. Previsiones de potencia instalada en PEM en la UE (2010-2030). Fuente: EWEA.
Respecto al desarrollo específico de la tecnología para el sector eólico marino, desde la instalación de la primera planta de demostración en 1992 hasta el momento actual se ha realizado un proceso de desarrollo tecnológico basado fundamentalmente en adecuar la tecnología de aerogeneradores existente al entorno marino, pero sin haber realizado importantes desarrollos tecnológicos específicos para el sector. Los problemas experimentados en las plantas en operación, junto con los resultados obtenidos en proyectos de I+D dentro del sector, muestran claramente la necesidad de desarrollar nuevos conceptos tecnológicos más adecuados para este tipo de instalaciones que permitan facilitar las tareas de transporte e instalación, minimizar los tiempos y costes de O&M, aumentar la fiabilidad de los mismos y maximizar la producción energética, todo lo cual debe contribuir a reducir los costes finales de generación. Es evidente que en el caso de la energía eólica marina las soluciones óptimas en cuanto aerogeneradores, es decir, las más económicas dentro de las limitaciones técnicas, no tienen necesariamente que coincidir con las soluciones actuales para energía eólica terrestre, teniendo en cuenta la clara diferencia entre las condiciones ambientales de funcionamiento. –265–
El desarrollo de aerogeneradores concebidos especialmente para un medio marino será necesario para conseguir mejoras importantes en la rentabilidad de proyectos en el mar. A pesar de que actualmente las instalaciones eólicas en el mar solo representan una pequeña parte de las existentes, el desarrollo de la tecnología offshore es uno de los retos más importantes de la tecnología eólica para los próximos años. Las limitaciones de tamaño que impone el transporte terrestre no tienen lugar en las instalaciones marinas, lo que ha originado que se aborden diseños de máquinas de varios megavatios de potencia nominal, algunos de los cuales ya están operando como prototipos. Las especiales condiciones de operación de los aerogeneradores offshore ha obligado a los distintos fabricantes a incorporar en los actuales diseños importantes modificaciones para su funcionamiento en entornos marinos: condiciones ambientales, operación, mantenimiento y accesibilidad, lo que ha sido denominado «marinización» de la tecnología eólica, iniciándose en la actualidad una nueva tendencia de diseño de aerogeneradores totalmente concebidos para su operación en plantas offshore. Por último, el desarrollo de plataformas adecuadas para instalación de plantas eólicas en zonas de aguas profundas (más de 50 m) es fundamental para el desarrollo del mercado. Es importante destacar el esfuerzo que se está realizando a nivel nacional, con importantes proyectos de investigación y desarrollo de la tecnología eólica marina para aguas profundas, muchos de ellos financiados dentro de programas nacionales. En la tabla siguiente se presentan algunos de los proyectos más relevantes en los que están involucradas empresas nacionales:
Proyecto
Financiación
Líder
Otros participantes
UPWIND FP6 RISO (DK)
Ecotecnia, Robotiker, CENER, Fiberblade Eólica S. A.
EOLIA CENIT -CDTI Acciona Energía
CENER, Ingenteam, Vicinay Cadenas, Tinamenor S. A.
Tecnalia, Alstom, IREC, CENER.
EMERGE
INNPACTO - CDTI
Iberdrola
AZIMUT CENIT - CDTI Gamesa
Alstom Wind, Acciona Windpower, Iberdrola Renovables, Acciona Energía, CENER.
MARINA PLATFORM FP7
Acciona Energía, Robotiker-Tecnalia.
Acciona Energía
Acciona Energía, Vicinay Cadenas, HIPERWIND FP7 IWES (D) Robotiker-Tecnalia.
Tabla 8.6. Proyectos más relevantes de I+D en eólica marina, con participación española.
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8. El futuro
Asimismo existen varias iniciativas para la creación de plataformas marinas de investigación y desarrollo en territorio nacional, como la planta Zefir en Tarragona, impulsada por el Institut de Recerca en Energia de Catalunya, el Centro de Pruebas de Ubiarco, en Santillana del Mar, promocionada por Sodercan, el centro de investigación de energías marinas BIMEP, que se ubicará en Armintza, a unos 30 kilómetros al norte de Bilbao, o la planta que el consorcio público Megaturbinas Arinaga esta gestionando en una zona del Muelle de Arinaga de Gran Canaria.
Ilustración 8.2. Transporte de torre flotante del Centro de Ubiarco (Cantabria). Fuente: Archivo CENER.
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Referencias 1. Perspectivas globales de la energía eólica 2006. Global Wind Energy Council (GWEC), 2006. 2. World Energy Outlook 2010. Executive Summary. International Energy Agency. 3. Global Wind 2010 Report. Global Wind Energy Council (GWEC). 4. Eólica 2010. Asociación Empresarial Eólica, 2010. 5. Energy from Offshore Wind. NREL, 2006. 6. World Market Update 2010. Forecast 2011-2015. BTM Consult ApS, 2011. 7. Global Wind Power Development. A 2030 Scenario. BTM Consult ApS. 8. World Wind Energy Report 2010. World Wind Energy Association (WWEA). 9. Plan de energías renovables 2011-2020. IDAE, 2011. 10. Wind Energy in Europe – The Facts. Executive Summary. EWEA. 11. «Le Baromètre Éolien». Systems Solaires n.º 177. Euro Observer Project. Feb 2007. 12. WindEnergy Study 2006. Market Assessment of the Wind Energy Industry up to the Year 2014 DEWI, 2006. 13. Wind Energy: A vision for Europe in 2030. European Wind Energy Technology Platform, 2007. 14. Renovables 100%: Un sistema eléctrico renovable para la España peninsular y su viabilidad económica. Greenpeace España, marzo 2007. 15. [r]evolución energética. Perspectiva mundial de la energía renovable. Greenpeace y EREC, 2007. 16. Viento en Popa. La necesidad de un plan eólico marino en España. Greenpeace, 2003. 17. Sea Wind Europe. Greenpeace, 2004. 18. Support Schemes for Renewable Energy: A comparative Analysis of Payment Mechanism in the EU.EWEA, 2004. 19. The European offshore wind industry – key trends and statistics 2009. EWEA, 2009.
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Anexo 1
Anexo 1 Glosario de términos
1. Máquinas y componentes • Aerogenerador: Aeroturbina en la que la energía mecánica producida se transforma en energía eléctrica. • Aeroturbina, aeromotor: Máquina para la obtención de energía mecánica a partir de la energía del viento. • Aeroturbina de eje horizontal: Máquina eólica en la que el eje de giro de la superficie de captación es horizontal o presenta un pequeño ángulo respecto a la horizontal. • Aeroturbina de eje vertical: Máquina eólica en la que el eje de giro de la superficie de captación es vertical. • Borde de ataque: Puntos de las secciones transversales de la pala más adelantados respecto a la corriente incidente. • Borde de salida: Puntos de las secciones transversales de la pala más atrasados respecto de la corriente incidente. • Buje: Elemento de la aeroturbina en el que van fijadas las palas y que conecta con el sistema de transmisión. • Capota: Cubierta de la góndola para protección de los equipos que en ella se encuentran frente a los agentes atmosféricos. • Conicidad del rotor: Ángulo de inclinación de las palas respecto al plano de rotación. • Corona de orientación: Corona fijada a la torre sobre la que se asienta la góndola y que dirige el giro de la misma siguiendo la dirección del viento. • Cuerda: Distancia, medida en la sección transversal de la pala, entre el borde de ataque y el borde de salida de esta. • Eje de alta (velocidad): Eje de rotación del tren de potencia que gira a una velocidad de rotación apropiada para su acoplamiento al generador eléctrico.
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• Eje de baja (velocidad): Eje de rotación del tren de potencia que gira a la velocidad de rotación del rotor al cual está rígidamente unido. • Envergadura de la pala: Longitud total de la pala. • Estructura soporte: Parte de la aeroturbina que comprende la torre y la cimentación. • Freno: Dispositivo capaz de reducir la velocidad de rotación de la aeroturbina o parar el movimiento de rotación. • Freno aerodinámico: Dispositivo de frenado cuyo principio de actuación es fundamentalmente aerodinámico. • Freno mecánico: Dispositivo de frenado mediante procedimientos mecánicos de rozamiento entre superficies. • Góndola: Conjunto de plataforma, equipos situados sobre la misma y carcasa. • Inclinación del rotor: Ángulo de inclinación del eje del rotor respecto a la horizontal. • Multiplicador: Elemento que acondiciona las vueltas a las que gira el rotor del aerogenerador a las vueltas a las que gira el generador eléctrico. • Nariz: Cubierta del buje para protección frente a los agentes atmosféricos y carenado aerodinámico. • Pala: Elemento del rotor con forma aerodinámica que produce las fuerzas necesarias para mover el rotor y producir potencia. • Parque eólico: Agrupación de aerogeneradores para aprovechamiento de la energía eólica a gran escala. • Rotor: Sistema de captación de la energía cinética del viento, se compone de palas y buje. • Rotor a barlovento: Se dice que el rotor se encuentra a barlovento (de la torre) si el viento pasa primero por el rotor y luego por la torre. • Rotor a sotavento: Se dice que el rotor se encuentra a sotavento (de la torre) si el viento pasa primero por la torre y luego por el rotor. • Sistema de cambio de paso: Conjunto de mecanismos que permiten variar el ángulo de paso de las palas. • Sistema de control: Subsistema que recibe la información sobre la condición de la aeroturbina y/o las condiciones medioambientales y ajusta la aeroturbina en consecuencia para mantener a esta dentro de sus límites operacionales.
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Anexo 1
• Sistema de orientación: Conjunto de mecanismos que posicionan el eje del rotor de una aeroturbina de eje horizontal en la dirección del viento. • Torre soporte: Estructura que soporta la góndola de la aeroturbina. • Torsión de la pala: Ángulo geométrico que forma la cuerda de una determinada sección transversal de la pala con la cuerda de la sección situada en punta de pala. • Tren de potencia: Conjunto de elementos que transmiten y condicionan el par motor producido por el rotor al generador eléctrico.
2. Meteorología • Distribución de Rayleigh: Función de distribución de Weibull para el caso particular de k = 2. • Distribución de Weibull: Función de probabilidad usada para describir la distribución de la velocidad de viento a lo largo de un periodo de tiempo (usualmente un año). • Dirección predominante: Dirección del viento que se registra con mayor frecuencia. • Espectro de turbulencia: Distribución de la energía cinética turbulenta en función de la frecuencia de los torbellinos. • Exponente de cortadura: Exponente de la ley de cortadura potencial de viento. • Intensidad de turbulencia: Relación de la desviación estándar de la velocidad de viento con la velocidad media, determinada a partir de un mismo conjunto de datos medidos de la velocidad de viento, tomadas sobre un mismo periodo de tiempo especificado. • Isoventas: Líneas de un mapa eólico que unen puntos de igual velocidad media. • Ley de cortadura de viento: Expresión matemática de la variación de la velocidad de viento con la altura. Las leyes de cortadura comúnmente empleadas son la ley logarítmica y la ley potencial. • Longitud de escala turbulenta: Longitud de onda para la que la densidad de potencia espectral longitudinal adimensionalizada es igual a 0,05. • Longitud de rugosidad: Altura extrapolada a la cual la velocidad se anula si se supone un perfil vertical de viento de tipo logarítmico. • Mapa eólico: Mapa en donde se consignan diversos datos de tipo eólico, tales como velocidades medias de viento, direcciones predominantes, regularidad, etc.
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• Perfil vertical de viento: Variación de la velocidad del viento con la altura sobre el suelo. • Ráfaga: Variación temporal de la velocidad de viento que puede ser caracterizada por su amplitud, duración, aceleración y a veces también por su forma. • Rosa de los vientos: Distribución de la dirección del viento en un diagrama polar. • Turbulencia: Variación temporal y espacial de la velocidad del viento. • Velocidad de viento extrema: Máxima velocidad de viento promediada en t segundos que se espera se produzca en un especificado periodo de tiempo de T años (periodo de recurrencia). • Velocidad media: Media estadística de la velocidad del viento registrada a lo largo de un determinado intervalo que se especifica (normalmente 10 minutos o 1 hora). • Velocidad media anual: Valor medio de las velocidades de viento medias obtenidas a lo largo de un año. • Viento geostrófico: Velocidad de viento no perturbado fuera de la capa límite terrestre. • Viento de referencia: Velocidad de viento extremo usado para definir la «clase» de la aeroturbina en la normativa sobre aerogeneradores. • Viento de supervivencia: Velocidad de viento extrema que la aeroturbina o sus elementos está diseñada para soportar (término en desuso actualmente).
3. Actuaciones, parámetros de diseño y seguridad • Actuaciones: Conjunto de características funcionales del aerogenerador en función de las características ambientales y parámetros de operación del aerogenerador. • Altura de referencia: Valor convencional de la altura, utilizada para convertir la velocidad del viento a condiciones de referencia. • Altura del buje: Altura sobre el suelo del centro del rotor. • Amplificación dinámica: Factor por el que se incrementan las cargas debido a efectos dinámicos respecto a las mismas cargas aplicadas de forma estática. • Ángulo de ataque: Ángulo que forma el vector velocidad de viento incidente sobre un perfil con la cuerda del perfil.
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Anexo 1
• Ángulo de paso: Ángulo que forma la cuerda de la sección transversal de punta de pala con el plano del rotor (constante en las aeroturbinas de paso fijo y variable en las aeroturbinas de paso variable). • Área barrida: Área de la proyección sobre un plano perpendicular al vector velocidad de viento del círculo descrito por la punta de la pala durante su giro. • Caso de carga: Situación definida en la cual la estructura puede suponerse que está expuesta a esfuerzos que pueden conducir al fallo y/o contribuir a la fatiga del material (un caso de carga se define en términos del modo operacional de la aeroturbina, parámetros de situación ambiental y otros parámetros de operación aplicables a esa situación). • Coeficiente de par: Par motor del aerogenerador adimensionalizado con el par que resulta de aplicar la fuerza que produce el viento debido a su presión dinámica sobre una superficie igual al área del rotor con un brazo igual al radio del rotor. • Coeficiente de potencia: Potencia del aerogenerador adimensionalizada con la energía del viento que atraviesa el rotor del aerogenerador en la unidad de tiempo. • Coeficiente de tracción: Fuerza de empuje que actúa sobre el rotor de una aeroturbina adimensionalizada con la fuerza que produce el viento sobre una superficie igual al área del rotor debida a su presión dinámica.𝐶 • Curva de potencia: Potencia suministrada por la aeroturbina en función de la velocidad del viento. • Curva de potencia medida: Tabla y gráfico que representa la potencia de salida de un aerogenerador medida, corregida y normalizada en función de la velocidad del viento medida según un procedimiento bien definido. • Curva potencia extrapolada: Extensión de la curva de potencia medida, estimando la potencia de salida desde la máxima velocidad de viento medida hasta la velocidad de corte. • Disponibilidad: Porcentaje de tiempo en un periodo determinado que una máquina ha estado disponible para funcionar. • Embalamiento: Condición de avería del aerogenerador caracterizada por la inexistencia de par resistente que contrarreste el par motor del rotor produciéndose un aumento considerable de su velocidad de rotación. • Energía anual específica: Energía anual producida por un aerogenerador por metro cuadrado de área barrida. • Estado límite: Estado de una estructura y de las cargas que actúan sobre ella mas allá de la cual la estructura no satisface los requerimientos de diseño.
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• Estado límite último: Estado límite correspondiente al peligro de fallo, grandes desplazamientos o deformaciones comparables al fallo. • Estela: Zona situada a sotavento de un obstáculo (aeroturbina) cuyo campo fluido se encuentra perturbado por la presencia de este. • Factor de capacidad: Porcentaje de tiempo que un aerogenerador tendría que haber estado funcionando a la potencia nominal para producir la misma cantidad de energía en el periodo de tiempo considerado. • Factor de operación: Relación entre la potencia media a la cual ha estado funcionando un aerogenerador durante un periodo de tiempo y su potencia nominal. • Fallo catastrófico: Desintegración o colapso de un componente o estructura que entraña la pérdida de una función vital con consecuencias para la seguridad. • Fallo latente: Fallo de un componente o sistema que permanece sin detectar durante la operación normal. • Fatiga: Mecanismo de fallo de los materiales que aparece como consecuencia de la aplicación de cargas cíclicas. • Frecuencias propias: Frecuencias de oscilación libre de un sistema. • Guiñada: Rotación del eje del rotor alrededor de su eje vertical (solo para máquinas de eje horizontal). • Horas equivalentes: Número de horas que un aerogenerador tendría que haber estado funcionando a la potencia nominal para producir la misma cantidad de energía en el periodo de tiempo considerado (factor de capacidad expresado en horas). • Lambda: Letra griega por la que comúnmente se conoce a la relación entre la velocidad de punta de pala debida a la rotación y la velocidad del viento. • Límite de Betz: Máximo valor del coeficiente de potencia físicamente alcanzable por el rotor de una aeroturbina (Cpmáx. = 0,593). • Límites de diseño: Valores máximos o mínimos usados en un diseño. • Método de los intervalos: Método de distribución de datos en intervalos iguales o «bins», por el cual el promedio de los datos de cada bin se asigna al valor central del intervalo. • Número de Reynolds: Relación entre las fuerzas de inercia y las fuerzas de viscosidad que aparecen sobre un cuerpo debido al movimiento de un fluido alrededor de él.
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Anexo 1
• Parada de emergencia: Parada rápida de la aeroturbina accionada por un sistema de protección o por intervención manual. • Parada normal: Una parada en la cual todas sus etapas se encuentran bajo el control del sistema de control de la aeroturbina. • Pérdida: Separación de la capa límite fluida que aparece sobre el extradós de una superficie aerodinámica cuando se sobrepasa el ángulo de ataque de sustentación máxima, provocando una caída brusca de la sustentación y un aumento de la resistencia aerodinámica. • Posición de bandera: Posición de seguridad de las palas del rotor, perpendicular al plano del mismo, de tal manera que el par motor que se puede producir es mínimo. • Potencia media: Potencia constante a la que un aerogenerador tendría que haber estado funcionando para producir la energía generada en el periodo considerado. • Potencia nominal: Potencia eléctrica especificada por el fabricante en la placa de características de la aeroturbina. • Ralentí o giro en vacío: Estado de un aerogenerador en rotación lenta y sin producción de energía. • Resonancia: Fenómeno que aparece en un sistema oscilatorio en el cual la frecuencia de las fuerzas excitadoras es muy próxima a la de oscilación libre del sistema. • Seguro al fallo: Método de construcción o diseño que garantiza que la seguridad de la aeroturbina se mantiene incluso en caso de fallo de un componente o fallo de la red. • Situación de diseño: Combinación de modos de operación y condiciones externas que deben ser analizadas en la fase de diseño de una aeroturbina. • Solidez: Relación entre el área de la proyección de las palas sobre el plano del rotor y de área barrida. • Sombra de torre: Distorsión del campo fluido que produce la torre en la zona próxima a ella. • Terreno complejo: Terreno que presenta variaciones topográficas notables y obstáculos que pueden causar distorsión del flujo de aire. • Velocidad de arranque: Menor velocidad de viento a la altura del buje a la cual la aeroturbina produce energía. • Velocidad de corte: Velocidad de viento máxima de funcionamiento de la aeroturbina.
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• Velocidad de rotación: Velocidad de giro de una aeroturbina alrededor de su eje. • Velocidad nominal: Velocidad de viento mínima a la cual la aeroturbina produce la potencia nominal. • Vida segura a fatiga: Tiempo de vida en servicio durante el cual se asegura que un elemento resistente no va a fallar por fatiga.
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Anexo 1 9. Glosario
Enlaces de interés
• CENTRO NACIONAL DE ENERGÍAS RENOVABLES (CENER): http://www.cener.com/ • CENTRO DE INVESTIGACIONES ENERGÉTICAS MEDIOAMBIENTALES Y TECNOLÓGICAS (CIEMAT): http://www.ciemat.es/ • ASOCIACIÓN EMPRESARIAL EÓLICA: http://www.aeeolica.org/ • PLATAFORMA EÓLICA TECNOLÓGICA: http://www.reoltec.net/ • A SOCI ACIÓN DE PRODUC TOR E S DE ENE RGÍ A S R ENOVA BLE S (A PPA): http://www.appa.es/ • THE EUROPEAN WIND ENERGY ASSOCIATION: http://www.ewea.org/ • THE EUROPEAN TECHNOLOGY PLATFORM FOR WIND ENERGY (TPWind): http://www.windplatform.eu/ • THE EUROPEAN ACADEMY OF WIND ENERGY: http://www.eawe.eu/ • INTERNATIONAL ENERGY ASSOCIATION – WIND: http://www.ieawind.org/ • GLOBAL WIND ENERGY COUNCIL: http://www.gwec.net/ • WORLD WIND ENERGY ASSOCIATION: http://www.wwindea.org/home/index.php • AMERICAN WIND ENERGY ASSOCIATION : http://www.awea.org/
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