Análisis técnico-económico de dos tipos de configuraciones de parques eólicos marinos y su aplicación a un emplazamiento de la costa española

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Texto completo

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PROYECTO FIN DE MÁSTER

ANÁLISIS MEDIOAMBIENTAL Y ECONÓMICO DE LA

IMPLANTACIÓN DE UN PARQUE EÓLICO MARINO EN LA

COSTA ESPAÑOLA.

Autora: Inés Camacho Erice

Directora: María del Mar Cledera Castro

Coordinador: José Ignacio Linares Hurtado

Madrid

Julio 2018

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1º. Declaración de la autoría y acreditación de la misma.

El autor D. INÉS CAMACHO ERICE DECLARA ser el titular de los derechos de propiedad intelectual de la obra: ANÁLISIS MEDIOAMBIENTAL Y ECONÓMICO DE LA IMPLANTACIÓN DE UN PARQUE EÓLICO MARINO EN LA COSTA ESPAÑOLA, que ésta es una obra original, y que ostenta la condición de autor en el sentido que otorga la Ley de Propiedad Intelectual.

2º. Objeto y fines de la cesión.

Con el fin de dar la máxima difusión a la obra citada a través del Repositorio institucional de la Universidad, el autor CEDE a la Universidad Pontificia Comillas, de forma gratuita y no exclusiva, por el máximo plazo legal y con ámbito universal, los derechos de digitalización, de archivo, de reproducción, de distribución y de comunicación pública, incluido el derecho de puesta a disposición electrónica, tal y como se describen en la Ley de Propiedad Intelectual. El derecho de transformación se cede a los únicos efectos de lo dispuesto en la letra a) del apartado siguiente.

3º. Condiciones de la cesión y acceso

Sin perjuicio de la titularidad de la obra, que sigue correspondiendo a su autor, la cesión de derechos contemplada en esta licencia habilita para:

a) Transformarla con el fin de adaptarla a cualquier tecnología que permita incorporarla a internet y hacerla accesible; incorporar metadatos para realizar el registro de la obra e incorporar “marcas de agua” o cualquier otro sistema de seguridad o de protección.

b) Reproducirla en un soporte digital para su incorporación a una base de datos electrónica, incluyendo el derecho de reproducir y almacenar la obra en servidores, a los efectos de garantizar su seguridad, conservación y preservar el formato.

c) Comunicarla, por defecto, a través de un archivo institucional abierto, accesible de modo libre y gratuito a través de internet.

d) Cualquier otra forma de acceso (restringido, embargado, cerrado) deberá solicitarse expresamente y obedecer a causas justificadas.

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4º. Derechos del autor.

El autor, en tanto que titular de una obra tiene derecho a:

a) Que la Universidad identifique claramente su nombre como autor de la misma

b) Comunicar y dar publicidad a la obra en la versión que ceda y en otras posteriores a través de cualquier medio.

c) Solicitar la retirada de la obra del repositorio por causa justificada.

d) Recibir notificación fehaciente de cualquier reclamación que puedan formular terceras personas en relación con la obra y, en particular, de reclamaciones relativas a los derechos de propiedad intelectual sobre ella.

5º. Deberes del autor.

El autor se compromete a:

a) Garantizar que el compromiso que adquiere mediante el presente escrito no infringe ningún derecho de terceros, ya sean de propiedad industrial, intelectual o cualquier otro.

b) Garantizar que el contenido de las obras no atenta contra los derechos al honor, a la intimidad y a la imagen de terceros.

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6º. Fines y funcionamiento del Repositorio Institucional.

La obra se pondrá a disposición de los usuarios para que hagan de ella un uso justo y respetuoso con los derechos del autor, según lo permitido por la legislación aplicable, y con fines de estudio, investigación, o cualquier otro fin lícito. Con dicha finalidad, la Universidad asume los siguientes deberes y se reserva las siguientes facultades:

 La Universidad informará a los usuarios del archivo sobre los usos permitidos, y no garantiza ni asume responsabilidad alguna por otras formas en que los usuarios hagan un uso posterior de las obras no conforme con la legislación vigente. El uso posterior, más allá de la copia privada, requerirá que se cite la fuente y se reconozca la autoría, que no se obtenga beneficio comercial, y que no se realicen obras derivadas.

 La Universidad no revisará el contenido de las obras, que en todo caso permanecerá bajo la responsabilidad exclusive del autor y no estará obligada a ejercitar acciones legales en nombre del autor en el supuesto de infracciones a derechos de propiedad intelectual derivados del depósito y archivo de las obras. El autor renuncia a cualquier reclamación frente a la Universidad por las formas no ajustadas a la legislación vigente en que los usuarios hagan uso de las obras.

 La Universidad adoptará las medidas necesarias para la preservación de la obra en un futuro.

 La Universidad se reserva la facultad de retirar la obra, previa notificación al autor, en supuestos suficientemente justificados, o en caso de reclamaciones de terceros.

Madrid, a 16 de Julio de 2018.

ACEPTA

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Declaro, bajo mi responsabilidad, que el Proyecto presentado con el título

ANÁLISIS MEDIOAMBIENTAL Y ECONÓMICO DE LA IMPLANTACIÓN

DE UN PARQUE EÓLICO MARINO EN LA COSTA ESPAÑOLA

en la ETS de Ingeniería - ICAI de la Universidad Pontificia Comillas en el

curso académico 2017-2018 es de mi autoría, original e inédito y

no ha sido presentado con anterioridad a otros efectos. El Proyecto no es

plagio de otro, ni total ni parcialmente y la información que ha sido tomada

de otros documentos está debidamente referenciada.

Fdo.: Inés Camacho Erice Fecha: 15/ 07/ 2018

Autorizada la entrega del proyecto

EL DIRECTOR DEL PROYECTO

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Directora: Dª María del Mar Cledera Castro Coordinador: D. Jóse Ignacio Linares Hurtado

Entidad colaboradora: Escuela Técnica Superior de Ingeniería (ICAI)

RESUMEN DEL PROYECTO

La electricidad es un bien necesario para los seres humanos, presente en numerosas actividades de la vida diaria (cocinar, equipos, aparatos electrodomésticos, luz artificial,…). Sin embargo, la forma de abastecimiento ha sido, en su mayoría, mediante las fuentes fósiles (como el carbón) que generan gases contaminantes nocivos para la salud del ser humano y contribuyen al aumento de las temperaturas y cambio climático, como se ha visto durante los últimos años.

Las energías renovables, las cuales utilizan como fuente los recursos inagotables que ofrece la Tierra, se presentan en la actualidad como una alternativa a estas fuentes tradicionales de obtención de energía. Este proyecto estudia la posibilidad de implantar eólica marina en las costas españolas, debido al potencial que ofrece, ya que permite aprovechar vientos mayores y, de esta manera, dar lugar a una mayor producción de electricidad.

España se ha posicionado como líder mundial en eólica terrestre y numerosas empresas españolas han desarrollado tecnología pionera en este sector. Sin embargo, resulta llamativo el hecho de que no se hayan orientado los esfuerzos en consolidar la eólica en emplazamientos offshore, cuando otros países de la Unión Europea cuentan, cada año, con más potencia instalada. Actualmente, en España, sólo hay un aerogenerador (Gamesa de 5 MW) que se encuentra operando en régimen experimental en la Plataforma de Plocan, en Canarias, (junio de 2018).

Se pretende analizar las razones por las cuales no se ha promovido la eólica marina en las costas españolas y evaluar las posibles vías de actuación para que la situación cambie. Para ello, se realizó un estudio medioambiental en el cual se identificaron posibles emplazamientos marinos donde instalar un parque eólico repartidos en el territorio español. Ello permitió determinar el que resulte más adecuado, en cuanto a las restricciones de legislación vigente (zonificación EEAL para parques marinos), potencial del recurso eólico, conexión a la red eléctrica y profundidad de las aguas, entre otros. Según el PER 2011-2020 (Plan de Energías Renovables) tras los filtrados de zonificación EEAL, batimetría (> 50 m) y viento (>7,5 m/s), solamente un 0,61 % del total de la superficie del litoral español sería clasificado como zona viable (“apta” o con “condicionantes”) para la instalación de un parque eólico marino. Además, de ese porcentaje, habría que estudiar otras restricciones como los usos del territorio y legislación específica de las “zonas con condicionantes”, lo cual reduciría aún más el número de emplazamientos posibles.

Como se verá en el proyecto, la batimetría es la cuestión que plantea uno de los mayores problemas, ya que los calados aumentan drásticamente para distancias relativamente

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eólica marina en España.

La zona elegida para la instalación del parque fue en dirección de Villano-Sisargas, desde la costa (Camelle) a una distancia de 18,5 km y una profundidad de unos 155 metros, tras comprobar que el flujo marítimo no sería un impedimento (mediante marine-traffic). La profundidad fue determinada mediante la herramienta de EMODnet. Además se estudiaron los aspectos ambientales de viento y oleaje (1,5-2 m) con la aplicación de Puertos del Estado. Los vientos medios de la zona son elevados (de 9 m/s), aunque con variabilidad estacional por lo que se eligió como aerogenerador la MHI Vestas 164 - 8 MW. Localizar la posición exacta del parque permitió determinar la producción energética del mismo, de 266.574 MWh de energía neta, lo cual se traduce en un factor de capacidad de 47,55 % y 4.165,22 horas de funcionamiento. En este caso, los datos de velocidad media y parámetros de la distribución del viento se extrajeron del aplicativo del IDAE.

El parque se dispuso en tresbolillo con 2 filas de 4 aerogeneradores cada una, separados una distancia de 4 veces el diámetro (656 m) entre cada aerogenerador de una fila y de 10 veces (1640 metros) entre ambas filas, con el fin de reducir en la medida de lo posible el efecto sombra. El área total del parque resultó ser de 4,303 km2.

Los aerogeneradores se conectaron a la subestación offshore mediante conductores a una tensión de 66 kV. La subestación marina se conectó a la terrestre mediante una línea de exportación de 220 kV, con cables submarinos en corriente alterna de Prysmian XLPE en cobre.

Resultó de gran importancia la evaluación del impacto medioambiental mediante la matriz de Leopold de causa-efecto, ya que permitió identificar las acciones críticas (instalación de red eléctrica y trabajos de construcción), así como los factores (aves, peces y ruido). Esto es importante, ya que a la hora de programar la instalación del parque podrían implementarse medidas correctoras con el fin de atenuar las afecciones. Se coemntaron algunas de ellas, como la ruta de transporte marino de las pezas desde la costa.

Con el análisis económico del proyecto se pretende determinar su rentabilidad e identificar las variables críticas, que influyen en mayor medida en los beneficios obtenidos. Actualmente, no hay vigente una retribución a la inversión de la eólica marina, por lo que los ingresos del parque provienen de la venta de energía en el mercado y derechos de emisión del CO2 (caso base). En dicho caso, la TIR resulta de 5,96 %. Esto implica que si el WACC toma un valor inferior, el proyecto se aceptaría y lo contrario si fuera mayor. La TIR con retribución sube hasta valores de 10,42%, un valor de rentabilidad muy bueno. La prima será imprescindible si el WACC es muy elevado, consiguiendo pasar el VAN de valores negativos (-13,63 M€) a positivos (50 M€) en el caso base. En cualquier caso, la prima, así como la venta de derechos de emisión, aumentan considerablemente los beneficios y, en consecuencia, el VAN. De ahí su relevancia a la hora de dar lugar a un proyecto rentable. Como en el proyecto se escogió

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considerar los gastos pre-operativos, de inversión, O&M y desmantelamiento. Los costes de inversión y mantenimiento resultan en 2.188 €/MW y el LCOE de la instalación resulta en 55,56 €/MWh para un WACC de 4,33 %. Ambos se sitúan en el rango inferior de las estimaciones y casos reales llevados a cabo en Europa, resultando un parque competitivo frente a una planta de carbón (80 €/MWh).

Por otro lado, las variables críticas que se identificaron fueron el precio de venta de la energía, la energía producida, los costes de inversión y la tasa de descuento (WACC). Se pudo observar el efecto de cada una en los resultados. Se configuraron dos escenarios, uno optimista y otro optimista, donde se pudo observar la gran diferencia, respecto del caso base, que podrían tener dichas variables en los indicadores de rentabilidad.

La motivación principal es que, si los parques eólicos marinos resultan rentables, con unos costes competitivos frente a las fuentes fósiles, un mayor número de inversores se embarcarían en este tipo de proyectos. Ello permitirá aprovechar en mayor medida un recurso inagotable como es el viento para proporcionar electricidad a la población, al mismo tiempo que se asegura la preservación del medioambiente y la salud de futuras generaciones. En este proyecto se ha probado que los parques eólicos pueden ser rentables, aunque sería recomendable que contaran con una prima de retribución a la inversión, sobre todo en los casos en los que el WACC sea alto.

Además, debido al importante impedimento que plantean los calados españoles, se considera necesario la consolidación de las plataformas flotantes como nueva tecnología para instalar las bases de los aerogeneradores y poder así llegar a aguas más profundas, con vientos mayores. De hecho, se ha visto que el impacto en el medio es menor si se realiza la conexión con el fondo marino mediante anclajes, que si es fija.

Proyectos como el de Hywind Scotland con estructuras flotantes Spar o el éxito experimental de Windfloat Prototype en Portugal con estructuras semisumergibles, han marcado el comienzo a la exploración de nuevas vías para la instalación de eólica marina, demostrando que es posible llegar a aguas profundas (de unos 100 metros). Conviene seguir investigando y realizando proyectos de este tipo. Actualmente hay varios programados para los próximos años (Les eólinnnes du Golfe deLion y WindFloat en el Pacífico) para que no sea la tecnología la que imponga obstáculos a la hora de instalar eólica marina en España. Sin embargo, podrían explorarse otras zonas de la costa española, al menos hasta que las plataformas flotantes se comercialicen a gran escala. El objetivo de ello sería encontrar algún emplazamiento que presente vientos elevados y calados menores de 50 metros, en la cual podría implantarse las cimentaciones fijas, como se hizo en Canarias.

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Coordinator: D. Jóse Ignacio Linares Hurtado

Collaborative entity: Escuela Técnica Superior de Ingeniería (ICAI)

ABSTRACT OF THE PROJECT

Electricity is a basic need, which serves human beings to develop daily tasks, such as cooking, using home appliances, equipment, artificial lighting,…Nevertheless, the main way to obtain this utility has been by fossil fuels (such as coal). These sources, in the generation of electricity, emit polluting gases into the atmosphere, which are detrimental for human´s health and contribute to the increase in temperatures, as well as climate change, as it has been seen over the past years.

Renewable energies, which, on the contrary, use clean sources, seem to be the alternative to obtain electricity. This project studies the possibility to install offshore wind power in the Spanish coast, due to the potential this source offers, as winds of higher speed can be taken advantage of, to produce energy.

Spain has been a leader in onshore wind power and multiple Spanish companies have developed pioneer technology in this area. However, it is quite astonishing the fact that there are hardly any cases of wind power in marine areas in this country, when many other countries, members of the European Union, have made huge progress, increasing their installed offshore wind power. Nowadays, Spain has only installed a Gamesa 5 MW turbine, which is operating in experimental regimen in the “Plataforma de Plocan”, in Canarias, since May 2018.

The purpose of this project is to analyse the reasons for the lack of offshore wind power in Spain, in order to evaluate the possible ways to change this situation. For doing so, an environmental study has been made, in which the possible marine locations to install a wind farm were identified. Based on the current legislation (such as EEAL), wind speed and direction, grid connection and water depth, marine traffic, among others, the most optimal location was chosen. According to the PER 2011-2020, after the elimination of the possible sites to install offshore (EEAL, bathymetry and wind speed), only about 0,61 % of the total area of the Spanish coast would be adequate, and even some of these areas pose some restrictions that should have to be explored further in detail.

As it will be seen in this project, the bathymetry is the issue that poses more problems, as water depths increase exponentially as the distance from the coast increases. Up to date, the configurations for the turbines base has been the fixed one, which only reaches water depths of 50 metres maximum. If the PER 2011-2020 is analysed, it can be appreciated that this is the most limiting aspect of all, the bathymetry. The viable area for the installation of offshore goes from 75.73 % (considerying EEAL filter) to 2.88 % (considerying EEAL and bathymetry filters). These results point towards the floating structures as the option for offshore wind power to become a reality in Spain.

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The depth was determined by EMODnet tool. Besides, environmental aspects, such as the wind speed (9 m/s) and waves (1.5-2 m) were obtained with Puertos del Estado

software tool. MHI Vestas 164 – 8 MW was the chosen turbine model. With the turbine data and the exact location identified, the energy production of the farm was obtained (266.574 net MWh), which translates to 47.55 % and 4,165.22 operating hours. In this case, the mean of the wind speed, as well as the wind distribution parameters were obtained with IDEA software tool.

The farm consisted on 2 rows of 4 turbines each, which were connected to the offshore substation with a 66 kV submarine cable. Both rows will be separated a distance of 10 times the rotor diameter (1640 m) and 4 times (656 m) in between each turbine of each row. The total area that the farm would occupy is 4.303 km2. The connection to the onshore substation was done by a 220 kV cable. The transmission was done in altern current, with copper XLPE Prysmian conductors. The chosen onshore substation was Vimianzo, 10 km from Camelle, where a 220 kV line passes through.

The evaluation of the environmental impact with the Leopold matrix of cause and effect allowed to identify the most critical phases of the project (grid connection and dismantling, constructions), as well, as the factors (birds, fish and noise). This is important, because when programming the farm installation, there are correcting measures that could be taken to reduce the impact on the surroundings. Some of them would be commented on, such as the trajectory for the transportation of the parts to the offshore site.

The economic analysis will be carried out in order to determine the profitability of the project, as well as the critical variables that influence the benefits to a greater extent. Currently, there is no specific retribution for the offshore wind power, therefore, the revenue will come from sending the electricity in the market, as well as from shelling the CO2 emissions rights (base case). In this case, the IRR results in a value of 5.96 %. This means that if the WACC takes a lower value, the project will be accepted, and if it were higher, it would be rejected. The IRR with the special retribution would go up to 10.42 %, which is a really good return value. This retribution would be neccesary if the WACC is very high, as the VAN goes from negative values (-13.63 M€) to positive ones (50 M€) in the base case. In any case, both the retribution and the emission´s rights make the profit increase considerably, and in consequence, the VAN does so as well. In this project, the chosen WACC is quite low, of 4.33 %. Therefore, the project of the offshore farm is accepted, although the VAN is low, compared to the required investment that has to be made in the beginning.

The total budget for the project is, in the present, of 223,562,949.35 €, taking into consideration pre-operative costs, investment costs, O&M and decommissioning. The investment and decommissioning costs are 2.188 €/MW and the LCOE is 55.56 €/MWh for a WACC of 4.33 %. Both are in the lower range of the estimations and real case projects that have been carried out in Europe. The farm seems to have a competitive potential with traditional sources for obtaining electricity, such as coal (80 €/MWh).

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costs compared to fossil fuels, more investors will be willing to embark on such projects. This will allow to take advantage of the wind to a greater extent to provide electricity to the population, as well as the preservation of the environment and health of future generations is assured. In this project, it has been proved that windfarms can be, in fact, profitable, although special retribution will be recommended, especially when the WACC takes higher values.

Besides, as it has been seen the huge problem that the Spanish bathymetry poses, it is considered neccesary that the floating platforms become a reality so that offshore wind power can be installed in the Spanish coast. In fact, it has been seen that these kind of structures impact the are to a lower extent, as they are connected to the soil with anchors, instead of been fixated.

Projects, such as Hywind Sctland one, with Spar floatting structures, or the Windfloat Prototype success in Portugal have set the beginning of the exploration of new ways to install offshore wind power. Those have proved that it is indeed possible to reach deeper waters. It is required to keep up the investigations and development, so that the restrictions are diminished, and won´t come because of the technological aspect. Some of the programmed project for the upcoming years are Les éoliennes du Golfe de Lion and WindFloat in the Pacific. However, another option could be to explore other areas of the Spanish territory, at least until the floating platforms are commercialized in a large scale. The goal would be to find sites with high wind speed and low water depths so that fixed configurations can be implemented, as it has been done in Canarias, with the GBS structure.

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MEMORIA

DESCRIPTIVA

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2.1. VENTAJAS ... 7

2.2. DESVENTAJAS ... 8

3. PRESENCIA DE LA EÓLICA MARINA ... 9

3.1. EN EL MUNDO ... 9

3.2. EN ESPAÑA ... 11

4. TECNOLOGÍA DE LOS AEROGENERADORES ... 15

5. TIPOS DE CONFIGURACIÓN DE LAS BASES ... 21

5.1. CIMENTACIONES FIJAS ... 22

5.1.1. Monopilote ... 22

5.1.2. De gravedad ... 24

5.1.3. Trípode ... 27

5.1.4. Jacket ... 28

5.1.5. Tripilote ... 30

5.1.6. De succión (Suction Bucket) ... 31

5.2. ESTRUCTURAS FLOTANTES ... 34

5.2.1. Soportes con fuerza boyante neutra: Spar, Semisumergibles... 35

5.2.2. Soportes con fuerza boyante positiva: TLPs ... 37

6. SELECCIÓN PRELIMINAR DEL EMPLAZAMIENTO EN LA COSTA ESPAÑOLA ... 38

6.1. INTRODUCCIÓN AL ESTUDIO MEDIOAMBIENTAL ... 39

6.2. METODOLOGÍA DE SELECCIÓN DEL EMPLAZAMIENTO ... 41

6.2.1. Resultados de la zonificación EEAL ... 42

6.2.2. Análisis de los factores técnicos ... 44

6.2.3. Resultados del análisis ... 48

7. LOCALIZACIÓN DEL PARQUE EÓLICO: ZONA DE VILLANO-SISARGAS .. 59

7.1. RESTRICCIONES DE LA ZONIFICACIÓN EEAL ... 59

7.2. TRÁFICO MARÍTIMO Y BATIMETRÍA ... 61

7.2.1. Delimitación del emplazamiento final ... 65

7.3. ESTUDIO DEL VIENTO ... 71

7.4. RUGOSIDAD SUPERFICIAL ... 76

7.5. DENSIDAD DE POTENCIA ... 79

7.6. OLEAJE ... 80

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9. PRODUCCIÓN ENERGÉTICA DEL PARQUE EÓLICO ... 92

9.1. DISTRIBUCIÓN DE LA VELOCIDAD DEL VIENTO ... 92

9.2. CÁLCULOS DE POTENCIA DESARROLLADA Y ENERGÍA ... 94

9.3. RATIOS DEL POTENCIAL EÓLICO ... 97

10. CONEXIÓN A LA RED ELÉCTRICA ... 98

10.1. TIPO DE TRANSMISIÓN DE CORRIENTE ... 98

10.2. LÍNEA DE MEDIA TENSIÓN ... 99

10.3. SUBESTACIÓN ELÉCTRICA OFFSHORE ... 105

10.4. SUBESTACIÓN ONSHORE ... 106

10.5. LÍNEA DE EVACUACIÓN A TIERRA (ALTA TENSIÓN) ... 108

10.6. ELEMENTOS DE LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA ... 111

11. EVALUACIÓN DEL IMPACTO MEDIOAMBIENTAL ... 112

11.1. METODOLOGÍA ... 112

11.2. FASE I: ACCIONES DE LA MATRIZ LEOPOLD ... 112

11.2.1. Fase de construcción ... 113

11.2.2. Fase de explotación ... 113

11.2.3. Fase de desmantelamiento ... 113

11.3. FASE I: FACTORES MATRIZ LEOPOLD ... 113

11.3.1. Características físico-químicas ... 113

11.3.2. Condiciones biológicas ... 118

11.3.3. Factor socio-cultural ... 120

11.3.3.2. Intereses estéticos y humanos ... 124

11.3.3.3. Relaciones ecológicas ... 128

11.4. FASE II: MATRIZ LEOPOLD ... 128

11.5. MEDIDAS PARA LA RESTAURACIÓN DEL MEDIO ... 131

11.6. BENEFICIOS MEDIOAMBIENTALES Y SOCIO-ECONÓMICOS ... 133

12. ANÁLISIS ECONÓMICO ... 134

12.1. CUENTA DE RESULTADOS Y CRITERIO DE EVALUACIÓN ... 134

12.2. INGRESOS ... 137

12.2.1. Venta de la electricidad ... 137

12.2.2. Derechos por la no emisión de CO2... 138

12.2.3. Retribución específica ... 141

12.3. COSTES ... 143

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12.3.5. Desglose de costes del proyecto ... 153

12.4. AMORTIZACIONES ... 155

12.5. INTERESES ... 157

12.6. IMPUESTOS ... 158

13. RESULTADOS DEL ANÁLISIS ECONÓMICO ... 160

13.1. ANÁLISIS DE RENTABILIDAD ... 160

13.2. ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD ... 162

13.2.1. Efecto del WACC en el VAN y el LCOE ... 163

13.3. ESCENARIOS ... 167

14. CONCLUSIONES FINALES Y PROSPECCIÓN DE FUTURO ... 171

BIBLIOGRAFÍA ... 176

ANEXOS ... 185

I. Matriz de Leopold del Impacto Ambiental

II. Ingresos anuales según la fuente

III. Costes Anuales de O&M y Desmantelamiento

IV. Amortizaciones anuales

V. Intereses anuales

VI. Cuenta de resultados anual: Venta de energía y Derechos de emisión de CO2 (CASO BASE)

VII. Cuenta de resultados anual: Venta de energía

VIII. Cuenta de resultados anual: Venta de energía y Retribución específica

IX. Cuenta de resultados anual: Venta de energía, Derechos de emisión de CO2 y Retribución específica

X. Escenario Optimista: Ingresos por venta de energía y derechos de emisión de CO2

XI. Escenario Optimista: Costes O&M y Desmantelamiento

XII. Escenario Optimista: Amortizaciones

XIII. Escenario Optimista: Intereses

XIV. Escenario Optimista: Cuenta de resultados

XV. Escenario Pesimista: Ingresos por venta de energía y derechos de emisión de CO2

XVI. Escenario Pesimista: Costes anuales de O&M y Desmantelamiento

XVII. Escenario Pesimista: Amortizaciones

XVIII. Escenario Pesimista: Intereses

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1. RELEVANCIA DE LAS RENOVABLES Y PAPEL DE LA

ENERGÍA EÓLICA

Las energías renovables han tomado un gran impulso en los últimos años, aumentando considerablemente su potencia instalada y producción. Se han consolidado debido al objetivo de sustituir progresivamente las fuentes de energías tradicionales (ciclo combinado, carbón, cogeneración y la nuclear) por otras fuentes limpias e inagotables, las renovables. Éstas fuentes de energía podrían juar un papel muy relevante en el abastecimiento de electricidad a la población, la cual depende en gran medida de este recurso para desarrollar sus actividades diarias: luz artificial, cocinar, aparatos electrodomésticos, baterías, equipos,…

Son precisamente las energías fósiles las que generan la emisión de gases contaminantes, los cuales son muy nocivos para la salud y contribuyen al incremento de la temperatura de la atmósfera terrestre, agravando en mayor medida el efecto invernadero. Algunos de estos gases son: dióxido de carbono (CO2), vapor de agua (H2O), ozono (O3), óxido de nitrógeno (NOx) y metano (CH4) [1].

Además de los problemas de contaminación que generan, las fuentes de energía primaria de las tecnologías de combustión no son inagotables, lo que no sucede con las energías renovables. Éstas últimas ofrecen la posibilidad de obtener energía a partir de una fuente limpia e inagotable, pues los recursos de los que se benefician, siempre estarán presentes. Los recursos mencionados son el viento, el mar, el sol, el agua, la materia orgánica, la energía de las mareas, olas, o del interior de la Tierra, entre otros.

Otro punto a favor de las energías renovables reside en los aspectos político-económicos, ya que reducir las energías fósiles supone reducir la dependencia energética con esas fuentes, y, por lo tanto, con los países proveedores de las mismas [2]. De esta forma, cada país podría ser autosuficiente, en mayor medida, en la producción de energía mediante las fuentes renovables. Obteniendo la energía del viento, mar, oleaje,…según el recurso cuya presencia predomine en cada país.

Por último, destacar el impulso y gran desarrollo tecnológico de ciertas renovables como la solar o la eólica, lo cual ha hecho posible reducir costes y aprovechar las economías de escala. Ello ha permitido, a su vez, aumentar el potencial de dichas fuentes, aumentando su competitividad económica, al brindar la posibilidad de ofrecer un precio de la energía que garantice el bienestar social y fomente la innovación [3].

A las características anteriores de las energías renovables, se le suma un marco legislativo más favorable, el cual marca unos objetivos de producción de energía a partir de renovables frente a uno procedente de las fuentes fósiles, para así potenciar dichas energías.

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primario de energías fósiles frente a las renovables es considerablemente mayor. Debido a los problemas que presentan estas fuentes y las ventajas de las renovables expuestas anteriormente, es preciso potenciar la presencia de estas fuentes de energía limpia e inagotable. En la Imagen 1 se detalla la situación en el mundo en su totalidad, en la Imagen 2, en Europa, y en la Imagen 3 en España para el año 2015.

Imagen 1. Consumo de energía primaria mundial 2015. Fuente: BP Statistical Review of World Energy

Imagen 2. Consumo de energía primaria de la Unión Europea en 2015. Fuente: BP Statistical Review of World Energy

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De los gráficos anteriores (Imágenes 1 y 2), se observa que en la Unión Europea, las renovables aportan una mayor cantidad de energía, que si observamos el reparto mundial (un 8,3 % frente a un 2,8 %, respectivamente). El hecho de que Europa avance más rápidamente hacia las energías renovables, puede explicarse por la legislación vigente y el gran impulso que se les ha dado en los últimos años por razones medioambientales, como la precocupación por el cambio climático.

En concreto, el gran impulso en Europa se ha potenciado con la COP21, Conferencia de las Naciones Unidas contra el Cambio Climático, cuando se reunieron en París en 2015 los representantes de 195 países con el principal objetivo de promover la reducción de gases de efecto invernadero, aspecto que no se logró en la medida deseada con el Protocolo de Kioto [4]. En el mismo año, la Comisión Europea emitió una propuesta legislativa con el nombre de “Energía limpia para todos los europeos”, orientada a lograr una mejora en la eficiencia energética, la reducción en la emisión de gases contaminantes y la potenciación de las renovables como fuentes de energía [5].

En cuanto al caso español, la Imagen 3 muestra cómo la aportación de renovables aumenta, a un valor del 13,9 % del total del consumo de energía primaria en 2015. A pesar de ello, como se observa en el gráfico bajo estas líneas, la mayor aportación al mix energético procede el petróleo, debido a la gran dependencia del país para uso en la industria, y, en especial, para el transporte.

Imagen 3. Consumo de energía primaria en España en 2015.

Fuente: Elaboración propia con los datos proporcionados por el Ministerio de Turismo, Energía y Transporte.

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12%

14%

Consumo de energía primaria en España en 2015

(21)

energético, tanto a nivel mundial como europeo y nacional, y que se tomen las medidas necesarias para lograr los objetivos fijados en la COP21 y por la Comisión Europea, de cara al 2030. Para lograr estos objetivos será necesario promover las inversiones mediante subvenciones por parte de los gobiernos en la producción de energía a partir de fuentes limpias, ofrecer mayor seguridad jurídica para favorecer la transición energética de las fuentes fósiles y la nuclear, a las renovables y penalizar las emisiones de gases contaminantes.

De entre las renovables, destaca la eólica debido a su potencial en cuanto a sostenibilidad medioambiental y económica, la cual satisface al 3,7% de la demanda total de electricidad de la Unión Europea. El objetivo de la Comisión Europea (CE) es aumentar ese porcentaje hasta el 12% en 2020.

En la Imagen 4 se observa cómo ha ido evolucionando la capacidad de la energía eólica a lo largo de los años 2005-2015 en el mundo. En el año 2016, la potencia total instalada en el mundo era de 486.749 megavatios (MW). En 2017, la potencia ascendió a un valor de 539.123 MW [6].

Imagen 4. Potencia instalada acumulada de energía eólica mundial entre los años 2005 a 2015. Fuente: Global Wind Energy Council (GWEC).

En España, la eólica se ha consolidado en los últimos años debido a un gran desarrollo tecnológico, una mayor estabilidad en el marco legislativo y gracias a una retribución predecible y constante. Actualmente se presenta como la energía renovable con mayor potencial para satisfacer la demanda de electricidad. La eólica cuenta con una gran ventaja respecto a la solar, y es que tiene una mayor factor de capacidad, lo cual se traduce en un mayor número de horas efectivas de funcionamiento anual. Durante las horas nocturnas, las placas solares no producen energía, lo cual disminuyen el aporte efectivo de dicha fuente renovable.

(22)

La potencia eólica instalada en España a día 31 de diciembre de 2016 era de 23.026 MW y la producción de 47.319 GWh [7] (9,7 % del total mundial en dicho año). En el gráfico de la Imagen 5 se muestra la cobertura de la demanda eléctrica según su fuente. La nuclear cubre el 21,9 % de la demanda y las fuentes de energía renovable cubren un total de 37,1 %, de lo cual le corresponde a la eólica el 19 %.

La eólica es la fuente renovable que cubre el mayor porcentaje de la demanda eléctrica, situando a España en el 5º puesto del ranking mundial de potencia eólica instalada, según el informe (Global Wind Energy Outlook) presentado a día 18 de octubre de 2016 en Pekín por el Consejo Mundial de la Energía Eólica (GWEC) [8].

Imagen 5. Cobertura de la demanda eléctrica de España en 2015.

Fuente: Elaboración propia con los datos proporcionados por Red Eléctrica de España (REE).

Anteriormente se ha visto la relevancia que tendrá la eólica en lograr los objetivos marcados sobre la reducción de emisiones, lograr una mayor eficiencia energética y promover las fuentes de energía renovables. El Consejo Mundial de la Energía Eólica (GWEC) considera que la eólica podría cubrir, en 2030, el 20 % de la demanda mundial de electricidad.

A pesar de los avances en la eólica, la mayor parte se ha hecho en la eólica terrestre, sin haber avanzado en tal medida en la presencia de la eólica marina. Aunque, si bien es cierto, algunos países como Reino Unido y Alemania, ya han comenzado a progresar en este terreno, por el gran potencial que ofrece.

11% 20% 2% 19% 3% 22% 10% 11% 2%

Cobertura de la demanda de electricidad, España,

2015

Hidráulica Carbón Térmica renovable Eólica Solar FV Nuclear Ciclo combinado

Cogeneración y otros

(23)

instalada eólica en la Unión Europea, diferenciando entre la terrestre y la marina, donde se aprecia la proporción mayoritaria de la primera.

Imagen 6. Potencia instalada eólica terrestre (onshore) y marina (offshore) en el mundo en la UE entre 2005-2016.

Fuente: WindEurope.

Aunque la proporción de eólica terrestre sea mucho mayor que la marina, sobre todo a nivel nacional, grandes empresas españolas, pioneras en el desarrollo de aerogeneradores eólicos, ya están moviéndose para cambiar la situación actual. Este es el caso de Gamesa (empresa española), proveedor líder de aerogeneradores eólicos terrestres, y actor principal en los mercados emergentes, como los de China o India. Éste, junto con Siemens (empresa alemana), anunció la nueva fusión de ambas firmas. Siemens, por su parte, lidera el mercado de la eólica marina. Uniendo sus fuerzas pretenden desarrollar la turbina eólica de mayor potencia instalada (15 MW). Esta fusión, realizada en abril de 2017, permitirá a la empresa resultante entre Siemens y Gamesa posicionarse como 2º mayor fabricante de aerogeneradores eólicos del mundo, después de la compañía Vestas [9].

Como se verá a continuación, la eólica marina ofrece ventajas significativas respecto a la terrestre, además de contribuir a una mayor aportación al mix energético por parte de fuentes limpias. Se explicarán las ventajas e inconvenientes que plantea la eólica marina, con el fin de evaluar la viabilidad y potencial de situar un parque eólico marino en España. Además, se realizará un análisis sobre los posibles emplazamientos costeros donde podría instalarse, teniendo en cuenta los factores técnicos, condiciones ambientales y la legislación vigente. Todo ello permitirá determinar el emplazamiento costero más adecuado para instalar los aerogeneradores eólicos, determinando la configuración completa del parque. Finalmente se realizará un análisis económico del parque eólico para evaluar su rentabilidad.

(24)

2. ANÁLISIS DE LA EÓLICA MARINA

Como se expuso anteriormente, el avance en la eólica se ha producido con la terrestre

(on-shore), sin haberse desarrollado la marina (off-shore) en igual medida hasta el momento, tanto a nivel mundial, como nacional. Sin embargo, ya se han empezado a poner en marcha los primeros proyectos para impulsar la implantación de la eólica marina, por las ventajas que ofrece, explicadas a continuación.

2.1. VENTAJAS

Una de las razones por las cuales se está estudiando la implantación de parques eólicos marinos es debido a que el 75% de la superficie terrestre es agua. La instalación de parques en emplazamientos marinos permitiría liberar superficie terrestre. Esto es una necesidad debido al aumento de la densidad demográfica, la cual alcanza valores elevados en países como Reino Unido o Alemania, aunque es cierto que en España, esto se da en mucha menor medida.

La principal ventaja de la eólica marina es la posibilidad de obtener una mayor producción en los emplazamientos marinos, frente a la energía obtenida en los terrestres, ya que las velocidades del viento suelen ser mayores. La potencia unitaria por aerogenerador en tierra es menor que en el mar (3-6 MW en tierra, frente hasta de 10 MW en el mar por aerogenerador, debido a la orografía y obstáculos en el caso terrestre, los cuales generan limitaciones. Además, la ventaja de instalarlos en el mar es que las torres pueden ser de mayor altura y los aerogeneradores presentar un rotor de mayor diámetro, aprovechando vientos de mayor magnitud. Finalmente, la superficie del agua tiene menor rugosidad que la del suelo (disminuyendo al aumentar el calado) y, al ser el nivel de turbulencia menor, el aprovechamiento del recurso eólico sería mayor: mayores producciones de electricidad y mayores rendimientos ) [10].

Respecto a la tecnología de los aerogeneradores, ya estaría desarrollada y consolidada, lo cual no añadiría grandes modificaciones respecto al caso terrestre. Sin embargo, se podrían realizar ciertos ajustes para adaptarse a unos vientos mayores y a las condiciones medioambientales, con el fin de aumentar su optimización. Todo ello será detallado en un punto posterior sobre la tecnología de dichos aerogeneradores, para el caso terrestre, y las modificaciones para su implantación en zonas costeras.

Finalmente, otro punto a resaltar sería la disminución del impacto visual y acústico de los parques eólicos situados en el mar por estar alejados de las zonas habitadas. Sin duda, la eólica marina aseguraría una mayor consolidación y desarrollo de la producción eólica, contribuyendo a la transición energética de fuentes renovables.

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2.2. DESVENTAJAS

A pesar de las ventajas que presenta la eólica marina, conviene tener presentes los inconvenientes frente a la terrestre, que son precisamente los motivos por los cuales no se ha avanzado más en este terreno.

Si bien es cierto que la velocidad media del viento en el mar es superior a la del caso terrestre, ocurre, en numerosos emplazamientos, que su dirección varía constantemente, o los vientos son demasiado fuertes, lo cual impide su máximo aprovechamiento, e incluso deteriora las estructuras, en especial, las palas.

Por lo general, las condiciones ambientales son más exigentes en el zonas marinas, que en la superficie terrestre. Esto se debe, no únicamente por el régimen de vientos, sino también por factores como el oleaje, las mareas, la profundidad a la que se encuentra el sustrato marino (calados de entre 25-50 m), la corrosión y las condiciones meteorológicas (como fuertes lluvias o tempestades), entre otras. Por ello, será crucial el estudio de las condiciones medioambientales de los posibles emplazamientos en los cuales situar el parque eólico. Dependerá de ello la correcta instalación, mantenimiento y buen funcionamiento del parque eólico (objeto de estudio del presente proyecto) durante su vida útil.

En cuanto a las políticas territoriales, conviene tener en cuenta las zonas donde no podrían instalarse parques eólicos, ya que estos aspectos condicionan las zonas efectivas de ubicación. Las zonas no aptas pueden serlo debido al uso militar de las zonas marinas, prospecciones petrolíferas y de gas, las zonas turísticas y las restricciones impuestas por las rutas de navegación. Además, el IDAE (Inatituto para la Diversificación y Ahorro de Energía) recoge las restricciones a la edificación de parques eólicos marinos debido a condicionantes medioambientales, con el fin de preservar el medio en su estado original. Se tratará en el estudio del emplazamiento la zonificación EEAL, impuesta por el IDAE.

Sin embargo, el mayor inconveniente de instalar parques eólicos marinos reside, probablemente, en el aspecto económico. Si bien es cierto que las turbinas y torres no añadirían una gran diferencia en el coste, las cimentaciones en las que se apoyarán los parques eólicos marinos sí lo incrementan considerablemente. Por ello, los costes de inversión y mantenimiento son muy elevados, debido a la complejidad de la obra civil, montaje y transporte de las cimentaciones, las cuales deben estar preparadas para soportar las condiciones ambientales del entorno. Además, habría que incluir el aumento del coste del cableado y su instalación (tendría que ser llevado por el fondo marino hasta la costa) y el sobrecoste de los materiales (al incluir materiales, componentes aislantes y elementos protectores frente a la corrosión).

Con el objetivo de propulsar la energía eólica marina, debido a las ventajas que presenta, es de suma importancia analizar la viabilidad (y posible optimización) técnica y económica de las configuraciones que podrían emplearse para situar los parques eólicos, en función del emplazamiento en el que se vayan a instalar, las condiciones ambientales del entorno y las políticas territoriales.

(26)

3. PRESENCIA DE LA EÓLICA MARINA

3.1. EN EL MUNDO

La mayoría de parques eólicos marinos se han instalado en Europa, a excepción de algunos emplazamientos en China, India y Estados Unidos. En países europeos como Reino Unido, Alemania, Bélgica o en los países nórdicos (Noruega, Países Bajos y Dinamarca) es en donde más se está impulsando la eólica marina, siendo Reino Unido el pionero en este terreno. Unos de los principales motivos por los cuales en estos páises se ha propulsado la eólica marina han sido la presencia de un marco regulatorio estable e incentivos que promueven la inversión y subsidios de conexión a la red, siendo el operador de la misma quien financia la red de transporte.

La eólica marina comenzó en 1991 con la instalación del primer parque eólico marino en Dinamarca (llamado Vindeby), con 11 turbinas. Hoy en día, hay instalada una potencia de 14.384 MW de eólica marina, y el 88 % del total están instalados en costas europeas. El resto, se encuentran repartidos entre China, Japón, Corea del Sur y Estados Unidos. En efecto, Reino Unido cuenta con la mayor parte del mercado de la eólica marina, con un 36 % de la capacidad total instalada (5.156 MW), seguido de Alemania que le sigue de cerca con un 29 % (4.108 MW) [11].

La Imagen 7 representa la tabla con las localización de los parques eólicos de mayor tamaño, con los valores de las potencia instalada en cada uno de ellos.

PARQUE EÓLICO LOCALIZACIÓN POTENCIA

INSTALADA (MW)

Londond Array Reino Unido (Essex) 630

Gwynt y Môr Reino Unido (Liverpool) 576

Greater Gabbard Reino Unido (Suffolk, Mar del Norte)

504

Anholt Dinamarca 400

BARD Offshore 1 Dinamarca 400

Global Tech 1 Alemania (Mar del Norte) 400

West of Duddon Sands Reino Unido (Barrow-in-Furness)

389

Walney Reino Unido (Cumbria) 367,2

Thornton Bank Bélgica (Mar del Norte) 325,2

Sheringham Shoal Reino Unido (Norfolk) 315

Imagen 7. Tabla con los mayores parques eólicos en el mundo.

Fuente: Elaboración con los datos de http://www.sectorelectricidad.com/15376/los-10-mayores-parques-eolicos-marinos-del-mundo/

(27)

Reino Unido se presenta como el actor más relevante en la instalación de aerogeneradores marinos debido a dos razones, principalmente. La primera, la bajada de precio, al cual se adjudicó un valor de 57,5 libras (65,06 €) por cada MWh generado en la subasta que oferta los proyectos de emplazamiento de los parques eólicos marinos [12]. Esto supone un coste un 40 % inferior, que el acordado para la planta nuclear Hinkley Point C (primera instalación nuclear en 2 décadas). De esta manera, si se ofrecen las energías limpias (como la renovable, y en concreto la eólica offshore) a un precio competitivo, éstas no dependerían en tal medida de las subvenciones del gobierno y se podrían realizar más proyectos como los que se están llevando a cabo en Reino Unido y en otras zonas del Mar del Norte.

La segunda cuestión a considerar son las condiciones climáticas del entorno y calados de las aguas. Los mayores parques se han instalado en el Mar del Norte por varias razones. Algunas de ellas son la baja profundidad de las aguas en zonas próximas a la costa (inferiores a 50 m en el sur, 100 m en el centro). Esto hace más sencilla la instalación de los aerogeneradores y menos costosa. Además, del hecho de que el tipo de cimentación más consolidado (fijo) sólo puede ser implantado en profundidades inferiores a los 50 metros.

Por otra parte, las velocidades del viento en el Mar del Norte son altas y la dirección del mismo no varía para localizaciones cercanas a la costa, lo cual permite una mayor optimización de las turbinas. Se observar en la Imagen 8, donde se indican las direcciones del viento en cada región.

Imagen 8. Dirección del viento por región en el Mar del Norte (costas de Reino Unido). Fuente: Weather Online.

(28)

Los principales parques eólicos de Reino Unido se localizan donde muestra la Imagen 9. Los globos azules indican la velocidad y dirección del viento. Nótese que los valores corresponden a millas por hora. La conversión a metros por segundo, sería la siguiente:

1 m/s = 2,237 mph

Imagen 9. Mapa de Reino Unido con los parques eólicos offshore localizados.

Fuente: Página web https://sectormaritimo.es/mapa-interactivo-de-parques-eolicos-del-reino-unido

3.2. EN ESPAÑA

Como se mencionó con anterioridad, el Consejo Mundial de la Energía Eólica determinó que España se situaba, en octubre de 2016, en el puesto 5º del ranking mundial de potencia eólica instalada, y 2º puesto en Europa. Sin embargo, dicha posición de liderazgo es en cuanto a la eólica terrestre se refiere, porque respecto a la marina, el primer aerogenerador offshore ha sido instalado en junio de este año, 2018. Pero, sin duda, marca un comienzo importante para la eólica marina en España y abre la posibilidad a su implantación a mayor escala.

El aerogenerador instalado cuenta con 5 MW de potencia instalada, el cual permitirá abastecer a 7.500 hogares al año. Es un modelo de Gamesa, con un diámetro de rotor de 128 m, y una altura total de 154 m. Se encontraba en funcionamiento en el muelle de Arinaga, en Gran Canaria (Imagen 10), con el objetivo de comprobar su correcto funcionamiento.

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Imagen 10. Aerogenerador marino en el muelle de Arinaga (Gran Canaria). Fuente: Página web phys.org

Tras el ensamblado del aerogenerador-base en el puerto, se procedió al remolque del conjunto desde la bahía de Arinaga (Imagen 11) mediante una plataforma flotante. El emplazamiento escogido ha sido la Plataforma Oceánica de Canarias (Plocan) de ensayos de energías renovables, entre Las Palmas de Gran Canaria y Telde, a una profundidad de 30 metros [13].

Imagen 11. Remolque del aerogenerador a Plocan.

Fuente: https://www.canarias7.es/siete-islas/gran-canaria/el-primer-aerogenerador-marino-de-espana-se-instala-en-la-isla-en-junio-AF4689673

(30)

Una vez en alta mar, se introdujo la base hasta que ésta se apoyó en el sustrato marino, la cual se mantiene estable por efecto de la gravedad. Posteriormente, se procedió a subir la torre del aerogenerador hasta que éste alcanzó una altura de buje sobre el nivel del mar de 82,5 m (Imagen 12) [14].

Imagen 12. Proceso de instalación del aerogenerador en el mar.

Fuente: https://www.energias-renovables.com/eolica/el-primer-aerogenerador-marino-de-espana-ya-2018.06.23

La empresa encargada del proyecto es Esteyco, una empresa de ingeniería que abarca diversos campos. Esteyco está promoviendo la eólica con diseños en cimentaciones y selección de materiales que abaraten los costes y aseguren la viabilidad del transporte. En concreto, en el campo de la energía eólica, ha trabajado principalmente en la instalación de cimentaciones de hormigón prefabricado. En comparación con el acero (generalmente utilizado), es más barato, con un precio más estable y con menos restricciones en el transporte en carretera, lo cual permite una mayor altura de torre, y así, rotores de mayor diámetro que produzcan más energía.

Esta primera experiencia práctica con eólica offshore marca un comienzo en la dirección correcta para potenciar e impulsar la eólica marina en España. El problema que se plantea a la hora de instalar eólica marina en nuestro país reside principalmente en las características de la localización donde instalar los aerogeneradores. La costa española no cumple “los requisitos necesarios: el recurso eólico y la profundidad”, como explica Álvaro Martínez Palacio, director de operaciones de Iberdrola en el parque offshore Wikinger del mar Báltico [15]. Con la tecnología de las bases más consolidada (apoyada en el fondo marino o introducida en el sustrato) la profundidad del emplazamiento no puede ser mayor que 50 metros.

(31)

Además, si se tienen en cuenta las recomendaciones del Plan de Energías Renovables 2011-2020, que recomienda excluir zonas protegidas o de alto valor biológico y rutas migratorias, las posibilidades de encontrar un emplazamiento idóneo se ven fuertemente reducidas [16]. Las zonas en las cuales instalar los aerogeneradores quedan reducidas al 0,61 % de la superficie total de la costa española, si se considera la zonificación ambiental (EEAL), los vientos y el calado de las aguas.

Lo cierto es que el marco regulatorio existente, las condiciones ambientales de la costa española y la complejidad técnica (calados muy profundos) incrementan en gran medida los costes de inversión y operación, haciendo que la eólica marina no haya tenido tanto impulso como la terrestre a nivel nacional.

A esto se añaden los recortes que el gobierno ha realizado en los últimos años para priorizar otras cuestiones, debido a la crisis económica, de forma que las subvenciones de las que gozaba la eólica, se han visto mermadas. En particular, para el caso de la eólica marina, el BOE no la incluye en la sección de retribución especial a la inversión por ser renovable, mientras que la eólica terrestre si lo hace [17]. Esto dificulta que promotores se lancen a proyectos en este ámbito en las costas españolas.

A las cuestiones medioambientales y técnico-económicas, se añade el tema de las regulaciones, procesos de tramitación y permisos de conexión a la red. Por ello, será crucial la acción del gobierno en la propulsión de la eólica marina. El Gobierno Vasco ha tomado medidas creando una infraestructura para ofrecer a empresas que deseen poner en marcha su tecnología en el mar, la posibilidad de realizar test a escalas reducidas y ensayos con prototipos a gran escala en emplazamientos marinos, lo cual disminuye el riesgo de las empresas al embarcarse en un proyecto de este tipo. El nombre de la sociedad es Bimep y está formada por la agencia energética vasca y el IDAE (Instituto para la Diversificación y Ahorro de Energía, Gobierno de España). Gestiona los trámites ambientales y administrativos, estudios de calidad técnica y medioambiental de los emplazamientos, garantía de conexión a la red (con infraestructuras eléctricas, subestaciones, cables,…), y los trámites de concesión de dominio público marítimo-terrestre y permiso de los trabajos [18].

Siguiendo la misma línea, conviene mencionar otro proyecto llamado ZEFIR Test Station, una planta de innovación y desarrollo que permite realizar ensayos de energía eólica marina en aguas profundas [19]. Esto reduce exponencialmente el tiempo y coste de los recursos para las empresas que quieran instalar parques eólicos off-shore, permitiendo determinar el rendimiento, la fiabilidad y operatividad del sistema en función de los costes de explotación y mantenimiento.

Más adelante, se detallarán las tecnologías y proyectos en curso, pero conviene mencionar el potencial de las plataformas flotantes, las cuales se presentan como la solución para comenzar a impulsar la eólica en España. Dadas las elevadas profundidades de la costa, parece ser la opción más adecuada, ya que las bases de las torres no podrán reposar en el

(32)

lecho marino, como lo hacen las cimentaciones fijas. Por un lado, un mayor aprovechamiento del recurso eólico podría realizarse a mayores distancias respecto de la costa, al alcanzar éste valores más elevados. Por otro, lo cierto es que basta con alejarse unos pocos kilómetros de la costa para que la profundidad aumente exponencialmente. Si el modo de implantar eólica marina es a calados elevados, las plataformas flotantes parecen ser la solución, al no necesitan apoyarse en el sustrato marino, sino que se sujetan al mismo mediante cables y anclajes.

4. TECNOLOGÍA DE LOS AEROGENERADORES

El objetivo principal de este trabajo consiste en evaluar la viabilidad técnica y económica de instalar un parque eólico en la costa española, en función de las condiciones medioambientales y legislativas, para elegir el lugar más idóneo para implantar los aerogeneradores eólicos. Por lo tanto, está fuera del alcance de este proyecto estudiar en profundidad la tecnología de los elementos que forman parte de la góndola de los aerogeneradores y, en particular, las modificaciones que habría que llevar a cabo para adaptarlos al caso marino con el fin de lograr una mayor optimización. Sin embargo, se considera conveniente precisar los elementos base que forman las turbinas para así tener una idea global del funcionamiento de las mismas. Estudiar el funcionamiento de los aerogeneradores, aunque de manera preliminar, permitirá elegir un modelo de los ofertados en el mercado que se adecúe en mayor medida a las condiciones del emplazamiento escogido. Ello permitirá dimensionar el parque eólico y realizar el análisis económico del mismo.

Como se ha expuesto anteriormente, la tecnología de los aerogeneradores está bastante consolidada. Podrían realizarse algunos cambios respecto a los modelos actuales para zonas terrestres, pero la base tecnológica sería la misma. Actualmente, predominan dos tipos de aerogeneradores según el giro del rotor: eje vertical (perpendicular al suelo como muestra la Imagen 13) o eje horizontal (paralelo al suelo, como puede observarse en la Imagen 14) [20].

Imagen 13. Aerogenerador de eje vertical.

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Imagen 14. Aerogenerador de eje horizontal.

Fuente: Fotografía de Wind Europe de un parque de Iberdrola.

El modelo predominante es el horizontal (Imagen 14), debido al mejor aprovechamiento del viento como recurso para generar electricidad. Esto se debe a que este tipo de aerogeneradores cuentan con torres de mayor altura y tienen una gran capacidad para adaptarse a distintas potencias de trabajo. La velocidad y dirección del recurso eólico que podrá ser aprovechada, vendrá determinada por la altura del aerogenerador escogido.

Generalmente, los aerogeneradores eólicos están compuestos por 3 palas, ya que al pasar de 2 a 3, el rendimiento aerodinámico aumenta de manera significativa (en torno a un 3 %), pero a medida que se aumenta el número de palas por encima de 3, el aumento de rendimiento es cada vez menor. Al no ser significativo el aumento del rendimiento a partir de 3 palas, pero sí el sobrecoste al incrementar el número de palas, se considera el número óptimo que encuentra el equilibrio entre la optimización del rendimiento y el coste, con aerogeneradores de 3 palas.

Los elementos principales de un aerogenerador son [21]:

- La torre: Estructura que soporta al aerogenerador y le permite ganar altura.

- La caja multiplicadora: Sistema de engranajes que permite pasar de velocidades de viento bajas a una gran velocidad en el eje del generador.

- El rotor: Elemento que transmite el movimiento de rotación desde las palas a la caja multiplicadora y al generador a través de un eje rotativo.

- El generador: Elemento que transforma la energía mecánica del viento en eléctrica.

- La góndola: Carcasa que recubre los elementos principales del aerogenerador para protegerlos del exterior.

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- El sistema de control que asegura el giro de las palas de forma segura, un mecanismo de orientación automático según la dirección del viento, ángulo de ataque variable y, de esta forma, una generación eficiente.

La siguiente ilustración (Imagen 15), muestra un aerogenerador, en el cual se indica la localización de las partes del mismo, anteriormente mencionadas.

Imagen 15. Partes de un aerogenerador horizontal.

Fuente: Elaboración propia con información del libro Guía Completa de la energía eólica (2011). José María Fernández Salgado.

El viento incide sobre las palas del aerogenerador con una velocidad absoluta (V), pero la velocidad de las palas tienen una velocidad propia por el hecho de estar rotando (U). De esta forma, la velocidad relativa que perciben las palas es la diferencia entre la velocidad incidente del viento y la de las palas, quedando (Imagen 16):

Imagen 16. Velocidad relativa de las palas de un aerogenerador. Fuente: Página web www.LearnEngineering.org

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Se puede apreciar en la Imagen 17 el perfil de velocidades que se genera en las secciones perpendiculares de las palas. Aparece una fuerza de sustentación (Lift), que acompaña el movimiento de las palas en su rotación, y otra fuerza, de resistencia (Drag), que se opone. Por ello, y como se representa en la curva mostrada en dicha imagen, el punto óptimo de operación se producirá cuando el cociente entre la fuerza de suspensión y la de resistencia sea máximo.

Imagen 17. Perfil aerodinámico de las palas, con las fuerzas sobre las secciones perpendiculares. Fuentes: Página web www.LearnEngineering.org

En la representación mostrada en la Imagen 17 se identifica la velocidad relativa W, que incide sobre cada sección transversal de la pala, vector que forma un ángulo con el eje del perfil de la sección conocido como ángulo de ataque. Para el punto óptimo de operación se obtiene el valor del ángulo óptimo de ataque.

Si la velocidad en el centro de giro del rotor es Ω, la velocidad U de la pala en cada sección vendrá dada por la siguiente ecuación:

𝑈 = Ω ∗ 𝑑

U = Velocidad lineal de las palas [m/s] Ω = Velocidad angular de las palas [rad]

d = Distancia de cada sección transversal medida en longitudinal desde el centro de rotación a la sección [m].

Habrá que tener en cuenta que la velocidad relativa en cada sección aumenta a medida que aumenta la distancia de dicha sección de la góndola. Aunque la velocidad absoluta de viento V no varía a lo largo de la pala, la velocidad de la pala U sí lo hace como se vio anteriormente, por lo que la velocidad relativa W, cambia. Dado que U aumenta al aumentar la distancia de la pala al eje, W toma valores mayores en las secciones exteriores que en las secciones interiores.

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La manera de obtener un ángulo de ataque óptimo para todas las secciones se realiza al curvar ligeramente las palas de manera progresiva desde el eje del aerogenerador. Además, los modelos suelen permitir el giro de las palas sobre el eje longitudinal de las mismas para seguir garantizando un ángulo de ataque adecuado en todas las secciones transversales en aquellas situaciones en las que varíe el viento, tanto en módulo como en dirección.

Los elementos de los aerogeneradores anteriormente explicados y localizados en un esquema representativo, permiten transformar la energía cinética del viento en mecánica y, posteriormente, en eléctrica. Ésta energía depende directamente de la velocidad del viento, el área barrida por las palas y la densidad del viento. En concreto, la potencia de un aerogenerador vendrá determinada por la siguiente ecuación:

𝑃 =1

2∗ 𝜌 ∗ C p ∗ 𝐴 ∗ v 3

P = Potencia del aerogenerador [W] ρ = Densidad del aire [kg/m3]

C p = Coeficiente de empuje A = Área desarrollada del disco [m2] v = velocidad absoluta del viento [m/s]

La curva de potencia (Imagen 18) que siguen los aerogeneradores es constante para velocidades de viento muy pequeñas o muy altas, debido a la acción del sistema de control que limita la potencia para dichos valores con el objetivo de lograr el funcionamiento óptimo del aerogenerador y no dañar el rotor. Para valores de viento intermedios, la potencia aumenta exponencialmente. La siguiente gráfica muestra lo descrito en estas líneas. Nótese que los valores límite de velocidades (muy bajas o muy altas) dependen de las características del aerogenerador, y la curva potencia-velocidad del viento será proporcionada por el fabricante [22].

Imagen 18. Curva de Potencia de un aerogenerador en función de la velocidad del viento. Fuente: Web de física www.sc.ehu.es con los datos proporcionados por Acciona.

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Como se mencionó anteriormente, el diseño de las turbinas para el caso marino no cambiaría en gran medida respecto al terrestre, aunque ciertas mejoras podrían llevarse a cabo, con el fin de optimizar su rendimiento en función de las características del viento en el lugar de emplazamiento.

Se elegirá el modelo más adecuado para las condiciones ambientales, de viento, mareas y oleaje en el lugar donde se instalará el parque eólico, en función de los modelos ofertados actualmente en el mercado.

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5. TIPOS DE CONFIGURACIÓN DE LAS BASES

Desde un punto de vista técnico, los tipos de cimentaciones para eólica marina difieren según el emplazamiento donde se vayan a situar, influyendo en mayor medida el calado y distancia respecto de la costa, por cuestiones de mantenimiento y operación. Además, influirán las condiciones del entorno, dando lugar a fuerzas y momentos que las estructuras han de soportar. Suponen un doble reto, por una parte, económico, debido a los altos costes de instalación y mantenimiento, y por otro, técnico, ya que debe garantizarse la seguridad y fiabilidad de la estructura.

Las configuraciones de cimentación posibles que destacan son [23]:

-Fijas: Monopilote (Monopile), De Gravedad (Gravity-Based Structure, GBS), Trípode (Space Frame: Tripod), Jacket, Tripilote (Space Frame, Tri-pile).

-Flotantes: Estabilizado con lastre (Ballast, A), Línea de fondeo (Mooring Line Stabilized, B) y flotabilidad (Buoyancy, C).

Con el objeto de realizar una clarificación preliminar de las diferencias entre las estructuras, se muestra en las imágenes 19 y 20, las representaciones gráficas de las configuraciones, fijas y flotantes, respectivamente, e indicando el nombre de cada una de ellas, anteriormente mencionado, bajo su esquema.

Imagen 19. Tipos de configuraciones de las cimentaciones fijas para eólica marina. Fuente: EWEA (European Wind Energy Assotiation)

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Imagen 20. Tipos de configuraciones de estructuras flotantes para eólica marina. Fuente: NREL (National Renewable Energy Laboratory).

Se elegirá uno de estos tipos de cimentaciones, según la topología del sustrato marino y, sobre todo, en función de la profundidad del emplazamiento final escogido, ya que determinará las condiciones de implantación (viabilidad técnica) que supondrá su instalación.

Se analizarán las características, el método de instalación, los factores técnicos (como las cargas que actúan sobre las estructuras), su influencia en los costes, así como ejemplos que hayan utilizado cada tipo de cimentación. Otro aspecto que se estudiará, para cada tipo de configuración, serán las variantes de las estructuras que han sido realizadas en parques eólicos marinos llevads a cabo, generalmente resultado de acondicionamientos realizados para los lugares de emplazamiento escogidos. De esta manera, se podrá evaluar el potencial que cada una ofrece.

5.1. CIMENTACIONES FIJAS

5.1.1. Monopilote

Características

La construcción consiste en la inserción en el lecho marino de un pilar cilíndrico, generalmente de acero, de entre 3,5 a 4,5 metros de diámetro (algunos hasta 6 m) y 150 mm de espesor. Este tipo de cimentación ha de realizarse con un pilar de materiales pesados, en lugares con suelo sólido resistente, no rocoso, para impedir el movimiento de

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la base. El pilar se introduce unos 10-20 metros por debajo del fondo marino, sin necesidad de realizar un acondicionamiento del mismo para su instalación. Además, se coloca una pieza de transición entre el pilar y la torre, para asegurar la conexión entre ambas. Al introducirse la torre del aerogenerador en dicha pieza, permite su regulación en el eje vertical, según la altura deseada de la góndola. Es un tipo de configuración adecuada para lugares de calado bajo-medio, hasta 30 metros. [24].

Imagen 21. Partes de la cimentación monopiloto. Fuente: 4C Offshore

Método de instalación

Los pilares cilíndricos se transportan al lugar donde se colocarán mediante buques incorporados con grúas para levantar las estructuras e introducirlas en el lecho marino con un martillo hidráulico, hasta la profundidad deseada. El pilar sobresale unos metros del fondo marino para poder colocar la estructura de transición conectada a la columna que va insertada en el sustrato marino.

Factores técnicos

Las cimentaciones presentan un gran inconveniente, y es lo que se conoce como “flecha” en resistencia de materiales. Esto es el desplazamiento que se produce en la estructura al aplicarle cargas, respecto de su eje de simetría. Lo cierto es que la columna está sometida a fuerzas laterales y axiales debidas a la pieza de transición. Además, aparecen momentos de flexión (momento flector) como consecuencia de las tensiones que ocasionan las corrientes de agua y oleaje sobre la estructura del pilar.

Costes

Los costes vienen determinados según el emplazamiento en el cual se instale, pudiendo ser los factores condicionantes el oleaje (como ocurre en el mar del Norte) o bloques de hielo a la deriva (mar del Báltico).

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Referencias

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