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ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA DE SEVILLA
PROYECTO FIN DE CARRERA
MEJORAS EN LA IMPLANTACIÓN DE INSTALACIONES
EÓLICAS EN TIERRA FIRME
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
AUTOR: JOSÉ ÁNGEL NARBONA ACEVEDO
TUTORES: MANUEL BURGOS PAYÁN Y JUAN MANUEL ROLDÁN
FERNÁNDEZ
JUNIO, 2014
2
ÍNDICE GENERAL
INDICES DE FIGURAS……………………………………… ……………………………..6
ÍNDICE DE TABLAS ............................................................................................................. 8
1. Objetivos y Alcance .................................................................................................... 10
2. Recursos eólicos .......................................................................................................... 12
2.1. Antecedentes ............................................................................................................ 12
2.2. Energía eólica .......................................................................................................... 14
2.3. Formación de los vientos ......................................................................................... 18
3. Diseño de un parque eólico ......................................................................................... 21
3.1. Obtención de potencia a partir del viento ................................................................ 23
3.2. Medición del viento ................................................................................................. 24
3.3. La rosa de los vientos .............................................................................................. 27
3.4. Factores influyentes del viento ................................................................................ 29
3.5. Rugosidad, cizallamiento y escarpas ....................................................................... 29
3.6. Obstáculos: abrigo y turbulencia ............................................................................. 32
3.7. Los efectos túnel y colina ........................................................................................ 32
3.8. Estelas en un parque eólico ..................................................................................... 34
3.9. Caracterización de los vientos. La distribución Weibull ......................................... 36
3.10. Transformación de energía ...................................................................................... 38
3.11. Ley de Betz .............................................................................................................. 38
3.12. Coeficiente de potencia ........................................................................................... 40
3
3.13. Curva de potencia .................................................................................................... 41
3.14. Energía anual disponible. Factor de carga ............................................................... 42
4. Viabilidad económica .................................................................................................. 43
4.1. Inversión inicial ....................................................................................................... 43
4.2. Mantenimiento y explotación .................................................................................. 44
4.3. Horas de funcionamiento equivalentes .................................................................... 44
4.4. Financiación de parques eólicos .............................................................................. 44
4.5. Rentabilidad en parques eólicos .............................................................................. 45
4.5.1. Valor Actual Neto y Tasa Interna de Retorno ............................................................ 45
4.5.2. Payback: tiempo de retorno ........................................................................................ 47
4.6. Legislación............................................................................................................... 47
4.6.1. Características fundamentales del Real Decreto 661 de 2007 ................................... 48
4.6.2. Últimas reformas en la legislación ............................................................................. 50
5. Descripción del programa ........................................................................................... 54
5.1. Datos de entrada al programa .................................................................................. 54
5.1.1. Fichero de datos del viento ......................................................................................... 54
5.1.2. Selección del tipo de aerogenerador ........................................................................... 55
5.1.3. Caracterización del terreno ......................................................................................... 56
5.1.4. Tipos de distribuciones de los aerogeneradores ......................................................... 56
5.1.5. Elección del número de sectores ................................................................................ 59
5.1.6. Vector de probabilidad del viento .............................................................................. 59
5.2. Análisis de los datos de viento ................................................................................ 60
5.2.1. Velocidad variable con la altura ................................................................................. 60
5.2.2. División de los datos de viento en sectores ................................................................ 61
4
5.2.3. Parámetros de la rosa de los vientos ........................................................................... 61
5.2.4. Distribución de Weibull ............................................................................................. 62
5.3. Cálculo de la potencia ideal ..................................................................................... 63
5.3.1. Dirección principal del viento .................................................................................... 64
5.3.2. Cálculo de la potencia para un aerogenerador ............................................................ 65
5.3.3. Relación de las estelas en el cálculo de la potencia ................................................... 66
5.3.4. Turbinas afectadas por estelas .................................................................................... 67
5.3.5. Incidencia de la estela en un aerogenerador ............................................................... 69
5.4. Calculo de potencia reducida tras estelas ................................................................ 71
5.4.1. Superposición de estelas ............................................................................................. 72
5.4.2. Varias afectaciones sobre una misma turbina ............................................................ 73
5.4.3. Velocidad reducida y frecuencia asociada ................................................................. 74
5.4.4. Calculo de potencias en cada área afectada ................................................................ 74
5.4.5. Potencia y energía total reducida del parque eólico ................................................... 74
5.5. Rendimiento y horas equivalentes de funcionamiento ............................................ 75
5.6. Estudio de la viabilidad económica ......................................................................... 76
5.6.1. Cálculo de la inversión ............................................................................................... 77
5.6.2. Costes de mantenimiento ............................................................................................ 78
5.6.3. Actualización de parámetros ...................................................................................... 78
5.6.4. Consideración del IVA ............................................................................................... 78
5.6.5. Costes y pérdidas de origen eléctrico ......................................................................... 78
5.6.6. Cálculo de flujos de caja ............................................................................................ 79
5.6.7. Parámetros para la rentabilidad económica ................................................................ 79
5.6.8. Resumen parámetros calculados por el programa ...................................................... 80
5.7. Funciones adicionales .............................................................................................. 81
5.7.1. Adaptación a la distribución de Weibull ................................................................... 81
5
5.7.2. Representación de la Rosa de los vientos ................................................................... 81
6. Análisis de estudios ..................................................................................................... 84
6.1. Estudio previo a la adaptación a la distribución de Weibull ................................... 84
6.2. Análisis parque eólico diseñado .............................................................................. 91
6.2.1. Caracterización de los parámetros de entrada ............................................................ 91
6.2.2. Rosa de los vientos ..................................................................................................... 94
6.2.3. Resultados obtenidos y análisis energético ................................................................ 95
6.3. Casos de estudio de mejoras en parque eólico estándar .......................................... 98
6.3.1. Estudio de la posición relativa entre filas de aerogeneradores ................................... 99
6.3.2. Estudio de la posición relativa entre aerogeneradores situados en una misma fila .. 101
6.3.3. Estudio de la orientación principal del parque ......................................................... 104
6.3.4. Estudio de optimización de la posición y orientación del parque eólico ................. 111
6.3.5. Estudio de la variación del precio de la energía ....................................................... 114
6.3.6. Análisis de los resultados del parque eólico con el tipo de interés .......................... 119
6.3.7. Estudio de ampliación de potencia ........................................................................... 121
6.3.8. Determinación de una Prima específica para cada escenario estudiado .................. 122
7. Conclusiones ............................................................................................................. 125
6
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 2.1: Aumento consumo energético global……………………………………....pag 12
Figura 2.2: Utilización de las diferentes energías……………………………..………..pag 14
Figura 2.3: Evolución de las potencia instalada de la energía eólica…………………...pag 15
Figura 2.4: Porcentaje energía eólica instalada en países europeos…………………….pag 17
Figura 2.5: Crecimiento energía eólica offshore……………………………………..…pag 18
Figura 2.6: Ejemplo distribución presiones…………………………………………….pag 19
Figura 2.7: Evolución cíclica del viento………………………………………………..pag 20
Figura 2.8: Movimiento global de las corrientes……………………………………….pag 20
Figura 3.1: Ejemplo de actuación de un aerogenerador………………………………...pag 24
Figura 3.1: Veleta ………………………………………………………………………pag 25
Figura 3.2: Rosa de los vientos ……………..………………………………………….pag 25
Figura 3.3: Brújula………………………………………..…………………………….pag 25
Figura 3.5: Manga de viento………………...………………………………………….pag 26
Figura 3.6: Anemómetro……………………………….……………………………….pag 26
Figura 3.4: Tubo de pitot………………………………………....…………………….pag 27
Figura 3.5: Rosa de los vientos………………………………………...……………….pag 28
Figura 3.9: Evolución de la velocidad con la rugosidad………………………………..pag 31
Figura 3.10 Aerogenerador entre colinas……………………………………………….pag 33
Figura 3.11 Aerogenerador elevado…………………………………………………….pag 34
Figura 3.12 Función de densidad ………..………………..……….…………………...pag 37
Figura 3.13 Potencia frente a velocidad para un aerogenerador………………………..pag 41
Figura 5.1 Distribución en planta de un parque al tresbolillo…………………………..pag 58
Figura 5.2 Variación de la velocidad del viento con la rugosidad……………………...pag 61
Figura 5.3: Frecuencia del viento en un sector arbitrario en funcion de la velocidad….pag 63
Figura 5.4: Ordenación del vector de probabilidades…………………………………..pag 64
Figura 5.5: Curva de potencia-velocidad de un aerogenerador………………………...pag 65
7
Figura 5.6: Posición relativa entre aerogeneradores……………………………………pag 67
Figura 5.7 Descripción método Jensen………………………………………………....pag 68
Figura 5.8 Solapamiento de aeras de trabajo de aerogeneradores……………………...pag 69
Figura 5.9 Diferentes casos de solapamiento entre areas de trabajo……………………pag 70
Figura 5.10 Ejemplo para el cálculo del área solapada…………………………………pag 70
Figura 5.11 Descripción del radio y del ángulo en areas solapadas……………………pag 71
Figura 5.12 Superposición de estelas.…………………………………………………..pag 72
Figura 5.13 Otra representación de la rosa de los vientos……………………………...pag 82
Figura 6.1 Variación de los errores con el intervalo de velocidad -1-………………….pag 87
Figura 6.2 Variación de los errores con el intervalo de velocidad -2-………………….pag 89
Figura 6.3 Curva potencia-velocidad de aerogenerador usado…………………………pag 92
Figura 6.4 Disposición en planta de parque eólico……………………………………..pag 93
Figura 6.5 Rosa de los vientos para estudio parque eolico diseñado…………………...pag 94
Figura 6.6 Evolución del VAN con la distancia entre filas………………...…..……..pag 101
Figura 6.7 Evolución del VAN con la distancia de aerogeneradores de una misma
fila…………………………………………………………………………………......pag 104
Figura 6.8 Representación de dirección principal del viento………………………….pag 106
Figura 6.9 Evolución del Rendimiento en función de la dirección del viento……...…pag 108
Figura 6.10 Evolución de la energía producida con la direccion del viento…………..pag 109
Figura 6.11 Evolución de la energía producida con la dirección del viento para doce
sectores……………………………………………………………………………...…pag 111
Figura 6.12 Estudio del VAN para los valores de Da y Df ………………………..….pag 113
Figura 6.13 Evolución del VAN con el precio de la energía………………………….pag 115
Figura 6.14 Evolución del VAN con el precio de la energía y la inflación…………...pag 118
Figura 6.15 Representación de VAN frente al tipo de interés……………………...…pag 121
8
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 2.1: Capacidad en MW instalada de energía eólica en países europeos……..….pag 16
Tabla 3.1: Clases de rugosidades……………………………………………………….pag 29
Tabla 4.1: Precio de tarifas y primas regulada………………………………………….pag 50
Tabla 5.1: Marca y potencia de aerogeneradores…………………………………….…pag 56
Tabla 5.2: Resumen de los tipos de rugosidades……………………………………….pag 57
Tabla 6.1 Errores -1-……………………………………………...…………………….pag 86
Tabla 6.2 Errores -2-…………………………...……………………………………….pag 88
Tabla 6.3 Errores -3-………………………………...………………………………….pag 90
Tabla 6.4 Datos energéticos…………………………………………………………….pag 96
Tabla 6.5 Resumen de flujos anuales económicos……..………………………………pag 97
Tabla 6.6 Evaluación de los parámetros con la distancia entre filas………………...…pag 99
Tabla 6.7 Evaluación de los parámetros con la distancia entre aerogeneradores…..…pag 102
Tabla 6.8 Numeración de las direcciones del viento………………………..……...…pag 104
Tabla 6.9 Velocidad media y probabilidad para cada dirección………………………pag 105
Tabla 6.10 Probabilidades de que sople el viento en cada sector……………………..pag 105
Tabla 6.11 Parámetros energéticos y económicos para cada dirección de viento…….pag 106
Tabla 6.12 Probabilidad y velocidad media para 12 sectores…………………………pag 109
Tabla 6.13: Grados asociados para cada dirección de 12 sectores………………...….pag 110
Tabla 6.14: Rendimiento y VAN para 12 sectores……………………………………pag 110
Tabla 6.15: Estudio combinado de Da y Df…………………………………………...pag 112
Tabla 6.16: Variación de la dirección principal del viento……………………………pag 114
Tabla 6.17 Evolución del VAN y TIR según varía el precio de venta de la energía.....pag 115
Tabla 6.18: Evolución del VAN con el precio de la energía y con la inflación………pag 117
Tabla 6.19: Numeración de cada caso óptimo de estudio……………………………..pag 119
Tabla 6.20: Evolución del VAN y TIR con el tipo de interés…………………………pag 120
Tabla 6.21: Parámetros para cada caso de estudio tras aumento de potencia…………pag 121
9
Tabla 6.22: Estudio del porcentaje de financiación en el parque eólico………………pag 123
Tabla 6.23: Prima específica para cada escenario estudiado bajo un payback fijado…pag 124
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1. Objetivos y Alcance
En el presente documento se describe un proyecto de caracterización y estudio de parques
eólicos. A partir de la creación de un programa informático realizado en Matlab, se pretende
alcanzar dos objetivos El primero de ellos es el diseño y creación de un parque eólico
estándar, donde se le asignarán una serie de parámetros de entrada con objeto de conseguir
un parque eólico fiel a la realidad. El segundo de los objetivos, consiste en a través de
cambios realizados en el parque estándar establecido, buscar una mejora del mismo,
haciendo un estudio tanto energético como económico de cada uno de los cambios.
Finalmente, se creará un nuevo parque eólico mejorado, con el fin de plasmar las mejoras
antes realizadas.
El texto queda divido en 3 bloques fundamentales. En cada uno de ellos se describen
aspectos fundamentales relacionados con la creación y explotación de un parque eólico. Se
comienza describiendo el primer bloque, que engloba los capítulos 2,3 y 4, donde se
describe en líneas generales aspectos relacionados con la energía eólica, evolución de la
energía eólica en el mundo u origen de los vientos son unos de los temas descritos en esta
sección. Tras ellos, se exponen diferentes características que se afectan a la creación y
explotación de un parque eólico. Aquí se describen la medición de los vientos, aspectos que
afectan a la producción de energía, además de detallar como se crea energía a partir de los
aerogeneradores. Por último, se finaliza en este primer bloque con un análisis de la
viabilidad económica relacionada con este tipo de instalaciones, haciéndose especial
hincapié en la situación legislativa actual en lo que compete a la energía eólica en nuestro
país.
En el segundo bloque (capitulo 5) se hace la descripción del programa diseñado. En primer
lugar se describen los parámetros iniciales que necesita el programa para su correcto
funcionamiento. A continuación se presenta el funcionamiento del programa a grandes
rasgos, detallándose los diferentes algoritmos que recoge para la ejecución del mismo.
Finalmente, se analizan los diferentes resultados y parámetros que el programa es capaz de
proporcionar para el estudio energético y económico del parque.
En el tercer y último bloque (capitulo 6), se muestran varios casos prácticos, dentro de los
cuales se estudian al detalle los distintos resultados obtenidos a partir del programa diseñado
del parque eólico estudiado. Además, se analiza la influencia que presentan algunos
11
parámetros de libre elección en el desarrollo del programa sobre el resultado final, haciendo
patente la importancia de varios de ellos, en la optimización de un parque eólico. Además, la
finalidad de cada estudio no es más que mejorar tanto energéticamente como
económicamente el parque eólico estudiado. Finalmente, en el capítulo 7, se presentan las
diferentes conclusiones a las que se llegan tras haber estudiado minuciosamente cada caso
de estudio.
12
2. Recursos eólicos
2.1. Antecedentes
Desde la segunda mitad del siglo XVIII, con la revolución industrial, la sociedad ha ido
evolucionando de la mano del desarrollo energético, haciéndose absolutamente dependiente
del uso de la electricidad y la energía.
En la figura 2.1 [1] se muestra la evolución del consumo en los últimos 35 años,
aumentando en más del 100% desde 1975 hasta 2010, donde la demanda energética se cifra
en 12380 Mtpe (megatonelada de petróleo equivalente).
Figura 2.1: Aumento consumo energético global [1]
Si se hace un desglose para analizar la distribución por zonas geográficas, puede observarse
que en la situación de partida, la mitad de las 6030Mtoe se debían a la demanda de los países
pertenecientes a la OECD y un 40% a los restantes, mientras que en 2010, la contribución al
global de la OECD disminuye respecto del global, representando un 40% del total. Esto es
debido fundamentalmente a que cada vez adquieren más presencia en el mercado energético
los países con economías emergentes como es el caso de China, cuya demanda actualmente
representa en torno a un 20% del global.
Según las últimas previsiones, china junto con el resto de países con economías emergentes,
representarán el 70% de la demanda mundial de la energía en los próximos 25 años, que se
verá aumentada en más de 4000Mtpe según las previsiones de la Agencia Internacional de la
13
Energía en la última edición del informe World Energy Outlook [1].
Las previsiones indican también que los combustibles fósiles seguirán siendo los más
usados, al mismo tiempo que alertan de la disminución de reservas mundiales y de los
problemas ambientales asociados al uso de estas fuentes de energía.
Considerando el panorama energético actual, surgen las preocupaciones asociadas al
desarrollo energético sostenible. El desarrollo energético y económico sostenible implica la
disponibilidad de fuentes de energía con seguridad de abastecimiento, que sean respetuosas
con el medio ambiente, aceptadas por la sociedad y por último, y no menos importante, que
sean económicamente asequibles. Aparece, por tanto, la inquietud por desarrollar fuentes de
energía renovables que sean capaces de suplir estos requisitos. Entre las principales fuentes
de energía renovables con las que se cuenta hoy en día, se puede destacar la hidráulica, la
eólica, la geotérmica, la solar y la biomasa. Las energías renovables han sufrido un aumento
muy significativo en los últimos años. Así pues, en el año 2000 tan solo se contaba instalada
en el mundo 3.5 GW, aumentando considerablemente en los últimos años hasta el punto de
alcanzar 32 GW en el 2011. La siguiente gráfica representa el porcentaje de energía nueva
instalada por año, la energía renovable ha pasado de ser un 20.7% de energía nueva instalada
en el año 2000 a ser un 71.3% en el año 2011, tal y como se ilustra en la figura 2.2.
En concreto, este proyecto se centra en el estudio de la energía eólica. Aunque la energía
eólica a simple vista cumple con los requisitos citados anteriormente, queda en entredicho la
aceptación social debido al impacto ambiental que genera y también se encuentra con el
problema del almacenamiento de la energía generada así como de estar sujeta a la
variabilidad del viento. Los desafíos ingenieriles actuales están centrados en el desarrollo
tecnológico con el fin de superar estas debilidades y hacer de la eólica una fuente sostenible
de energía.
Aproximadamente el 2 % de la energía que llega del sol se transforma en energía cinética de
los vientos atmosféricos. El 35 % de esta energía se disipa en la capa atmosférica a tan solo
un kilómetro por encima del suelo. Del resto, se estima que por su aleatoriedad y dispersión
solo podría ser utilizada una treceava parte, cantidad suficiente para abastecer 10 veces el
consumo actual de energía primaria mundial. De ahí su enorme potencial e interés.
En concreto, este proyecto se centra en el estudio de la energía eólica. Aunque la energía
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eólica a simple vista cumple con los requisitos citados anteriormente, queda en entredicho la
aceptación social debido al impacto ambiental que genera y también se encuentra con el
problema del almacenamiento de la energía generada así como de estar sujeta a la
variabilidad del viento. Los desafíos ingenieriles actuales están centrados en el desarrollo
tecnológico con el fin de superar estas debilidades y hacer de la eólica una fuente sostenible
de energía
Aproximadamente el 2 % de la energía que llega del sol se transforma en energía cinética de
los vientos atmosféricos. El 35 % de esta energía se disipa en la capa atmosférica a tan solo
un kilómetro por encima del suelo. Del resto, se estima que por su aleatoriedad y dispersión
solo podría ser utilizada una treceava parte, cantidad suficiente para abastecer 10 veces el
consumo actual de energía primaria mundial. De ahí su enorme potencial e interés.
Figura 2.2: Utilización de las diferentes energías [2]
2.2. Energía eólica
Como se ha comentado previamente, las energías renovables han sufrido un fuerte desarrollo
en los últimos años. En concreto la energía eólica es una por la que más se está apostando en
la actualidad, siendo su implantación hoy día una realidad en muchas de las grandes
potencias mundiales. Tanto es así que en el 2000 fueron instalados 3.200 MW de energía
eólica en Europa, mientras que 11 años después, en el 2011, se instalaron 9.616 MW, esto
hace indicar que la apuesta por la energía eólica ha ido aumentado significativamente con
15
los años, siendo una apuesta de futuro para muchos países. En la figura 2.3 se muestra el
aumento en cuanto instalaciones de energía eólica por lo que a cada año se refiere. De esta
manera la instalación energía eólica por año ha aumentado en un 15.6% de media en los
últimos 16 años.
Figura 2.3: Evolución de las potencia instalada de la energía eólica [2]
Con esta apuesta en la energía eólica, basta indicar que a finales del 2011 se tenían
instalados en Europa un total de 96.61 GW. La tabla 2.1 muestra la distribución de la
potencia eólica instalada en Europa y su distribución por países, así como su evolución a lo
largo de los 2010 y 2011 [2]. Como ya se ha mencionado, a finales del 2011 en Europa
había instalados 96.61 GW de energía eólica, de los cuales 93.96 GW pertenecían a países
dentro de la Unión Europea. De entre todos los países europeos Alemania es quien lidera,
con 29.06 GW instalados seguido muy cerca por España con 21.67 GW.
Otros países como Dinamarca están apostando muy seriamente por esta energía renovable
de cara al futuro, siendo uno de los países donde la energía eólica está más desarrollada,
teniendo mucho peso en la producción eléctrica.
Para poder visualizar mejor la importancia de España en Europa en cuanto a MW de energía
eólica instalada se refiere, se representa la figura 2.4, donde se puede ver qué porcentaje de
la total energía eólica instalada a finales del año 2011 pertenece a los diferentes países
europeos. España con un 23% del total, se consolida como uno de los países líderes en el
desarrollo e instalación de esta energía renovable, solo a la cola de Alemania con un 31%
16
del total.
Tabla 2.1: Capacidad en MW instalada de energía eólica en países europeos
Instalada Final Instalada Final
2010 2010 2011 2011
EU Capacidad (MW)
Austria 19 1014 73 1084
Bélgica 325 886 192 1078
Bulgaria 322 500 112 612
Chipre 82 82 52 134
República
Checa 23 215 2 217
Dinamarca 315 3749 178 3871
Estonia 7 149 35 184
Finlandia 52 197 0 197
Francia 1396 5970 830 6800
Alemania 1493 27191 2083 29060
Grecia 238 1323 311 1629
Hungría 94 295 34 329
Irlanda 82 1392 239 1631
Italia 948 5797 950 6747
Letonia 2 30 1 31
Lituania 72 163 16 179
Luxemburgo 1 44 0 44
Malta 0 0 0 0
Paises Bajos 56 2269 68 2328
Polonia 456 1180 436 1616
Portugal 171 3706 377 4083
Rumania 448 462 520 982
Eslovaquia 0 3 0 3
Eslovenia 0 0 0 0
España 1463 20623 1050 21674
Suecia 604 2163 763 2907
Reino Unido 1005 5204 1293 6540
Total EU-27 9648 84650 9616 93957
Total EU-15 8144 81571 8409 89670
Total EU-12 1504 3079 1208 4287
De las cuales
offshore 883 2944 866 3810
Hasta ahora, todos los gráficos, porcentajes y datos tratados han ido referidos para energía
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eólica instalada en tierra, a lo que se conoce por el término en inglés “onshore”. Pero sin
duda, en los últimos años una nueva modalidad de energía eólica está siendo estudiada e
implantada en algunos países europeos.
Figura 2.4: Porcentaje energía eólica instalada en países europeos[2]
Se trata de energía eólica “offshore” o lo que es lo mismo, parque eólicos instalados en el
mar. Este nuevo tipo de energía eólica cuenta con varias ventajas con respecto a la
“onshore”, una de ellas es que se aprovecha la mayor fuerza del viento en mar abierto,
aunque en contra cuenta con que los trabajos de instalación y de mantenimiento del parque
son más costoso por el simple hecho de que los parques son menos accesibles.
En la figura 2.5 [2] se puede apreciar como la energía eólica offshore poco a poco va
teniendo cada vez más peso en el panorama europeo, siendo instalada cada vez más en los
últimos años.
Como se puede apreciar, la implantación de la energía eólica offshore en los últimos años
crece muy rápidamente. Si bien en el año 2001 tan solo se instalaron 4 MW de energía
eólica offshore, en el 2011 la instalación de esta nueva tecnología ascendió hasta 866 MW.
Alemania 31%
España 23%
Otros 9%
Italia 7%
Francia 7%
Reino Unido 7%
Dinamarca 4%
Portugal 4%
Holanda 3%
Suecia 3% Irlanda
2%
Porcentaje Potencia Instalada Paises UE
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Figura 2.5: Crecimiento energía eólica offshore
Esta panorámica de la situación actual de desarrollo de los parques eólicos, el tamaño de las
actuales instalaciones eólicas y sus elevadas tasas de crecimiento anual hacen que el
desarrollo de una herramienta sistemática de implantación y diseño optimizado de parques
eólicos sea una línea de trabajo de gran actualidad y de especial relevancia, tanto desde un
punto de vista técnico como económico.
2.3. Formación de los vientos
Las diferencias de presión, representadas en mapas mediante isobaras, producen el
movimiento del aire. El aire se mueve desde las zonas de alta presión hasta las de baja
creándose un gradiente horizontal de presión. Si las isobaras están poco espaciadas, el
gradiente de presión será presumiblemente alto y se tendrá una alta velocidad en el viento.
Por el contrario, cuando las isobaras están más especiadas, el gradiente de presión es bajo, y
los vientos serán suaves.
El movimiento rotacional de la tierra y la distribución irregular de las masas de tierra y de
los mares, también influyen en la circulación del aire.
Debido a la fuerza de Coriolis, resultante de la aceleración relativa de un cuerpo que se
encuentra en movimiento respecto de un sistema de referencia en rotación (no inercial), a la
fricción y a los efectos gravitatorios, los vientos no soplan directamente de las zonas de alta
hasta las de baja presión, sino que se desvían de la dirección marcada por el gradiente de
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presión. Así, cuando se produce un aumento en la velocidad del viento, la fuerza de Coriolis
también es más potente, lo que concluye en una desviación del viento aún mayor. Por otro
lado, la fricción, que actúa en sentido opuesto al del movimiento, hace que el aire en
movimiento se desacelere, lo que reduce su velocidad y por lo tanto la fuerza de Coriolis.
Como consecuencia de esta combinación de fuerzas, el viento sopla atravesando las isobaras
hacia un centro de presión o alejándose del mismo tal y como se muestra en la figura 2.7.
[3].
Como se ha comentado anteriormente, el viento surge como consecuencia del gradiente de
presiones que se establece entre las zonas de altas y bajas presiones. Estas zonas a su vez
son generadas debido al calentamiento irregular de la tierra por parte de los rayos de sol
incidentes: el sol calienta directamente al suelo y al mar, y estos a su vez al aire que lo
rodea.
Al calentarse el aire de una primera capa adyacente al suelo (así como las sucesivas
superiores), se produce un aumento de volumen, una disminución en su densidad que
impulsará el gas a elevarse hacia capas superiores con igualdad térmica.
Figura 2.6: Ejemplo distribución presiones
Este aire deja un ``hueco´´ en las zonas inferiores que es ocupado por un aire proveniente de
zonas más frías, lo que provoca una brisa, tal y como se muestra en la figura 2.7.
20
Figura 2.7: Evolucion cíclica del viento [3]
Del mismo modo, a escala global, las masas de aire se desplazan de los trópicos al ecuador,
donde ascienden tanto por su calentamiento al disminuir la latitud como por la fuerza
centrífuga del propio movimiento de rotación terrestre ya mencionado. Al ascender se
enfrían y por las capas superiores vuelven a los trópicos, donde descienden por su mayor
densidad.
El movimiento global de las corrientes de aire se representa en la figura 2.8.
Figura 2.8: Movimiento global de las corrientes
21
3. Diseño de un parque eólico
Para diseñar un parque eólico destinado a generación de energía eléctrica hay que tener en
cuenta muchos factores, es una tarea bastante compleja donde además de la energía eléctrica
participan diferentes disciplinas relacionadas con la ingeniería como electrónica, mecánica,
civil entre otras muchas. No solo ciencias relacionadas con la ingeniería participan en un
proyecto de esta índole, otras ciencias como la meteorología y topografía toman un papel
importantísimo para la elección del emplazamiento del parque, además la economía y el
derecho son también pilares fundamentales.
A continuación se va a hacer una breve exposición de los factores que influyen en el
proyecto de un parque eólico, no es más que una primera toma de contacto con estos
factores. [4]
En primer lugar, hay que hacer un estudio exhaustivo sobre donde se va a implantar el
parque eólico, en dicho estudio se contemplan varios factores que son los siguientes:
Disponibilidad de viento
Se estudia la influencia eólica en un lugar determinado, donde se prioriza que el promedio
anual de velocidad de viento sea elevado para que así, se garantice una cierta cantidad de
energía generada. También se pretende que el viento tenga un bajo nivel de turbulencias,
para que se atenúe los problemas de roturas asociados a la mayor fatiga mecánica de algunos
componentes.
Disponibilidad y acceso a la red de transporte y distribución de energía eléctrica
Como es lógico, para poder instalar un parque eólico en un lugar concreto, es necesario
disponer de una línea eléctrica próxima, donde dicha línea deber tener suficiente capacidad
de transporte disponible para la evacuación de la energía producida.
Disponibilidad y acceso al terreno
Es uno de los aspectos más importantes en cuanto a la implantación de un parque eólico se
refiere, el terreno debe ser de fácil acceso, con el fin de poder transportar los componentes
de la instalación (turbinas, palas, etc). Además, el terreno debe constar de un espacio muy
amplio para poder colocar los aerogeneradores a suficiente distancia entre si y evitar
posibles problemas de estelas. Otro hecho importante, es contar con la aceptación social de
la zona y de protección ecología, ya que podrían poner muchas obstáculos en la realización
22
del proyecto, incluso a veces pueden impedir que el proyecto se ejecute.
A pesar de que los factores citados son los más importantes, hay otros que no se deben pasar
por alto a la hora de acometer un proyecto como este. Es de vital importancia que el terreno
no sea una foco de fenómenos naturales que puedan dañar los elementos del parque, por ello
se estudia los antecedentes de dicha zona evitando lugares con tradición de huracanes,
tornados u otras formas de catástrofes naturales. También conviene que tenga una reducida
incidencia keraúnica (número de descargas atmosféricas anuales por unidad de superficie),
ya que, al ser las turbinas eólicas estructuras muy altas y estar en zonas despejadas, están
muy expuestas a las descargas eléctricas de origen atmosférico (lo que puede resultar en
daño para las palas de la turbina o el equipo eléctrico y, sobre todo, electrónico del
aerogenerador). Todos estos daños serían muy perjudiciales para el proyecto en el ámbito
económico, pues aumentaría los gastos de mantenimiento y por consiguiente se dejaría de
ingresar por el corte de energía generada debido a esos trabajos de mantenimiento y
reparación.
Una vez estudiados estos factores y haber decidido una zona propicia para la explotación de
un parque eólico, se procede a analizar la ubicación individual de cada una de las turbinas.
Este estudio es de gran importancia puesto que con él se pretende conseguir alcanzar el
óptimo en cuanto a energía generada bajo unas condiciones económicas favorables. Para
alcanzar este óptimo, se suelen hacer una serie de cálculos teniendo en cuenta la variabilidad
del viento en la zona, las características del terreno, la posición de las turbinas, etc. De esta
forma, el proyectista planteara un número de turbinas y una distribución de estas en la zona
que maximizará la potencia generada así como los beneficios económicos.
Cualquier proyecto de parque eólico implica incurrir en unos costes de instalación, como
pueden ser los de adecuación del terreno, realización de caminos y acondicionamiento de los
accesos disponibles o las infraestructuras eléctricas de distribución interior del parque y de
conexión a la red de transporte y distribución de energía eléctrica, así como otros costes
relacionados con la explotación, como pueden ser los alquileres de los terrenos o los
asociados a las pérdidas por efecto Joule en la propia instalación interior eléctrica del
parque, entre otros. Todos ellos dependen, en mayor o menor medida, de la extensión
(superficie) de terreno ocupada por el parque eólico. Por tanto, al tratar de reducir estos
costes se impulsa el diseño de la instalación hacia una mayor densidad superficial o mayor
grado de empaquetamiento de las turbinas en el parque. Pero instalar una agrupación de
23
turbinas muy próximas entre sí hace que se interfieran unas con otras por el efecto de
apantallamiento o de sombra que se produce en la estela que genera cada una de ellas.
Cuando una turbina eólica captura una parte de la energía cinética del viento que atraviesa
su rotor, extrae una cierta cantidad de energía de esa corriente de aire, lo que produce una
estela de aire más lento y turbulento en su parte posterior. Si una segunda turbina opera en
esa estela con un campo de velocidades de viento debilitado, producirá menos potencia y
capturará menos energía que si estuviese expuesta a la corriente de viento libre (sin
obstáculos) y, además, experimentará cargas más fluctuantes.
Este aumento de la fluctuación de la carga eólica de la turbina aumenta el daño de sus
componentes mecánicos por fatiga, lo que se traduce en una ulterior reducción del promedio
de energía anual generada, asociada a un aumento de la indisponibilidad de la máquina,
difícil de cuantificar.
3.1. Obtención de potencia a partir del viento
Como ya se ha comentado en puntos anteriores, para poder instalar un parque eólico en un
lugar determinado antes que nada hay que hacer un estudio del historia de vientos en la
zona, con el propósito de estimar la energía cinética contenida en la masa de aire que le va a
llegar a nuestras turbinas a lo largo de la vida útil del parque. Dicho lo cual, la obtención de
potencia a partir del viento seguiría aproximadamente el proceso que se describe a
continuación. El viento llega con una velocidad y una dirección determinada a la palas de
nuestros aerogeneradores, al impactar dicho viento contra las palas, éstas comienzan a girar,
transformando la energía eólica en energía cinética y transfiriéndosela al aerogenerador que
a su vez la transforma en energía eléctrica que pasaría a la red. Sumando la energía generada
por cada uno de los aerogeneradores del parque, tendríamos la energía total que se genera en
el parque. Esta seria a grande rasgos la obtención de energía a partir del viento, si bien
participan otros factores que hay que tener en cuenta. En primer lugar, al chocar el viento
con las palas de un aerogenerador, el viento a la salida del mismo sufriría un descenso en la
velocidad y una mayor turbulencia o distorsión en su trayectoria, lo cual se traduce a que
dicho viento al volver a chocar con otra turbina, produciría menos potencia que en el
anterior aerogenerador. A este fenómeno se le conoce como “estelas”.
En la figura 3.1 se representa la potencia generada por un aerogenerador, donde se plasma la
dependencia con la velocidad del viento, la densidad del aire y con el aérea de barrido del
24
aerogenerador.
Figura 3.1: Ejemplo de actuación de un aerogenerador
Dependiendo del modelo de aerogenerador a instalar, se tendrá un radio distinto y el área de
barrido de las palas depende del cuadrado del radio. Es importante tener en cuenta que la
relación entre el radio de una turbina y la potencia que produce es cuadrática, es decir, que si
se duplicase el radio de una pala, la potencia que se obtendría sería cuatro veces mayor. La
ecuación (3.1) que regula la transformación de la energía cinética del viento en energía
eléctrica en unidades de potencia es:
(3.1)
Donde r es el radio del rotor del aerogenerador, ρ la densidad del viento y v su velocidad.
Cabe destacar que cuanto mayor sea la densidad del aire, mayor será la energía que obtendrá
la turbina. En lugares fríos y pocos húmedos, la densidad del aire será mayor, por ello se
busca este tipo de lugares para la instalación de este tipo de parques.
3.2. Medición del viento
En el estudio previo para la instalación de un parque eólico es necesario caracterizar las
condiciones de viento de un lugar para poder predecir de forma segura las condiciones de
viento futuras y así la potencia que se puede obtener con la instalación de un parque. Para
ello hay que realizar una gran recopilación de datos. La recopilación de mediciones de
viento se realiza durante varios años, para obtener unos resultados más amplios y poder
25
evitar sacar conclusiones erróneas. Estos datos de viento se suelen recoger con una
frecuencia de diez minutos, ya que la mayoría de los programas vienen así diseñados.
El primer instrumento del que se tiene constancia para la determinación de la dirección del
viento y cuyo empleo se mantiene en la actualidad es la veleta, que junto con la rosa de los
vientos permiten determinar la dirección desde donde soplan.
kkkkkkkFigura 3.6: Veleta Figura 3.7: Rosa de los vientos
En navegación también se usan en combinación con una brújula.
Figura 3.8: Brújula
En los aeropuertos se usan las mangas de viento para indicar la dirección y estimar la
velocidad a partir del ángulo que forma la manga con el suelo.
26
Figura 3.5: Manga de viento
Para determinar la velocidad del viento, el elemento usado es el anemómetro, que también
permite la determinación de la dirección del mismo. Esta determinación se realiza de forma
directa por medio de unas palas rotativas o indirecta, mediante diferencias de presión o de
velocidad de transmisión de ultrasonidos.
Figura 3.6: Anemómetro
El tubo de pitot es otro tipo de anemómetro, y determina la velocidad del viento midiendo la
diferencia de presión de un tubo sometido a presión dinámica frente a otro con toma de
presión atmosférica.
27
Figura 3.9: Tubo de pitot
La intensidad del viento se ordena en función de su velocidad según la escala de Beaufort.
Esta escala se divide en varios tramos según los efectos del viento, causados desde el aire en
calma hasta los tornados y huracanes de categoría 5.
3.3. La rosa de los vientos
Rosa de los vientos, diagrama de coordenadas polares que representa la frecuencia con que
soplan los vientos en cada dirección [5]. La idea básica de una rosa de los vientos típica es
dividir el espacio en una cantidad fija de sectores, cuyo número variará en función de lo
precisa que se desee que sea la rosa. Normalmente se consideran ocho o doce direcciones
cardinales. Es importante la orientación de los parques eólicos, ya que conviene situar y
orientar los mismos de forma que reciban la mayor cantidad de energía contenida en el
viento. Así, en la rosa de los vientos se recogerá zonas con más alta frecuencia de viento y
por ello se aumenta el rendimiento del parque y se aprovecha la mayor cantidad de energía
posible. En cada sector se caracterizarán los vientos que circulan y las direcciones que lo
ocupa, incluyendo normalmente datos como la frecuencia con que sopla el viento en su
dirección, la intensidad, reflejada mediante la velocidad media del viento. Además, con
objeto de tener una mejor visualización de la potencia producida en un aerogenerador en el
estudio de los parques eólicos, se suele representar la velocidad media al cubo para cada uno
de los sectores en los que se divide la rosa de los vientos. Para poder comprender y tener una
mejor idea de toda la información que se recoge en una rosa de los vientos, se representa la
figura 3.8:
28
Figura 3.10: Rosa de los vientos
La longitud de cada segmento indica la probabilidad de que el viento sople para cada
dirección y el color, indica la velocidad media de cada sector en unidades de metros por
segundo. Los radios proyectados representan con su longitud una proporción del porcentaje
de frecuencias de los vientos en un periodo de tiempo determinado. A su vez, los radios
guardan más información, pueden subdividirse para mostrar la frecuencia de las diversas
intensidades de los vientos asociados a cada dirección particular mediante diferentes
anchuras.
Debido a las influencias locales de terreno, posibles efectos de costa, exposición de los
instrumentos y variabilidad temporal del viento, la estadística de la rosa de vientos puede no
ser siempre representativa de los vientos de un área.
Además, debido a que el viento en zonas geográficas relativamente cercanas no varía
bruscamente, las rosas de los vientos son en cierta forma similares, por lo tanto se podrían
usar estudios de vientos en emplazamientos cercanos, aunque no suele ser lo común. Con
esto hay que tener precaución con los posibles resaltos geográficos en la zona de estudio.
29
3.4. Factores influyentes del viento
Debido a la presencia de obstáculos y a la orografía del terreno, existen una variedad de
factores que tienen un efecto sobre la velocidad y la dirección del viento. A una gran altura
de la superficie del suelo, alrededor de un kilómetro, la superficie terrestre apenas ejerce
influencia alguna sobre el viento. Sin embargo, conforme nos vamos acercando al suelo, las
velocidades del viento varían por la fricción con la superficie terrestre. En la industria eólica
se pueden distinguir entre rugosidad del terreno, la influencia de los obstáculos y la
influencia del contorno del terreno, también llamada orografía. Los efectos túnel y efecto
colina están relacionados con la orografía y son los llamados efectos aceleradores. Otros
factores como cizallamiento, rugosidad u obstáculos producen una ralentización de la
velocidad del viento. Todos ellos se resumen en los siguientes apartados.
3.5. Rugosidad, cizallamiento y escarpas
La rugosidad cuantifica la disminución del viento debido a la fricción con la superficie y con
los diferentes elementos que hay en ella. En general, cuanto más pronunciada sea la
rugosidad del terreno mayor será la ralentización que vaya a experimentar el viento.
Obviamente, los bosques debido a su alta vegetación y las grandes ciudades por sus edificios
ralentizan mucho el viento, mientras que las pistas de hormigón de los aeropuertos sólo lo
ralentizan ligeramente. Las superficies de agua son incluso más lisas que las pistas de
hormigón, y por lo tanto tienen menos influencia sobre el viento, mientras que la hierba alta
y los arbustos ralentizan el viento de forma considerable.
A continuación se muestra la tabla 3.1 con las distintas clases de rugosidad en función de las
características del viento. Se define así la longitud de rugosidad, z0 que representa la altura
donde la velocidad es teóricamente cero. Además se especifica el tipo de paisaje, haciéndose
una descripción de cada una de las zonas hipotética donde se produciría cada tipo de
longitud de rugosidad. Es importante conocer el lugar del emplazamiento y así el tipo de
rugosidad que se puede dar.
30
Tabla 3.1: Clases de rugosidades [6]
Clase de
rugosidad
Longitud de
rugosidad (m)
Índice de energía
(%) Tipo de paisaje
0 0.0002 100 Superficie del agua
0.5 0.0024 73
Terreno completamente abierto con
una superficie lisa, p. ej., pistas de
hormigón en los aeropuertos, césped
cortado, etc.
1 0.03 52
Área agrícola abierta sin cercados ni
setos y con edificios muy dispersos.
Sólo colinas suavemente
redondeadas
1.5 0.055 45
Terreno agrícola con algunas casas y
setos resguardantes de 8 metros de
altura con una distancia aproximada
de 1250 m
2 0.1 39
Terreno agrícola con algunas casas y
setos resguardantes de 8 metros de
altura con una distancia aproximada
de 500 m
2.5 0.2 31
Terreno agrícola con algunas casas y
setos resguardantes de 8 metros de
altura con una distancia aproximada
de 250 m
3 0.4 24
Pueblos, ciudades pequeñas, terreno
agrícola con muchos o altos setos
resguardantes, bosques y terreno
accidentado y muy desigual
3.5 0.8 18 Ciudades más grandes con edificios
altos
4 1.6 13 Ciudades muy grandes con edificios
altos y rascacielos
El cizallamiento del viento nace debido al efecto que ejerce la rugosidad sobre la velocidad
del viento. En la figura 3.9 se ve cómo evoluciona la velocidad del viento debido a la
rugosidad del terreno.
Se entiende por cizallamiento del viento, al efecto de que el viento se desplace hacia
velocidades más bajas conforme nos acercamos al nivel del suelo.
31
Figura 3.9: Evolución de la velocidad con la rugosidad [6]
El cizallamiento del viento también es importante en el diseño de aerogeneradores.
Teniendo en cuenta que hay aerogeneradores con una altura de buje muy elevada, surge que
el viento soplará a distintas velocidades en función de si la pala de encuentra en posiciones
elevadas o bajas. En posiciones elevadas, el viento sopla a velocidades más altas lo cual
provoca fuerzas mayores en las palas, mientras que en posiciones más bajas ocurre justo lo
contrario. Por ello, es imprescindible conocer el perfil vertical del viento, para hacer un
estudio mecánico en los aerogeneradores. Para poder determinar cómo varia la velocidad en
función de la altura, se usa la ecuación (3.2):
(3.2)
Los parámetros usados en la ecuación (3.2) se describen a continuación:
Vref = velocidad de referencia, es decir, una velocidad de viento ya conocida a una altura Z
Z = altura sobre el nivel del suelo para la velocidad deseada v.
Z0 = longitud de rugosidad en la dirección de viento actual
Por último, el efecto de las escarpas: consiste en la formación de turbulencias no deseadas
que se producen a partir del cambio brusco de velocidad que sufre el viento en determinadas
32
zonas del litoral. Estos fenómenos suelen darse en zonas acantiladas, donde el viento sufre
una reordenación que provoca turbulencias perjudiciales para las turbinas.
3.6. Obstáculos: abrigo y turbulencia
Existen obstáculos que producen cambios en la corriente del viento, dichos obstáculos son
muy difíciles de cuantificar para poder estudiar sus posibles efectos en el viento. Son
muchos los obstáculos que existen, entre los más frecuentes se encuentran árboles, edificios,
bosques o elevaciones rocosas, todos con diferentes formas y porosidades.
Así pues, uno de los efectos que se producen debido a estos obstáculos en las corrientes de
viento, se conoce como abrigo y se define como el efecto que se produce a sotavento de un
obstáculo de cara al viento, produciéndose una reducción drástica de la velocidad. Es muy
interesante conocer la distancia tras el obstáculo a la cual se estabiliza el aire, con objeto de
situar los aerogeneradores de forma que no se vean afectados por estas circunstancias. Por
otro lado es necesario saber la dirección predominante por la cual la formación va a ser
afectada.
Otro de los efectos se conoce como turbulencia y se refiere al flujo de aire irregular que se
caracteriza por tener fluctuaciones de velocidad y dirección de viento en periodos cortos. Es
muy común dentro de estas corrientes la presencia de fenómenos como remolinos y vórtices.
Es importante conocer que, a pesar de existir modelos experimentales que estudien este tipo
de efectos, son muy difíciles de predecir y pueden llegar de forma caótica, produciendo
daños importantes en el parque eólico.
3.7. Los efectos túnel y colina
Son accidentes geográficos que crean alteraciones en el viento incidente [7].
El efecto túnel, ilustrado en la figura 3.10, es el resultado de la circulación del viento por un
paso estrecho que se crea entre accidentes geográficos naturales como son las montañas,
pero también puede crearse entre edificios de gran altura. En este paso, el viento se frena al
chocar con la montaña o edificio, de modo que tiende a buscar una salida entre el espacio
libre que queda entre el obstáculo. El paso de viento por el estrechamiento se realiza a una
mayor velocidad a la que tenía inicialmente debido al principio de conservación de la masa.
33
De manera simplificada: el caudal a la entrada del estrechamiento debe ser el mismo que el
caudal a la salida. De modo que al disminuir el área de paso, la velocidad aumenta
proporcionalmente.
Qent = Qsal (3.3)
Q = v A (3.4)
Para aprovechar el aumento en la velocidad, este tipo de enclaves son muy recomendables
para la situación de aerogeneradores, aunque es necesario considerar la orografía del terreno.
Por ejemplo, si la colina fuese muy accidentada se producirán muchas turbulencias, de
manera que el viento soplaría en diferentes direcciones, lo que perjudicaría la obtención de
la energía eólica ya que podría dañar los equipos.
Es necesario por tanto, estudiar la orografía del terreno antes de decidir el enclave del parque
de los aerogeneradores.
Figura 3.10 Aerogenerador entre colinas [7]
Por otro lado, el efecto colina, figura 3.11 es el producido en lugares donde existe una
sobreelevación del terreno, y al igual que en caso anterior, también deriva en una aceleración
de la velocidad.
En colinas relativamente aisladas, aumenta la velocidad del viento debido a que en la cara
lateral de la elevación se produce el choque del viento y se crea una sobrepresión en el aire.
Esta variación de presiones hace que el flujo de viento ascendente se acelere y pase por la
cima de la colina una gran corriente.
Al igual que en el efecto túnel, anterior hay que tener en cuenta las turbulencias que se
pueden derivar de la orografía del terreno. Por ejemplo, si el perfil de la colina es irregular y
34
escarpado se pueden producir vórtices de viento que contrarrestarían la ventaja que supone
el aumento en la velocidad del flujo de aire para el emplazamiento del parque eólico.
Figura 3.11 Aerogenerador elevado
3.8. Estelas en un parque eólico
En el diseño de un parque eólico existe un aspecto perjudicial debido al tamaño y a la
distancia entre sí de los aerogeneradores. Este aspecto negativo es conocido como estela y es
producido en el viento al pasar por un aerogenerador. Como se ha mencionado, debido al
tamaño, las máquinas interfieren entre si generando estelas que condicionan el diseño del
parque produciendo:
Disminución de la producción de energía en turbinas colocadas aguas abajo, debido a
la reducción de la velocidad producida en el viento ya que éste es frenado por la
máquina de delante.
Incremento de cargas dinámicas sobre los aerogeneradores por el aumento del nivel
de turbulencia incidente en cada una de ellas, por lo que la vida útil de la máquina se
acortará respecto a si estuviera en una corriente sin perturbar por la estela.
Cuanto mayor sea la intensidad de la turbulencia ambiente más se difunde la estela, esto
produciría una expansión de la estela y como consecuencia afectaría a más turbinas. Sin
embargo, el déficit de velocidad propio de la estela se vería contrarrestado. En estos efectos,
el segundo es el dominante y, por lo general cuando mayor sea la turbulencia ambiente
menor será el efecto nocivo de la estela. La propia turbulencia generada por la estela se
sumaría a una turbulencia ambiente, dando lugar a un efecto relativo que será tanto menor
cuanto mayor sea la turbulencia ambiente.
La turbulencia ambiente depende de diversos factores, tales como la orografía, rugosidad del
35
terreno o de la inestabilidad atmosférica. Cuanto mayor sean estos factores, mayor será
dicha turbulencia, y, de acuerdo con lo anterior, menor sería la influencia relativa de las
estelas. Debido a esto, para los parques eólicos en el mar (offshore) donde la rugosidad y la
turbulencia ambiente son pequeñas y el efecto de la orografía es inexistente, los efectos de
las estelas pueden ser más importantes.
Como ya se ha mencionado, el efecto de las estelas está directamente relacionado con la
distancia entre turbinas. Si una máquina está suficientemente alejada de otra, el efecto de la
primera sobre la segunda será poco importante. Estos efectos se hacen sentir
fundamentalmente en la estela agua abajo, en máquinas situadas en la dirección del viento
incidente. El defecto de velocidad que genera la máquina puede decaer a menos de un 10%
de la velocidad inicial en distancias del orden de unos 6 a 10 diámetros. Sin embargo, haría
falta distancias muchos mayores para tener un decremento de la turbulencia aceptable. El
efecto lateral de la estela, dirección perpendicular al viento, decae a valores aceptables en
distancias muy pequeñas, 1 a 3 diámetros, por lo que, en regiones donde existe una fuerte
dirección de viento predominante, las máquinas pueden colocarse bastante juntas.
En cualquier caso, los efectos de las estelas de distintas máquinas en un parque eólico se
superponen y para evaluar los efectos nocivos hay que hacer los cálculos para todo el rango
de velocidades y direcciones de viento incidentes.
Para posicionar correctamente los aerogeneradores en el esquema del parque es necesario
determinar de forma efectiva las dimensiones de las estelas. Localizar las turbinas dentro del
parque de manera que se interfieran lo menos posible las unas a las otras en las direcciones
predominantes del viento.
El efecto global que tiene las estelas en un parque eólico es la perdida de rendimiento debida
a la interferencia de unas turbinas sobre otras. Como ya se ha explicado, la forma más
sencilla de solventar este problema sería alejar las turbinas lo suficiente como para evitar
solapes de viento en las direcciones predominantes. Pero, otro factores no menos
importantes interfieren en la distribución de las turbinas, dificultando la libre colocación de
las máquinas y con ello que no se solucione del todo el efecto de las estelas. Estos factores
son principalmente económicos, cuanto más alejadas estén mis turbinas, más gasto supondrá
en cuanto a alquiler del terreno e interconexiones eléctricas. Por lo tanto, como norma
general, se suele llegar a un consenso entre el factor energético y el económico, con el fin de
36
sacar mayores beneficios en el parque se llega al acuerdo de separar los aerogeneradores en
un parque eólico entre cinco y nueve diámetros de rotor en la dirección predominante de los
vientos y entre tres y cinco en la dirección perpendicular a los mismos.
3.9. Caracterización de los vientos. La distribución
Weibull
Al ser el viento una fuente de energía aleatoria, con más incertidumbre que otras fuentes de
energía, existe la dificultad de no poder elegir cuando se inyecta electricidad a la red,
además de no poder manipular la carga de generación, es decir, se genera dependiendo de lo
que sople el viento en cada momento. Por lo tanto, aparece como inconveniente la
incapacidad de almacenaje de la energía eléctrica a gran escala, teniendo que producirse
dependiendo de la demanda con objeto de evitar cortes en el suministro. Debido a esto, nace
la necesidad de predecir la disponibilidad del viento, para que una vez sabida, hacérsela
llegar a los gestores de producción y así, decidir cuándo se produce y cuando no. De esta
manera, se consigue un mayor aprovechamiento del parque eólico tanto energética como
económicamente. Este estudio, se hace más importante en función del peso que tenga la
energía eólica en la producción eléctrica total del país.
En primer lugar hay que estudiar los posibles lugares donde se puede instalar la planta
eólica, atendiendo al potencial energético y a que sea económicamente factible.
Tras haber decidido donde se va a ejecutar el proyecto, se pasa a estudiar de manera
minuciosa la aleatoriedad del viento. Partiendo de los datos medidos del viento (como ya se
ha explicado en secciones anteriores) donde se dispone de la velocidad y la dirección del
viento en cada momento de medida, así como la altura a la que se ha medido y otros
parámetros característicos del terreno, ya se puede comenzar el análisis del viento. Cabe
destacar que a pesar de que las medidas se realicen a una altura dada, se tiene la información
suficiente para extrapolar estos a datos a las diferentes alturas de buje de los aerogeneradores
que se decidan instalar.
Como lo que se quiere conocer es la evolución del viento en el futuro y se dispone tan solo
de las mediciones de viento en los últimos años, se realiza un estudio estadístico del mismo.
Se sabe que la variación del viento suele tener una forma que se parece mucho a la curva de
distribución estadística de Weibull. Por lo tanto se extrapola dichos datos para hacerles un
37
tratamiento estadístico. Esta herramienta estadística proporciona la probabilidad o frecuencia
de cada velocidad a partir de los datos obtenidos mediante las mediciones. Como ya se ha
comentado la distribución estadística de las velocidades del viento varía de un lugar a otro,
dependiendo de las condiciones climáticas locales, del paisaje y de su superficie. Por lo
tanto, la distribución de Weibull puede variar tanto en la forma como en el valor medio.
Figura 3.1211 Función de densidad [8]
En la figura 3.12 se representa una distribución de Weibull estándar para poder comentar
algunas de las características más importantes que esta gráfica guarda. El área bajo la curva
siempre vale exactamente 1, ya que la probabilidad de que el viento sople a cualquiera de las
velocidades, incluyendo el cero, debe ser del 100%.
La mitad del área se encuentra a la izquierda y derecha de 6,6 m/s aproximadamente. Los
6,6 m/s son la mediana de la distribución; esto significa que la mitad del tiempo el viento
soplará a menos de 6,6 m/s y la otra mitad soplará a más de 6,6 m/s.
Sin embargo, la velocidad del viento media es de 7 m/s. La velocidad del viento media es
realmente el promedio de las observaciones de la velocidad del viento que tendremos en ese
emplazamiento.
Como se puede observar, la distribución de las velocidades del viento es sesgada, es decir,
no es simétrica. A veces se tienen velocidades de viento muy altas, pero no son muy
38
frecuentes. Por otro lado, en este gráfico las velocidades del viento más comunes están en
torno a 5,5 m/s, que es llamado valor modal de la distribución.
A continuación se muestran la ecuación (3.5) para poder representar la distribución de
Weibull a partir de los datos medidos. Donde v representa la velocidad para la cual se desee
calcular la probabilidad y k y c son los parámetros de forma y de escala respectivamente.
Estos parámetros son los representativos de la distribución Weibull, el parámetro de forma
“c” es adimensional y caracteriza la asimetría típica de esta distribución. Por otro lado, el
parámetro de escala “k”, con unidades de velocidad (m/s), suele tomar valores próximos a la
velocidad media.
(3.5)
3.10. Transformación de energía
Llegados a este punto, tenemos la velocidad y la frecuencia con la que el viento va a soplar
en nuestro parque, pero queremos determinar la potencia que dicha cantidad de viento va a
producir. Para el caso en que dicha energía va a ser aprovechada por un aerogenerador cuyas
aspas recorren el área de un círculo de radio la longitud de las palas, la energía obtenida por
unidad de tiempo será:
(3.6)
Donde ρ es la densidad del aire en g/m3, r es la longitud de la pala en m y v es la velocidad
del viento en m/s.
3.11. Ley de Betz
Cuanto mayor sea la energía cinética que un aerogenerador extraiga del viento, mayor será
la ralentización que sufrirá el viento al superar el aerogenerador y por tanto menos será la
velocidad a la salida del mismo. Si se extrajera toda la energía del viento, el aire saldría con
una velocidad nula, es decir, el aire no podría abandonar la turbina. En ese caso no se
extraería ninguna energía en absoluto, ya que al no poder abandonar el aire la turbina este
fenómeno impediría la nueva entrada de aire al rotor del aerogenerador.
39
Así pues, se asume que el viento se va a frenar al pasar por un aerogenerador, se frenará lo
suficiente para producir una gran cantidad de energía y para permitir que el viento posterior
pueda circular sin dificultad. Resulta que un aerogenerador ideal ralentizaría el viento hasta
2/3 de su velocidad inicial. Para entender el porqué de esta transformación de la velocidad
del viento, tendremos que usar la ley física fundamental para la aerodinámica de los
aerogeneradores:
La ley de Betz dice que sólo puede convertirse el 59 % de la energía cinética en energía
mecánica usando un aerogenerador. La ley de Betz fue formulada por primera vez por el
físico alemán Albert Betz en 1919. Su libro "Wind-Energie", publicado en 1926,
proporciona buena parte del conocimiento que en ese momento se tenía sobre energía eólica
y aerogeneradores. [9]
La idea intuitiva de esta ley se ha comentado en grandes rasgos anteriormente, es decir, si se
extrajese toda la energía cinética del aire que entra en la turbina, su velocidad a la salida
sería nula y por tanto este aire no se podría desplazar. Además si el aire no sale de la turbina,
tampoco podrá entrar aire nuevo y por tanto la producción de energía se pararía y sería nula.
Por lo tanto existe un máximo de energía que debe conservar el aire a la salida, y por tanto
que nunca se extraerá el cien por cien de la energía cinética del viento.
Belz consideró que la velocidad promedio del viento que atraviesa el rotor es igual al
promedio entre las velocidades de entrada y salida. Por otro lado, según la Ley de Newton,
la potencia que extrae el aerogenerador del viento es igual a la masa que atraviesa al mismo
por la diferencia de los cuadrados de la velocidad del viento:
(3.7)
Donde la masa total de aire que atraviesa el rotor de la turbina es:
(3.8)
Sustituyendo la ecuación de la masa en función de la velocidad del viento se obtiene la
ecuación de Betz:
(3.9)
40
Si se compara esta potencia extraída con la potencia que contiene la masa de aire a la
entrada, que teóricamente es la máxima potencia que se podría extraer obtenemos:
(3.10)
Si se maximiza la ecuación (3.10), se obtiene que el valor más alto de la relación anterior se
da para V2/V1 = 1/3. De esta manera, se entiende que el valor máximo de la energía que
podemos extraer de una corriente de aire en movimiento por cualquier medio físico posible
será el 0.59 de la potencia total del viento sin perturbar.
A la suma del límite de Betz y de las perdidas aerodinámicas que se dan en los actuales
aerogeneradores se le conoce como coeficiente de potencia, parámetro que se usa para hallar
la energía extraída de cada aerogenerador. Dicho parámetro será descrito en el siguiente
apartado.
3.12. Coeficiente de potencia
La definición del coeficiente de potencia se representa en la ecuación (3.11):
(3.11)
Siendo el coeficiente entre la potencia mecánica en el eje del rotor (la que realmente genera
la maquina) y la potencia que aporta el viento. El valor real de Cp en un aerogenerador
depende del diseño aerodinámico de la pala, del número de palas del rotor, de la estructura
de éste (si es de eje horizontal o vertical) y del sistema de control de la máquina. En la
práctica el coeficiente de potencia tiene un valor en torno a 0.5. Además, el coeficiente de
potencia varía con la velocidad de rotación del aerogenerador. Se define la velocidad
específica en una pala de un rotor como el cociente entre la velocidad lineal en el extremo de
la pala y la velocidad del viento:
(3.12)
Donde w es la velocidad angular del rotor en rad/s y r es el radio del rotor en metros.
41
3.13. Curva de potencia
Los fabricantes de turbinas eólicas suministran una característica muy importante para el
estudio de parques eólicos, se trata de la curva de potencia. Dicha curva, representada en la
figura 3.13, es una representación de la potencia que suministra la máquina para cada
velocidad del viento.
Para obtener la curva de potencia, los fabricantes han de realizar una caracterización muy
exhaustiva del funcionamiento además las medidas han de realizarse con gran rigor y
precisión.
En primer lugar, el fabricante proporciona un valor de potencia nominal para la turbina, en
concreto este modelo es de 2 MW. Cuando se dice una turbina de 2 MW, quiere decir que es
la potencia que generará a plena carga, es decir, con condiciones de viento óptimas.
Obviamente, esas condiciones de viento no se van a dar siempre, por lo tanto las turbinas
trabajaran a cargas parciales.
Figura 3.13 Potencia frente a velocidad para un aerogenarador [11]
Una turbina siempre trabajará entre la velocidad de conexión y la velocidad de desconexión,
que para esta turbina se tratan de 3 m/s y 22 m/s respectivamente. Estos valores representan
la velocidad minina a la cual el aerogenerador puede producir energía y el valor máximo
42
para el que el aerogenerador generará sin que se produzcan posibles problemas en el
funcionamiento.
Es muy importante conocer la curva de potencia de cada aerogenerador, pues multiplicando
la potencia asociada a cada velocidad de viento por el número de horas que el viento sopla a
cada velocidad, se obtiene la energía anual total.
3.14. Energía anual disponible. Factor de carga
El factor de carga de una centra eólica es el cociente entre la energía real generada por
la central durante un período (generalmente de forma anual) y la energía generada si hubiera
trabajado a plena carga durante ese mismo período, es decir, conforme valores nominales. Es
un indicativo de la utilización de la capacidad de la planta en el tiempo. [12]
Para tener una idea más intuitiva del factor de carga, a continuación se expone un ejemplo.
Imaginemos una central con una capacidad de 1 GW que produjo 648 GWh en un mes. El
número de GWh que se podrían haber producido trabajando a plena carga y con un factor
de disponibilidad del 100% sería de 1 GW x 30 días x 24 horas es de 720 GWh. Lo cual,
dividiendo ambos valores, se obtiene el factor de carga de la planta, 648/720, dando como
resultado un 90%.
No es un valor único para una planta eólica, sino que es usado para caracterizar la
producción de diferentes tecnologías energéticas. Para finalizar, se puede decir que el factor
de carga representa las horas equivalentes de funcionamiento a máxima potencia de uno o
varios aerogeneradores a lo largo de un periodo de tiempo.
43
4. Viabilidad económica
Una vez realizada la selección del emplazamiento y el estudio del recurso eólico, se lleva a
cabo el análisis de la viabilidad económica del parque.
Estimando todos los costes e ingresos, es posible predecir la posible rentabilidad del
proyecto y, a partir de este cálculo, tomar una decisión acerca de su puesta en marcha.
Son muchos los factores que influyen en la rentabilidad de un parque eólico, entre los más
importantes se encuentran la inversión inicial, los costes de explotación, los costes
financieros, el número equivalente de horas de viento que haya en el emplazamiento y el
precio de venta de la electricidad inyectada a la red.
4.1. Inversión inicial
Para la construcción de un parque eólico hay que realizar un desembolso inicial o inversión
inicial. Entre dichos desembolsos se encuentran la compra de turbinas y equipos, la mano de
obra para la construcción del parque y por supuesto todos los conceptos relacionados con la
parte burocrática y legal.
Estos valores tienen diferente peso en la inversión inicial total, así pues según los datos
suministrados por la Asociación Empresarial Eólica, el peso de cada coste serían los citados
a continuación. La compra de los aerogeneradores es la principal inversión, dado que
suponen casi las tres cuartas partes del coste total (el 74 %, o unos 850 k€, aproximadamente
por cada megavatio instalado). [13]
Tras la compra de las turbinas eólicas, el siguiente desembolso en cuanto a peso es la
compra de equipos y dispositivos eléctricos, siendo esta partida un 12% de la inversión. En
estos gastos se incluye transformadores, líneas y también el pago de los derechos para
conectarse a la red. El 9% le corresponde a la obra civil del parque, en este apartado se
incluye la adecuación de terrenos, cimentaciones, accesos al parque, etc.
Y en el 5% restante, se incluyen los equipos de control del parque y el montante de la parte
burocrática y legal, incluyendo costes de tramitación, los permisos y licencias, la gestión de
los terrenos donde se ubica el parque, gastos de financiación, etc.
Finalmente, si se hace el promedio de todos los desembolsos, se llega al siguiente resultado,
44
el coste total de un parque es aproximadamente un 1.1 M € por cada megavatio instalado.
4.2. Mantenimiento y explotación
Para valorar la viabilidad de un parque eólico es necesario realizar un estudio previo para
estimar el coste de operación y mantenimiento para cada año.
Además de los gastos en la inversión inicial, en un parque eólico hay unos costes anuales
debido a la explotación del mismo. Con objeto de tener un buen funcionamiento durante la
vida útil del parque, hay que desembolsar cantidades significativas de dinero cada año. Estos
gastos incluyen los salarios del personal del parque, el propio consumo eléctrico, de agua o
de combustible en las instalaciones o vehículos de éste y el llamado coste de gestión. La
utilización del terreno, el mantenimiento de los equipos, el pago de pólizas de seguros y de
impuestos, los gastos de administración, las auditorías, son algunos de los conceptos que
están incluidos en los costes de gestión.
4.3. Horas de funcionamiento equivalentes
Es muy importante saber el número de horas equivalentes que un parque va a estar
funcionando a lo largo de cada año de su vida útil, ya que cuanto mayor sean las horas
equivalentes, mayor energía eléctrica será inyectada a la red y por consiguiente más dinero
se habrá percibido. Y es que los ingresos finales percibidos por el dueño de la instalación
son directamente proporcionales a los kWh producidos por ésta.
En España los parques eólicos tienen, en promedio, un número de horas equivalentes de
funcionamiento algo por debajo de las 2100 horas. [13]
4.4. Financiación de parques eólicos
Uno de los pilares fundamentales a la hora de hacer un parque eólico es la financiación del
mismo. La inversión a realizar para la implantación de un parque eólico es muy importante,
ya que como se comentó anteriormente se paga algo más de un millón de euros por cada
megavatio instalado. Así, para tener una pequeña visión, si imaginamos un pequeño parque
eólico de 5 MW se necesitaría aproximadamente una inversión de casi 6 M€.
Para poder hacer frente a este gran desembolso de dinero, en la práctica, los promotores de
proyectos de energía eólica acuden a los mercados financieros, donde lo más común es
45
financiarse por un valor superior al 80% del total de la inversión, es más, mucho de los
proyectos se financian al 100%. El plazo de devolución habitual es de 8 a 12 años, un
periodo considerable dado que proyectos de este tipo tienen una vida útil de unos 20 años.
El tipo de referencia empleado suele ser el Euribor (el habitual para préstamos hipotecarios)
y un diferencial que suele rondar el 1.5 %. Dada la situación económica actual del país, el
tipo de interés que ofrecen los bancos para préstamos de este calibre son elevados, siendo
superiores al 7.5%.
4.5. Rentabilidad en parques eólicos
Con todos los costes e ingresos anuales que va a generar la instalación durante su vida útil,
se puede llevar a cabo el cálculo de los flujos de caja. En primer lugar se calculan los
ingresos netos de operación anuales, definidos como el ingreso de venta de la energía
(producida menos las pérdidas de origen eléctrico) en ese año menos el coste de
mantenimiento anual.
Como la inversión del proyecto será financiada de manera parcial o en su totalidad, en los
primeros años se devolverá el préstamo a la entidad bancaria correspondiente. Por lo tanto,
cada año hay que devolver la cuota correspondiente hasta completar los años en los que se
amortiza el préstamo. Los flujos de caja de cada año se definen como los ingresos netos de
operación para cada año menos la cuota de préstamo anual, los flujos de caja
correspondientes al periodo de amortización pueden llegar a ser negativos. Los flujos de
cajas se pueden definir como los recursos generados por la empresa en un determinado
período de tiempo, pudiendo estar asociados a un proyecto de inversión concreto o a la
empresa en su conjunto. En los flujos de caja no se utilizan términos como “ganancias” o
“pérdidas”, dado que no se relaciona con el estado de resultados. Sin embargo, la
importancia de los flujos de caja es que nos permite conocer rápidamente la liquidez de la
empresa, aportando una información clave para la toma de decisiones.
4.5.1. Valor Actual Neto y Tasa Interna de
Retorno
En un proyecto de esta índole es muy importante analizar la posible rentabilidad del
proyecto y sobre todo si es viable o no. Al realizar una inversión de capital en este tipo de
46
instalaciones, se espera obtener una rentabilidad a lo largo de los años. Esta rentabilidad
esperada debe ser mayor al menos que si se realizara la misma inversión con poco riesgo, es
decir invirtiendo en letras del Estado o depósitos en entidades financieras. De lo contrario
sería más sencillo invertir el dinero en este tipo de entidades con bajo riesgo, en lugar de
dedicar tiempo y esfuerzo a la creación empresarial.
Para valorar esto último, se presentan dos parámetros muy usados a la hora de calcular la
viabilidad de un proyecto, se tratan del VAN (Valor Actual Neto) y el TIR (Tasa Interna de
Retorno). Ambos conceptos se basan en lo mismo, y es la estimación de los flujos de caja
que tenga la empresa (simplificando, ingresos menos gastos netos).
Este método consiste en determinar la equivalencia en el tiempo cero de los beneficios
futuros que generará el proyecto y comparar esta equivalencia con el desembolso inicial.
Cuando dicha equivalencia es mayor que la inversión inicial, entonces, es recomendable que
el proyecto sea aceptado. Conocido los beneficios anuales se está en situación de calcular el
VAN [14], que se define en la ecuación (4.1).
(4.1)
Donde A es la inversión inicial que puede ser aportada por recursos propios y/o capital
financiado, n es el periodo de estudio del proyecto y WACC (del inglés Weighted Average
Cost of Capital) es la tasa de descuento acorde al rendimiento mínimo esperado. Esta tasa
será establecida por el coste ponderado del capital del inversor (WACC). El WACC se
denomina en ocasiones en español promedio ponderado del costo de capital o coste medio
ponderado de capital (CMPC), aunque el uso más extendido es con las siglas originales en
inglés WACC. Se trata de la tasa de descuento que debe utilizarse para descontar los flujos
de caja operativos para valuar una inversión utilizando el descuento de flujos de caja. Como
posible valor se suele usar el interés de la última subasta de Letras del Tesoro Público a
doce meses, considerada como la inversión de menor riesgo, para así estimar si realizamos
la inversión o no.
El segundo criterio económico utilizado es la tasa interna de retorno, TIR. La tasa interna de
retorno o tasa interna de rentabilidad (TIR) de una inversión está definida como la tasa de
interés con la cual el valor actual neto es igual a cero. La Tasa Interna de Retorno es un
47
indicador de la rentabilidad de un proyecto, donde a mayor TIR, mayor rentabilidad. Por
esta razón, se utiliza para decidir sobre la aceptación o rechazo de un proyecto de inversión.
Para ello, la TIR se compara con una tasa mínima o tasa de corte, que será el coste de
oportunidad de la inversión (si la inversión no tiene riesgo, el coste de oportunidad utilizado
para comparar la TIR será la tasa de rentabilidad libre de riesgo, esto es, por ejemplo, los
tipos de interés para un depósito a plazo). Si la tasa de rendimiento del proyecto -expresada
por la TIR supera la tasa de corte, se acepta la inversión; en caso contrario, se rechaza.
Se puede obtener la TIR despejando el valor de i, a partir de la ecuación (4.2).
(4.2)
4.5.2. Payback: tiempo de retorno
Por último, otro parámetro usado para el cálculo de la rentabilidad de un proyecto es el
tiempo de retorno o payback. El payback [14] es un criterio estático de valoración de
inversiones que permite seleccionar un determinado proyecto en base a cuánto tiempo se
tardará en recuperar la inversión inicial mediante los flujos de caja. Resulta muy útil cuando
se quiere realizar una inversión de elevada incertidumbre y de esta forma tenemos una idea
del tiempo que tendrá que pasar para recuperar el dinero que se ha invertido. Su estimación
consiste en encontrar el año en el que los flujos de caja acumulados son mayores que la
inversión realizada.
4.6. Legislación
La generación eléctrica a partir de tecnología eólica consiste en la transformación de la
energía cinética de las corrientes de aire en energía eléctrica.
Las instalaciones de producción de energía eléctrica mediante tecnología eólica se
encontraban reguladas, en su mayoría, por la siguiente normativa el Real Decreto 661 de
mayo de 2007 (RD661/07). Pero debido a la profunda crisis económica que azota el país, el
gobierno español decidió reformar la normativa que regula este tipo de instalaciones,
lanzando diferentes cambios que se detallarán en el apartado últimas reformas. A
continuación se exponen las principales características del Real Decreto 661 de mayo de
48
2007 (RD661/07) en lo que conciernen a las instalaciones eólicas, muchas de estas
condiciones siguen en vigor, mientras que otras han sido modificadas.
4.6.1. Características fundamentales del Real
Decreto 661 de 2007
El Real Decreto 661 de 2007 modificó el régimen económico y jurídico que regulaba el
régimen especial vigente hasta ese momento, al derogar el Real Decreto 436/2004 y
cualquier otra disposición de igual o inferior rango en lo que se oponga a la nueva norma.
Según el propio Gobierno, la finalidad del RD661/07 era mejorar la retribución de aquellas
tecnologías menos maduras, como la biomasa y la solar térmica (que no estaban creciendo al
ritmo esperado), para así poder alcanzar los objetivos del Plan de Energías Renovables
2005-2010.
Producción en régimen especial
La actividad de generación en régimen especial recoge la generación de energía eléctrica en
instalaciones de potencia no superior a 50 MW que utilicen como energía primaria energías
renovables o residuos, y aquellas otras como la cogeneración que implican una tecnología
con un nivel de eficiencia y ahorro energético considerable.
Dicha actividad goza de un régimen económico y jurídico beneficioso en comparación con
el régimen ordinario que comprende a las tecnologías convencionales.
- Entre los beneficios de estas tecnologías se encuentran:
- Disminución de emisiones contaminantes y gases de efecto invernadero,
- Un menor impacto sobre el entorno,
- El aumento de la seguridad de suministro derivado del uso de fuentes autóctonas,
- El ahorro de energía primaria
- Ahorro en transporte y distribución eléctrica por la proximidad entre transporte y
consumo, etc.
49
Ámbito de aplicación
Las instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial deberán tener
potencia instalada igual o inferior a 50 MW y estar en alguno de estos grupos:
- Instalaciones que utilicen cogeneración u otras formas de producción de energía
eléctrica asociadas a la electricidad, con un rendimiento energético elevado.
- Instalaciones que utilicen energías renovables no consumibles, biomasa,
biocombustibles, etc.
- Instalaciones que utilicen residuos urbanos u otros residuos.
- Instalaciones de tratamiento y reducción de residuos agrícolas, ganaderos y servicios.
Formalidades burocráticas
Con carácter general, corresponde al órgano competente de la Comunidad Autónoma donde
se ubique la instalación, la autorización de la instalación y su inclusión en el régimen
especial.
Corresponde a la Administración General del Estado, a través de la Dirección General de
Política Energética y Minas del Ministerio de Industria, Energía y Turismo, la autorización
de las instalaciones que se encuentren entre dos Comunidades Autónomas, en el mar, o cuya
potencia sea superior a 50 MW (en cuyo caso serían incluidas en el régimen ordinario).
Precio de venta energía generada
En el Real Decreto 661 de mayo de 2007 (RD661/07) se permite a los productores de
energías renovables vender la electricidad acogiéndose a dos posibles modalidades: la
opción de tarifa regulada y la opción de mercado. En ambos casos, el vendedor percibía un
precio muy ventajoso con respecto a otras fuentes de energía no renovables, dado que el
estado se encargaba de incentivar la producción de las fuentes limpias mediante el sistema
de tarifas subvencionadas. En el caso de la energía eólica, en la primera opción, el precio a
percibir queda desligado de la tarifa eléctrica media o de referencia (que desaparece). La
actualización anual de la retribución quedaba ligada al índice de precios al consumo (IPC), a
partir del valor que el RD 661 establece, que es de 7.3 céntimos de euro por kWh.
50
La opción de venta al mercado es la que contuvo novedades más importantes. Así, las
instalaciones que la eligieron, recibían un precio final que tendrá que estar delimitado por
una banda. Dicha banda tendrá un valor de precio máximo, por encima del cual las
instalaciones no cobrarán prima, y otro de precio mínimo, a partir del que no podrán
descender los ingresos. Este mecanismo se denomina de cap and floor, en inglés, y está
pensado para proteger al productor ante un hundimiento del mercado y para evitar al sistema
eléctrico de costes desproporcionados.
La tabla 4.1 muestra el esquema retributivo para la energía eólica en ambas opciones, la de
tarifa regulada y la de mercado. En esta última, se percibe el precio de éste más la prima de
referencia, que era de 2.93 céntimos de euro por kWh. Los límites superior e inferior de la
banda son de 8.5 y 7.1 céntimos de euro. Tras los primeros 20 años, la prima desaparece, y
las instalaciones perciben el precio de mercado.
Tabla 4.1: Precio de tarifas y primas reguladas
Plazo Tarifa
regulada
(c€/kWh)
Prima de
referencia
(c€/kWh)
Límite
superior
(c€/kWh)
Límite
inferior
(c€/kWh)
Primeros 20 años 7.32 2.93 8.49 7.13
A partir de entonces 6.12 0 - -
El RD 661 también preveía que las tarifas se revisen cada 4 años, teniendo en cuenta el
cumplimiento de los objetivos fijados y los nuevos costes de cada tecnología. Sin embargo,
las revisiones futuras no afectan a las instalaciones ya puestas en marcha, para garantizar
la estabilidad en el sector. De hecho, el 661 no tiene carácter retroactivo, ya que las
instalaciones que se pusieron en marcha antes del 1 de enero de 2008 podían mantenerse
acogidas a la regulación anterior (el RD 436/04) en la opción de tarifa fija durante toda su
vida útil. En la opción de mercado, podían mantener la prima anterior hasta el 31 de
diciembre de 2012.
4.6.2. Últimas reformas en la legislación
Como se ha comentado anteriormente, la profunda crisis económica que está sufriendo
España durante los últimos años, ha llevado al gobierno actual a tomar medidas que afectan
a las energías renovables. De hecho, uno de los sectores más castigados por las nuevas
51
reformas es el sector eólico. A continuación se van a citar algunos de los últimos reales
decretos que afectan directamente al sector eólico, describiéndose los cambios más
significativos.
Real Decreto 1614/2010, de 7 de diciembre, por el que se regulan y modifican
determinados aspectos relativos a la actividad de producción de energía eléctrica a
partir de tecnologías solar termoeléctrica y eólica.
- Objeto y ámbito de aplicación
Dicho Real Decreto constituye la regulación de determinados aspectos de carácter
económico para las instalaciones de tecnologías eólica y solar termoeléctrica. Siendo
dichos cambios realizados a las a las instalaciones de los grupos b.1.2 y b.2.1 del
artículo 2 del Real Decreto 661/2007, donde se encuentran las instalaciones eólicas.
En el artículo 5 donde se realiza la revisión de las primas de las instalaciones de
tecnología eólica del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, produciéndose los
siguientes cambios:
- Se realiza un cambio en las primas para las instalaciones de tecnología eólica
acogidas al Real Decreto 661/2007, y aquellas de potencia superior a 50 MW,
para las cuales se establecen como valores de prima de referencia, los
correspondientes a la fecha de entrada en vigor del real decreto multiplicados
por 0,65.
- Desde el 1 de enero de 2013, a las instalaciones a las que se hizo
anteriormente, les serán de aplicación los valores de las primas fijadas en la
Orden ITC/3519/2009, de 28 de diciembre, en la cual se revisan los peajes de
acceso a partir de 1 de enero de 2010 y las tarifas y primas de régimen
especial.
Real Decreto-ley 1/2012, de 27 de enero, por el que se procede a la suspensión de
los procedimientos de pre asignación de retribución y a la supresión de los
incentivos económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica
a partir de cogeneración, fuentes de energía renovables y residuos.
En este real decreto-ley se realiza la supresión de los incentivos económicos para
52
las instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial y para
aquellas de régimen ordinario de tecnologías asimilables a las incluidas en el citado
régimen especial.
La supresión descrita a continuación será de aplicación a las siguientes
instalaciones, aquellas instalaciones de régimen especial que a la fecha de entrada
en vigor del presente real decreto-ley no hubieran resultado inscritas en el registro
de preasignación de retribución previsto en el artículo 4.1 del Real Decreto-ley
6/2009.
Se suprimen los valores de las tarifas reguladas, primas y límites previstos en el
Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de
producción de energía eléctrica en régimen especial, para todas las instalaciones
que se encuentren en el ámbito de aplicación del presente real decreto-ley.
Real Decreto-ley 2/2013, de 1 de febrero, de medidas urgentes en el sistema
eléctrico y en el sector financiero.
En el presente real decreto, se realizan modificaciones del real decreto 661/2007
que se describen en los siguientes dos artículos citados en dicho decreto:
En primer lugar, en el artículo 2 se realiza una modificación del Real Decreto
661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de
energía eléctrica en régimen especial, quedando modificado como sigue:
- En las tablas 1 y 2 del artículo 35, se modifica el valor de la prima de
referencia de todos los subgrupos, que pasa a tener un valor de 0 c€/kWh.
- En la tabla 3 del artículo 36, se modifica el valor de la prima de referencia de
todos los subgrupos, que pasa a tener un valor de 0 c€/kWh y se suprimen los
valores de los límites superiores y límites inferiores.
En el artículo 3 de dicho Real Decreto, se realiza una modificación en la elección
de opción de venta de energía a mercado, que detalla a continuación.
Aquellas instalaciones de régimen especial que a partir de la entrada en vigor del
Real Decreto-ley 2/2013 opten por vender su energía de acuerdo con la opción b)
53
del artículo 24.1 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la
actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial a través de
mercado, no podrán acogerse con posterioridad al cambio de opción previsto en el
apartado 4 del artículo 24 de dicho real decreto, donde existía la posibilidad de
cambiar el modo de vender la energía, a través de mercado o de usando las tarifas
establecidas.
54
5. Descripción del programa
En este trabajo se ha desarrollado una herramienta, basada en Matlab que permite calcular
todos los parámetros necesarios para el estudio de un parque eólico. El programa se ejecuta a
partir de unos datos de entrada, para así crear un parque eólico bajo unas condiciones de
diseño impuestas y poder obtener una serie de resultados que faciliten sacar conclusiones
sobre la viabilidad energética y económica del mismo. El programa está diseñado para que
en él se puedan cambiar una serie de parámetros y así poder modificar el diseño de parque,
analizando las repercusiones que tienen esos cambios. A lo largo de los sucesivos apartados,
se va a describir el funcionamiento del programa, empezando por los datos de entrada por el
usuario y finalizando por los resultados que ofrece para el estudio de los distintos casos a
realizar.
5.1. Datos de entrada al programa
Para la ejecución correcta del programa, el usuario debe introducir previamente una serie de
datos de partida. El programa tiene almacenado por defecto unos valores para los diferentes
datos que se requieren, los cuales pueden ser modificados por el usuario en función de lo
más conveniente para el estudio. Así pues, en este apartado se van a describir los
parámetros que son de libre elección por el usuario. Existen dos tipos de entradas en el
programa, por un lado están los datos a las que se le deben asignar un valor concreto, y por
otro lado están las entradas donde se tiene que elegir entre una serie de valores ya
almacenados previamente en el programa. Los datos serán modificados directamente en el
código Matlab o bien, en el caso de lista de datos, asignando un valor concreto a la variable
encargada de apuntar a cada uno de las opciones.
5.1.1. Fichero de datos del viento
Tal y como se ha comentado en apartados anteriores, el punto de partida de todo parque
eólico es la obtención de medidas de viento en el emplazamiento donde se quiere llevar a
cabo el proyecto. En el programa se parte como conocido un fichero de datos de viento en
formato txt. Dicho fichero es una matriz que consta de dos columnas y de tantas filas como
mediciones se hayan registrado, la primera columna corresponde a medidas de velocidad del
viento en un momento determinado y la segunda es la dirección en la que sopla el viento
para dicha velocidad. Las medidas fueron tomadas durante un año, con una periodicidad de
55
10 minutos entre una y otra. Estos valores se recogieron en una torre para una altura
determinada. Por lo tanto, el usuario tendrá que introducir en el programa el nombre del
fichero .txt donde se encuentran recogidos todos los datos y también escribirá la altura a la
que se tomaron dichos datos. Es importante conocer la altura a la que fueron tomados los
datos porque de a partir de este dato se calculará la velocidad del viento para la altura del
aerogenerador a instalar, punto donde se generará la energía.
Por lo tanto, si se quisiera realizar un estudio para un parque eólico futuro, habría que
disponer de los datos del viento en el emplazamiento, guardarlos en un documento .txt en 2
columnas tal y como ha sido descrito anteriormente y conocer la altura a la que fueron
tomados. A continuación con introducir el nombre del fichero en el código Matlab y la
altura de la torre, el programa leerá el fichero .txt y estará preparado para realizar todos los
cálculos requeridos.
5.1.2. Selección del tipo de aerogenerador
El programa consta de una base de datos donde se recogen diferentes tipos de
aerogeneradores. Esta lista engloba aerogeneradores de diferentes tamaños y potencia
nominal. El usuario tendrá que decidir que aerogenerador usar e introducir el valor a la
variable correspondiente que apunte al aerogenerador seleccionado. Al seleccionar un
aerogenerador estamos asumiendo un listado de parámetros asociados a él, con los que
pasará a trabajar el programa. Estos valores son el radio del rotor del aerogenerador, la altura
del buje de la turbina, la potencia nominal, el coeficiente de empuje y una tabla donde se
relaciona la potencia producida para cada velocidad. Todos estos datos han sido obtenidos a
partir de catálogos del fabricante de cada aerogenerador. El programa queda abierto para
posibles modificaciones futuras en el marco de los aerogeneradores, pudiéndose introducir
nuevos modelos de aerogeneradores siempre y cuando se conozcan todos los datos antes
mencionados.
A continuación se enumeran la lista de aerogeneradores que el programa tiene almacenado
desde un principio, en la tabla 5.1, en ella se recogen una serie de marcas de
aerogeneradores con su correspondiente valor de potencia nominal asociado. Esta lista está
abierta a ser modificada siempre y cuando el usuario lo crea conveniente. Si se decidiera
trabajar con otra marca de aerogeneradores o simplemente introducir más variedad de
potencia de los mismos, tan solo habría que añadirlos en el programa.
56
Tabla 5.1: Marca y potencia de aerogeneradores
Marca Potencia
(kW)
Gamesa 850
Gamesa 2000
Siemens 2300
Siemens 3600
Vestas 1650
Vestas 1800
Vestas 2000
Vestas 3000
Acsa 225
5.1.3. Caracterización del terreno
Uno de los datos a introducir para la correcta ejecución del programa es la rugosidad del
terreno. Es un dato muy importante tal y como se comentó en apartados anteriores, ya que
para poder relacionar la velocidad del viento medida con la altura del aerogenerador es
necesario conocer la rugosidad del terreno. Una variación de la rugosidad del terreno puede
acarrear cambios drásticos en la viabilidad de un parque eólico, siendo un parámetro que
condiciona mucho la decisión de invertir o no en una determinada zona. Así pues, el usuario
debe conocer dicho dato e introducirlo. En la siguiente tabla 5.2 se encuentran registrados
los diferentes valores que puede adoptar la rugosidad del terreno.
5.1.4. Tipos de distribuciones de los
aerogeneradores
Como ya se ha explicado, un parque eólico puede adoptar diferentes formas, es decir, los
aerogeneradores pueden ser distribuidos por el parque eólico siguiendo distintas
distribuciones con el fin de maximizar la energía producida por cada uno de ellos. Partiendo
de la idea anterior, el programa tiene almacenado 3 diferentes distribuciones a elegir por el
usuario.
La primera de ellas distribuye a las turbinas al tresbolillo, la segunda de manera rectangular
y por último sector circular. Dependiendo de la opción que se haya seleccionado, el
programa accederá a la función correspondiente en la cual habrá que dar diferentes datos
específicos de cada una.
57
Tabla 5.2: Resumen de los tipos de rugosidades
Clase de
rugosidad
Longitud de
rugosidad (m)
Índice de energía
(%) Tipo de paisaje
0 0.0002 100 Superficie del agua
0.5 0.0024 73
Terreno completamente abierto con
una superficie lisa, p. ej., pistas de
hormigón en los aeropuertos, césped
cortado, etc.
1 0.03 52
Área agrícola abierta sin cercados ni
setos y con edificios muy dispersos.
Sólo colinas suavemente
redondeadas
1.5 0.055 45
Terreno agrícola con algunas casas y
setos resguardantes de 8 metros de
altura con una distancia aproximada
de 1250 m
2 0.1 39
Terreno agrícola con algunas casas y
setos resguardantes de 8 metros de
altura con una distancia aproximada
de 500 m
2.5 0.2 31
Terreno agrícola con algunas casas y
setos resguardantes de 8 metros de
altura con una distancia aproximada
de 250 m
3 0.4 24
Pueblos, ciudades pequeñas, terreno
agrícola con muchos o altos setos
resguardantes, bosques y terreno
accidentado y muy desigual
3.5 0.8 18 Ciudades más grandes con edificios
altos
4 1.6 13 Ciudades muy grandes con edificios
altos y rascacielos
Si se elige la opción de diseñar un parque al tresbolillo, el programa requerirá que se le
introduzca los siguientes valores: el número de filas, el número de aerogeneradores por fila,
la distancia entre los aerogeneradores de una misma fila, medida en diámetros de rotor, y la
distancia entre filas, también en diámetros de rotor, es decir, medida en las veces que se
repite los diámetros del rotos en ese espacio; si se decide optar por 5 para dicha distancia,
significará que habrá 5 veces el diámetro del rotor en ese espacio.
Una vez introducidos estos datos, el programa es capaz de generar una matriz que representa
la distribución de cada generador en el parque. La matriz coloca un uno en la posición donde
esté situado un generador, siendo el resto de valores ceros. La matriz representa un mallado
del parque en metros y será utilizada para conocer la distancia entre los distintos
58
aerogeneradores para cualquier dirección.
Figura 5.1 Distribución en planta de un parque al tresbolillo
Si se opta por seleccionar la disposición rectangular, el programa igualmente necesitará que
se le introduzca varios parámetros. En este caso, los parámetros que se requieren son: el
número de filas y columnas y las distancias entre ellas medidas en diámetros de rotor. : En la
disposición rectangular los aerogeneradores están situados en una cuadrícula de forma
equidistante unos de otros.
Por último si se decide seleccionar la disposición sector circular, las turbinas se localizan, en
varios radios separados cierto ángulo y en un número de sectores de circunferencias
concéntricas. En este caso, un parámetro con gran importancia es el radio de dichas
circunferencias, ya que determina en gran medida el distanciamiento entre distintos
aerogeneradores. Los parámetros de entrada requeridos para que el programa funcione con
esta distribución son: el número de radios o columnas, el ángulo entre radios, número de
filas o circunferencias concéntricas, la distancia entre dichas circunferencias y la distancia al
origen o radio de la primera circunferencia.
Esta opción que presenta el programa es muy práctica, ya que con ella se puede diseñar
fácilmente diferentes disposiciones de parque eólicos, pudiéndose comparar una disposición
con otra para ver cual resulta más rentable, o lo que es lo mismo, con cual se maximiza la
energía producida por el parque.
59
5.1.5. Elección del número de sectores
Otro de los datos que hay que introducir antes de ejecutar el programa es el número de
intervalos en los que se van a dividir la rosa de los vientos. Se introducirá dicho valor y el
programa automáticamente dividirá los 360 grados en los que sopla el viento, en las
particiones correspondientes. Este dato a introducir resulta muy útil, ya que se puede
estudiar como varía la orientación del viento, en función de cuál sea la dirección principal
del mismo. Dependiendo del número de sectores en los que divida la rosa de los vientos,
distinta dirección principal del viento se tendrá. Existen rosas de los vientos normalizadas,
suelen ser de ocho, doce o dieciséis sectores, y tienen su origen en la claridad que supone la
representación de los datos para esas divisiones.
5.1.6. Vector de probabilidad del viento
La elección del vector de probabilidad del viento es uno de los datos a introducir antes de
llevar a cabo el estudio. El programa presenta la posibilidad de poder elegir dicha
probabilidad del viento entre dos opciones posibles: a través de intervalos o a través de la
distribución de Weibull. Si se elige la probabilidad de viento por intervalos, es decir, la
probabilidad simple calculada a partir de los datos de viento introducidos, y que representa
la frecuencia de cada intervalo de velocidad de viento englobada en cada sector en el que se
divida la rosa de los vientos, es decir, cada sector de direcciones de viento. También puede
ser seleccionada la probabilidad Weibull, es decir, las probabilidades en velocidad de viento
obtenidas tras aplicar una distribución estadística Weibull a los datos originales del viento.
La ventaja que representa elegir la opción de distribución de Weibull, es que al ser una
distribución continua en ella se engloban la probabilidad que tiene el viento para cualquier
valor de velocidad.
La elección de la probabilidad de Weibull nos ofrece un resultado más próximo a las futuras
condiciones de viento, debido a que con la frecuencia por intervalos se está haciendo el
estudio con los datos de viento tal y como se dieron en el periodo de medida, mientras que
mediante la distribución de probabilidad de Weibull, al aproximar esos datos a una
distribución de probabilidad, los hace extensible a cualquier situación de viento en la zona.
60
5.2. Análisis de los datos de viento
Con los datos de partida antes descritos elegidos por el usuario, el programa ya puede
obtener un primer avance de resultados interesantes de un parque eólico. Como se ha
comentado anteriormente, se pretende que el programa proporcione parámetros tanto
económicos como energéticos para poder ser analizados. Por lo tanto, a continuación se va a
detallar los procedimientos que va realizar el programa para llegar a dichos resultados,
partiendo de los datos de viento medidos en un emplazamiento concreto. En un principio, se
van a tratar los datos del viento para conseguir ordenarlos y conseguir representarlos en la
rosa de los vientos, donde es más fácil observar las características del viento. Además, se
extrapolarán los datos medidos, mediante cálculos estadísticos, para que sean
representativos del viento futuro en la zona de estudio.
5.2.1. Velocidad variable con la altura
Una vez que se tiene el fichero de viento introducido en el programa, con sus dos columnas
diferenciadas de velocidad y dirección, lo primero que hace el programa es adaptar dichos
valores de velocidad a la altura a la que se encuentra el eje de la turbina. Como ya se ha
comentado, la velocidad del viento es variable con la altura, siendo menor cuando más cerca
de la superficie terrestre esté. La ecuación (5.1) es la utilizada por el programa para adaptar
la velocidad a diferentes alturas.
(5.1)
La figura 5.2 muestra la variación de la velocidad del viento con la altura para unos datos de
entrada. En ella se puede apreciar como para pequeñas alturas, es decir, cuanto más pegado a
la superficie terrestre, el viento fluye a una velocidad más lenta y va aumentando
progresivamente conforme la altura se va haciendo mayor. Sin embargo, al llegar a una
altura aproximada de 50 metros, la velocidad del viento crece muy lentamente, no siendo los
aumentos proporcionales a la altura. De hecho para alturas de 80 y 90 metros la velocidad
del viento es prácticamente la misma, variando muy poco.
A partir de este momento, el programa creará un fichero idéntico al anterior pero con las
61
velocidades adaptadas a la altura de la turbina, siendo este fichero el que se use para
continuar con los cálculos.
Figura 5.2 Variacion de la velocidad del viento con la rugosidad
5.2.2. División de los datos de viento en sectores
Una vez conocido el número de sectores (introducido como dato inicial), el programa
determina el rango de direcciones de viento que corresponde a cada sector y repasa la lista
de datos de viento asignando a cada sector las direcciones de viento que le corresponden y
sus velocidades asociadas. Es decir, llegados a este punto, el programa divide los 360 grados
posibles en los que puede soplar el viento entre el número de sectores, el resultado será los
grados de los que constaría cada sector. De esta manera, el programa irá leyendo el fichero e
irá distinguiendo dependiendo de la dirección del viento, a que sector pertenece la velocidad
asociada El programa finalizará tras haber leído todo el fichero de datos de viento y haber
conseguido agrupar cada velocidad del mismo en los diferentes sectores.
5.2.3. Parámetros de la rosa de los vientos
La rosa de los vientos es una representación de los vientos según su dirección y velocidad.
Generalmente muestran la probabilidad de vientos y la velocidad media para cada sector.
Para poder llegar a esta representación es necesario, previa elección del número de sectores
y división de las medidas en intervalos, calcular los parámetros que se dibujarán en cada
62
rosa de los vientos.
A continuación, el programa calcula las probabilidades de que el viento sople en cada uno
de los sectores. Este cálculo consiste en sumar el valor de las velocidades guardadas para
cada sector y dividir dicha suma entre el total de mediciones en cada sector. El conocimiento
de la probabilidad de cada sector nos ofrece información sobre cuáles son las direcciones en
las que es más frecuente la circulación de vientos, y por tanto, es una dirección más
favorable para el futuro parque eólico. Tras calcular la probabilidad para cada sector, el
programa se dispone a hallar la velocidad media en cada sector. La velocidad media no es
más que realizar la media aritmética de la suma de las velocidades en cada sector. Es
realmente interesante conocer en qué sector se da la velocidad media más alta, ya que ello
querrá decir una intensidad de viento mayor. Para la producción de potencia es interesante
conocer las zonas donde la intensidad del aire es mayor ya que consecuentemente esta será
la dirección donde se podrá extraer más energía.
5.2.4. Distribución de Weibull
Llegados a este punto, se tiene información suficiente para interpretar las características del
viento, pero si hacemos un estudio de lo obtenido hasta ahora, solo estaríamos conociendo
las características del viento medidas en un lugar determinado y para un periodo de tiempo
determinado. Se procede a extrapolar las medidas que se tienen a posibles situaciones
futuras, para ello hay que darle un tratamiento estadístico a dichas medidas. La distribución
estadística que más se asemeja a las mediciones típicas de viento es la distribución de
Weibull.
El programa tiene almacenado diferentes fórmulas [15] que realizan varios cálculos
matemáticos proporcionando los parámetros característicos de una distribución Weibull a
partir de los vectores de velocidad como entrada. Esta operación es realizada para cada
sector, ya que a partir de este momento el tratamiento será individualizado por sectores. La
función utilizada tiene como valores de salida el parámetro de escala c y el parámetro de
forma k.
Conociendo estos dos valores, se puede calcular la probabilidad para cada valor de
velocidad, empleando la ecuación (5.2).
63
(5.2)
Para cada sector obtenemos la probabilidad en velocidad y tiene aproximadamente la forma
que se muestra en la figura 5.3.
Figura 5.3: Frecuencia del viento en un sector arbitrario en funcion de la velocidad
Este esquema no es genérico para cualquier zona de estudio, ya que la curva de velocidades
puede ser muy variable. Pero es importante notar que la forma de la distribución suele
mantenerse constante.
Deberá tomarse seriamente el caso en que las curvas de distribución no sean bien parecidas,
ya que los cálculos no estarán bien realizados o los datos de viento no se asemejan a una
distribución Weibull, si se diera dicho caso, se recomienda seleccionar la opción de cálculo
de potencia con probabilidad por intervalos, es decir tratar los datos medidos directamente.
5.3. Cálculo de la potencia ideal
Después de haber analizado los datos de vientos, el programa se dispone a calcular la
potencia que el parque es capaz de producir. Para ello, primeramente se seleccionó el tipo de
aerogenerador a instalar en el parque (con su potencia nominal asociada). El cálculo de la
potencia que produce un parque eólico se obtiene a partir de la suma
64
de la potencia generada por cada una de sus turbinas. No es tan sencillo como parece, porque
en un parque eólico hay muchos elementos que hacen que se produzcan perdidas y por ende,
la potencia que produzca cada generador sea menor que la nominal. El programa trata de
calcular la potencia ideal en cada generador y a partir de ahí, calcular la potencia final que
puede producir, es decir, la potencia tras todas las pérdidas.
5.3.1. Dirección principal del viento
Con objeto de maximizar la producción de potencia del parque, el programa identifica el
sector donde la probabilidad del viento es mayor y orienta el parque a través de éste. El
programa reconoce dicho sector y hace una reorganización de los sectores, pasando a ser
este sector el primero de los sectores a partir de cual se empezaría a contar. Es decir, si se ha
decido dividir el parque en ocho sectores y al realizar la identificación del sector donde se
encuentra la dirección principal, sale como tal el número 4, automáticamente dicho sector
pasaría a ser el primero, el sector numero 5 el segundo y así sucesivamente. Queda como
ejemplo la figura 5.4.
Figura 5.4: Ordenación del vector de probabilidades
De esta manera, las turbinas del parque se ubicaran de frente a la dirección principal del
viento (dirección donde la probabilidad de que sople el viento es mayor), para que así,
reciban la mayor cantidad de masa de aire y el rendimiento del parque sea lo más elevado
posible. El programa orienta el parque hacia esta dirección independientemente de cual sea
la disposición elegida anteriormente por el usuario. En el caso de un parque cuya
distribución sea en tresbolillo, la dirección principal es la perpendicular a las filas de
65
aerogeneradores. En este caso el parque se orienta con la dirección de mayor probabilidad de
viento en dirección a las columnas del parque.
5.3.2. Cálculo de la potencia para un
aerogenerador
Como ya se ha comentado, el programa calcula primeramente la potencia ideal del parque.
Para conocer la potencia producida por el parque eólico completo se multiplica la potencia
unitaria por el número de aerogeneradores. En este cálculo inicial, se ha asumido la hipótesis
de que todas las turbinas reciben las mismas condiciones de viento, es decir, que la estela de
ninguna turbina afecta al resto, y por tanto, todos los aerogeneradores tienen la misma
producción de potencia.
El modo de calcular la potencia para un aerogenerador es obtener la potencia de cada sector
y realizar la suma ponderada con la probabilidad de viento en cada sector.
Para realizar estos cálculos, se ha requerido previamente de la selección del tipo de
aerogenerador y por consiguiente la curva de potencia-velocidad asociada a cada modelo
que el programa tiene almacenada.
Figura 5.5: Curva de potencia-velocidad de un aerogenerador
El programa multiplica los valores de cada potencia asociada a cada velocidad por la
-500
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
0 5 10 15 20 25 30
Po
ten
cia
[kW
]
Velocidad [m/s]
66
frecuencia de que cada velocidad se dé en cada sector. Estos valores de velocidad oscilan
entre uno y veinticinco metros por segundo. Dichas multiplicaciones se suman para cada
velocidad, teniendo así la potencia generada por un aerogenerador en cada sector, donde
sumando todos los sectores, tendríamos la potencia total generada idealmente por un
aerogenerador.
5.3.3. Relación de las estelas en el cálculo de la
potencia
Se ha conseguido calcular la potencia que sería capaz de genera el parque eólico en
condiciones ideales, es decir, sin considerar la acción de las estelas. Esa potencia no es
válida para realizar un estudio sobre la viabilidad del parque, por lo que se procede a
calcular la potencia que es capaz de dar el parque teniendo en cuenta las estelas. Como ya se
comentó en apartados anteriores, cuando el viento pasa por cada turbina deja detrás de éstas
una zona donde las condiciones de viento se han modificado, lo que se conoce como estela.
Esta masa de aire modificada incidirá en otros aerogeneradores, disminuyendo la producción
de energía de los mismos. En este caso, la producción de cada aerogenerador será diferente,
ya que la incidencia del viento sobre cada uno no será la misma.
El programa utiliza el modelo de estela Jensen, que no es más que uno de los múltiples
modelos de estelas que existen. Este modelo define la estela producida por un solo
aerogenerador y nos detalla cómo afectaría a otras turbinas, lo que se adecua perfectamente
al proceso que se lleva a cabo para el cálculo de la potencia del parque.
Para calcular como afecta la estela producida tras el paso del viento por un aerogenerador en
el resto de turbinas de parque es necesario conocer perfectamente la posición de cada
elemento dentro del parque y la posición relativa de unas turbinas respecto a otras.
Como ya se ha comentado, el programa generó una matriz compuesta por unos y ceros, que
representa la posición relativa de los aerogeneradores en el parque.
A partir de esta matriz, el programa genera una matriz tridimensional que analiza la
distancia relativa de una turbina respecto a otra para cada uno de los ejes, es decir, la
distancia de la turbina i respecto a la j en el eje X y en el eje Y.
67
Figura 5.6: Posición relativa entre aerogeneradores
5.3.4. Turbinas afectadas por estelas
Conocida la disposición de los aerogeneradores, se analiza para cada aerogenerador si la
estela que deja tras él afecta a otras turbinas, dicho análisis se hace para cada dirección de
viento correspondiente a cada sector considerado, es decir, tal y como se agruparon a partir
de los datos de viento. Además se obtendrán las posiciones relativas entre aerogeneradores
considerando la dirección de cada sector como la dirección principal del parque eólico,
matriz que ayudará al cálculo de las afectaciones entre elementos. El subprograma realizará
el cálculo para cada caso, es decir, calculará la distancia relativa rotada y determinará si se
produce afectación de la estela proveniente del aerogenerador i sobre el j para el sector k.
Para poder realizar este estudio, hay que calcular el modelo matemático de la estela. Lo
primero que hace el programa es calcular el radio de la estela a una cierta distancia del
aerogenerador que la ha producido, para conocer si la expansión de la estela afecta a otras
turbinas cercanas.
En la figura 5.7 se puede apreciar como el viento sopla de izquierda a derecha. Dicho viento
se desplaza a una velocidad U0 y choca con una turbina de radio rr. La velocidad del viento a
una distancia “x” tras el aerogenerador es Uwo, y el radio de la estela a ese misma distancia
se calcula a partir de la ecuación (5.3).
68
Figura 5.7 Descripción método Jensen [16]
(5.3)
Donde el coeficiente adimensional α determina el ángulo de expansión de la estela con la
distancia y se define como:
(5.4)
Además z y z0 son la altura del buje y la rugosidad del terreno respectivamente.
El programa calcula entonces una estela para cada dirección del viento en cada sector,
creándose una matriz de distancias rotadas para cada dirección de viento, que no es más que
una matriz que representa como afecta las estelas que crea cada aerogenerador para las
diferentes direcciones sobre las demás turbinas. Las ecuaciones (5.5) y (5.6) representan la
matriz de giro.
(5.5)
(5.6)
Para saber si la estela producida por una turbina afecta a otra situada a una cierta distancia,
69
hay que conocer antes como va a evolucionar la estela.
Como se ha representado anteriormente, la estela del modelo usado tiene forma de cono y su
radio va aumentado conforme nos alejamos de la turbina, donde el radio inicial es igual al
radio del rotor de la turbina.
En definitiva, el programa crea una matriz auxiliar de ceros y unos, donde habrá un uno si la
estela producida por el aerogenerador i afecta al j. Hallándose así, que turbinas son afectadas
por las estelas en cada dirección de viento.
5.3.5. Incidencia de la estela en un aerogenerador
Como es lógico, la incidencia de cada estela sobre cada aerogenerador no van a ser todas
iguales, es decir, habrá estelas que sean más importantes y otras menos. Para estudiar el
grado de incidencia de cada estela, lo que se hace es representar las estelas en forma de
circunferencias como en la figura 5.8.
Figura 5.8 Solapamiento de aeras de trabajo de aerogeneradores
Se analiza la porción de área donde se superponen la circunferencia formada por la estela a
la altura de la turbina afectada y la zona de actuación de dicha turbina, ideándose un código
que indica el modo en que se produce dicha afectación. A continuación se representa los
distintitos tipos de superposición de áreas que el programa usa para determinar el grado de
afectación de las estelas.
70
Figura 5.9 Diferentes casos de solapamiento entre areas de trabajo [17]
El caso a) representa el solapamiento completo, aquel en que la estela solapa por completo al
círculo de acción de la turbina. El caso b) representa a un aerogenerador situado a la
derecha de la estela e intercepta en menos de la mitad del circulo formado por la turbina. El
caso c) es idéntico al caso b) con excepción de que la zona afectada es mayor que la mitad
de la estela. Los casos d) y e) son homólogos a los anteriores respectivamente con la
salvedad de que el aerogenerador afectado por la estela se encuentra a la izquierda de la
misma.
Dentro del programa hay introducido un algoritmo el cual es capaz de clasificar el tipo de
solapamiento que se produciría según la clasificación anterior y el área de la zona del
aerogenerador que se ve afectada. Lógicamente, en el caso en que la turbina se ve afectada
completamente, dicha área no es más que la del círculo que forma el rotor de la turbina.
Para el cálculo del área solapada en los demás casos, se utiliza el procedimiento que se
muestra en la figura 5.10.
Figura 5.10 Ejemplo para el cálculo del área solapada [17]
71
Se calcula por separado las dos áreas ralladas que forman el área solapada. A través de la
ecuación (5.7) se obtiene el área solapada es:
(5.7)
Figura 5.11 Descripción del radio y del ángulo en areas solapadas
Donde r es el radio del círculo, D es la distancia entre centros y θ es el ángulo del sector
circular en estudio.
Tras un procedimiento matemático, el programa consigue calcular la suma de las áreas
ralladas y así obtener la zona afectada por la estela, dato fundamental para calcular la
potencia producida por cada aerogenerador afectado.
5.4. Calculo de potencia reducida tras estelas
Llegados a este punto, el programa dispone de los parámetros suficientes para poder calcular
la potencia que produce cada aerogenerador teniendo en cuenta las nuevas condiciones del
viento, es decir, considerando las estelas.
Lo primero que se hace para el cálculo de la potencia es comprobar la matriz de afecciones
calculada anteriormente, con ella veremos que aerogeneradores son afectados por las estelas
de otros. A raíz de la matriz, se identifican los casos donde el aerogenerador es afectado,
almacenándose para dichos casos el área solapada entre estela y área de trabajo del mismo y
el déficit de velocidad que dicha estela produce en el aerogenerador afectado.
Hay que tener en cuenta que a un mismo aerogenerador le pueden llegar varias estelas, que
72
cada una de ellas va a solapar de forma distinta con el área de acción de la turbina y que a su
vez las distintas estelas incidirán unas sobre otras. Para calcular el déficit de velocidad que
se produce en el viento tras impactar con una turbina, se utiliza la ecuación (5.8).
(5.8)
Donde xij representa la distancia entre las turbinas que entran en juego.
El término a se denomina factor de inducción axial y se expresa tal y como se expresa en la
ecuación (5.9).
(5.9)
Y el término rd es el radio del rotor en la estela, que se calcula a partir de la ecuación (5.10).
(5.10)
5.4.1. Superposición de estelas
Como se ha explicado anteriormente, a un aerogenerador le pueden llegar varias estelas, lo
cual traducido de forma matemática significa que habrá que aplicarle varios coeficientes de
reducción de velocidad. El caso que se trata a continuación es aquel donde varias estelas
afectan totalmente el área de trabajo de un aerogenerador. En la figura 5.12 se representa un
claro ejemplo de superposición de estelas.
Figura 5.12 Superposición de estelas [18]
73
Se puede calcular un nuevo déficit de velocidad a partir de los parámetros de todas las
estelas que llegan a una misma turbina. La ecuación (5.11) es la usada para su cálculo.
(5.11)
Donde W(j) es el conjunto de turbinas afectando la posición j con sus estelas. Así pues,
conociendo vdij se puede calcular el valor promedio del déficit de velocidad en un
aerogenerador, cuando éste es afectado por más de una estela.
5.4.2. Varias afectaciones sobre una misma
turbina
En el apartado anterior se ha detallado el caso en el que varias estelas afectan de manera
global el área de trabajo de un aerogenerador, ahora se va a explicar cómo el programa
resuelve el caso en el cual varias estelas inciden sobre un mismo aerogenerador y no todas
estas estelas tienen por qué afectar al área completa de trabajo del aerogenerador, sino que
cada una de ellas podrá llegar con su propia intensidad, pudiendo afectar un área distinta.
Es decir, se van a clasificar los aerogeneradores que inciden sobre la turbina en estudio
según las cincos categorías de solapamiento que se vieron en la figura 5.9.
Tales casos eran: a) la estela solapa por completo al círculo de acción de la turbina, b) la
estela afecta a un aerogenerador situado a su derecha e intercepta en menos de la mitad del
área, c) es igual al caso anterior pero la zona afectada es mayor que la mitad de la estela y d)
y e) son homólogos a los anteriores respectivamente pero el aerogenerador afectado por la
estela se encuentra a la izquierda de la misma. A cada caso se le asigna una variable y se
tiene en cuenta que pueden darse varios casos con el mismo tipo de solapamiento
simultáneamente y con distintas áreas. [17]
Realizando cálculos y operaciones parecidas al apartado anterior, pero teniendo en cuenta
cada uno de los casos descritos, se obtiene como resultado un vector con tantas componentes
como distintas particiones del área de acción de la turbina reciban unas condiciones
diferentes de viento. Como es lógico, un aerogenerador al recibir distintas condiciones de
viento, la energía que producirá en cada zona diferenciada será distinta y no se puede
74
considerar la potencia producida por el aerogenerador igual para todo el área. En este vector
se almacenarán el déficit de velocidad resultante correspondiente a cada zona afectada.
Además, también se creará otro vector análogo con el área afectada correspondiente a cada
componente.
5.4.3. Velocidad reducida y frecuencia asociada
El paso previo para calcular la potencia de los aerogeneradores considerando las estelas es
hallar la velocidad reducida y la frecuencia de las mismas, por ello en este punto para cada
trozo de área en que se ha descompuesto el área total de la turbina, se toma su déficit de
velocidad asociado y mediante el vector de velocidades de viento para el sector en estudio se
calculan los nuevos valores de velocidad que recibiría el aerogenerador.
Con estos nuevos valores de velocidad se crea el vector de frecuencias correspondiente a la
probabilidad asociada a cada velocidad, al igual que se realizó en el caso donde no se
consideraron estelas. Para el cálculo de la potencia reducida, se mantiene la misma elección
de tipo de frecuencia, es decir o través de los datos o a través de la distribución de Weibull,
para que los datos sean concordantes.
5.4.4. Calculo de potencias en cada área afectada
El cálculo de la potencia reducida en cada zona de área en la que se ha dividido el área total,
se hace de manera análoga a como se hizo en casos anteriores. Conociendo la tabla
característica potencia-velocidad del aerogenerador y halladas las nuevas frecuencias para
las velocidades reducidas, se puede calcular la potencia media en cada porción de área. En
definitiva, se obtiene un vector de potencias reducidas que tiene asociado su porción de área
de afectación. Por lo tanto, para calcular la potencia producida en cada sector, se hace una
suma ponderada (usando como coeficientes de ponderación las áreas correspondientes a
cada sector) de las distintas potencias reducidas de cada porción. Obteniendo como resultado
la potencia que produciría cada aerogenerador tras estelas.
5.4.5. Potencia y energía total reducida del parque
eólico
Ahora solo queda sumar las potencias producidas por cada uno de los aerogeneradores para
obtener así la potencia total reducida del parque. Se le denomina potencia total reducida
75
porque es menor que la potencia ideal total del parque hallada anteriormente, algo lógico
debido que en esta ocasión se están considerando las pérdidas de velocidad del viento
debido a las estelas.
Tras hallar la potencia total reducida, el programa pasa a calcular la energía total reducida
que no es más que multiplicar dicha potencia por las horas totales que tiene un año, es decir
por 8760 horas.
5.5. Rendimiento y horas equivalentes de
funcionamiento
El rendimiento del parque eólico se calcula a partir de la ecuación (5.12).
(5.12)
Es decir, se entiende como rendimiento global de la instalación, la relación entre la energía
real producida (reducida tras estelas) y la potencia ideal que se produciría sin tener en cuenta
las estelas.
El rendimiento global de un parque eólico será siempre menor que uno, algo lógico ya que
partiendo de la teoría de las estelas, se sabe que la producción de energía disminuirá.
Adicionalmente, el programa calcula el rendimiento de cada aerogenerador, este calcula
resulta de gran utilidad ya que gracias a él se pueden localizar cuales son los
aerogeneradores más afectados por las estelas y así proceder a la reubicación de ellos, con
objeto de aumentar su producción y mejorar su rendimiento.
Otro de los parámetros importantes que se halla con el programa, son las horas equivalentes
de funcionamiento de la instalación, dicho parámetro es muy útil a la hora de interpretar el
aprovechamiento que se hace de la energía eólica del emplazamiento. Así, el programa
calcula dichas horas a partir de la ecuación (5.13).
(5.13)
Tal y como se ve en la formula anterior, las horas equivalentes se definen como el cociente
76
entre la producción neta anual (tras estelas) expresada en kWh y la potencia nominal de la
instalación expresada en kW.
Cuanto mayor sea el número de horas equivalentes, mayor será el grado de utilización del
parque, es decir, se producirá más cantidad de energía.
Con la obtención de las horas equivalentes, se da por cerrado los cálculos referentes la parte
energética del programa, centrándose a continuación en el estudio de la viabilidad
económica.
5.6. Estudio de la viabilidad económica
Al haberse calculado los parámetros energéticos importantes de un parque eólico, el
programa ya puede iniciar el estudio económico, ya lleva integrado los cálculos necesarios
para poder abordar un análisis económico del parque a fondo. Centrando el estudio en la
viabilidad económica, se requieren unos datos de entrada para que el programa pueda
ejecutarse. Además posteriormente, el usuario puede decidir qué resultados le interesa
conocer, especificando al programa cuales son los cálculos que quiere que salgan por
pantalla.
Los parámetros de entrada que el usuario debe introducir para que se realice el estudio
económico, se describen en los siguientes puntos, cabe destacar que se parte como
conocidos los parámetros hallados anteriormente para el cálculo del estudio:
- El tiempo de estudio de la instalación es uno de los parámetros a introducir por el usuario,
siendo un valor que se estima en unos 25 o 30 años para la vida útil de un parque eólico.
-Tasa de actualización o tasa de descuento es una medida financiera que se aplica para
determinar el valor actual de un pago futuro. El usuario debe introducir dicho valor, pues se
trata de un dato que puede variar dependiendo de la situación económica del país.
-Precio de mercado, es el valor por el cual se venderá la energía eléctrica producida. El
usuario deberá introducir el precio medio de mercado anual en c€/kWh.
-Financiación, a pesar de ser un dato difícil de estimar, ya que solo se sabría con exactitud
en un caso real. El usuario dispone la opción de dar el porcentaje financiado del proyecto,
pudiendo hacer un estudio en función de dicho valor. Normalmente el valor que se suele
77
escoger va de 80 al 100%.
-Tipo de interés, el usuario debe introducir el tipo de interés que la entidad bancaria
encargada de la financiación va a establecer. Dato muy importante debido al peso que va a
tener en la obtención de los flujos de cajas de la inversión. Además, es un parámetro que va
a fluctuar dependiendo del momento en que se haga la inversión, siendo actualmente muy
elevados dado la profunda crisis económica que sufre el país.
Existen más parámetros de entrada en el programa que se irán citando en los siguientes
apartados. En dichos apartados se detallan algunas de las operaciones que realiza el
programa relacionadas con la viabilidad económica. Estas operaciones requieren de datos de
entrada para poder llevarse a cabo, por ello estos datos se detallan en cada apartado.
5.6.1. Cálculo de la inversión
Un punto fundamental en el estudio de la viabilidad económica de un parque eólico, es el
cálculo de la inversión. El cálculo de la inversión consiste en la obtención del coste total de
la instalación, así como determinar la tasa anual de devolución del coste total financiado.
Los datos requeridos al usuario en este punto del programa son el coste de inversión medio
del parque eólico, valor en millones de Euros por megavatio instalado.
El porcentaje de capital financiado y el interés establecido para la devolución de dicho
capital en préstamo ya han sido introducidos por el usuario tal y como ya se explicó
anteriormente. También se necesita conocer el tiempo de amortización del capital
financiado, es decir, el número de años en que se debe producir la devolución total del
capital financiado, en este caso el programa guarda por defecto el valor de 8 años.
La cuota de devolución anual se estima en función del periodo de amortización y el interés a
pagar durante la devolución del dinero a la entidad financiadora.
(5.14)
Siendo i, la tasa de interés en tanto por uno y Ta, el periodo de amortización.
78
5.6.2. Costes de mantenimiento
En todo parque eólico, hay una partida importante de dinero anual que está reservada a los
costes de mantenimiento. Estos costes son debido al mantenimiento y control de todo el
parque eólico, para garantizar el correcto funcionamiento, incluyéndose nóminas de posibles
trabajadores en el parque. Un coste anual debido a la operación del parque eólico y el
mantenimiento necesario para su correcto funcionamiento. El usuario deberá asignar valor
para el coste de mantenimiento, dicho valor será un porcentaje de la inversión total. Un valor
normal para este porcentaje oscila entre el 8 y el 12%. [19]
5.6.3. Actualización de parámetros
Una vez conocidos todos los valores necesarios para la ejecución del programa que estudia
la viabilidad económica del parque, el primer paso a seguir es calcular los precios y costes
actualizados para de cada año de estudio de la instalación a través de la utilización de la tasa
de actualización anual de precios. Esto es debido al encarecimiento a lo largo del tiempo de
la mayoría de los costes que componen el parque. Los resultados son vectores para cada
variable, donde cada término corresponde a uno de los años de estudio.
5.6.4. Consideración del IVA
Los cálculos y resultados que se realizan en el estudio de la viabilidad económica son todos
sin considerar el IVA. De esta manera, el usuario debe saber que se van a tratar con
resultados finales a los que no se les ha aplicado el IVA.
5.6.5. Costes y pérdidas de origen eléctrico
Otro de los costes que aparecen en una planta eólica, son los costes eléctricos. Estos costes
son debidos a la instalación y explotación de todos los equipos eléctricos necesarios para el
correcto funcionamiento de un parque eólico. El programa también incluye el cálculo de las
pérdidas de origen eléctrico. Para el cálculo de las pérdidas de origen eléctrico hay que
seguir varios pasos que se describen a continuación:
- En primer lugar, se calcula la intensidad máxima que va circular por el parque eólico,
para ello es necesario conocer la potencia nominal de los aerogeneradores a instalar,
el número de aerogeneradores por fila en el parque y la tensión nominal de la red.
79
- Una vez hallada la intensidad máxima que circula por el parque, se consulta los
catálogos de fabricantes de cables, para a partir de la intensidad máxima calculada
obtener la sección del cable correspondiente.
- Tras saber la sección, se obtiene la resistencia por metro que tiene el cable
seleccionado. Se mira en una tabla facilitada por el fabricante la resistencia para la
sección de cable a instalar.
- Por último, se calcula los metros de cable requeridos en todo el parque.
Multiplicándose las perdidas asociadas a la resistencia propias del cable por los
metros de cables usados en todo el parque, teniéndose así el total de las perdidas
eléctricas de la instalación.
5.6.6. Cálculo de flujos de caja
Con la actualización de los precios y con todos los costes hallados, el programa se dispone a
calcular los flujos de caja de la inversión. Para empezar, se empieza hallando los ingresos
que produce el parque durante su periodo de funcionamiento. Los ingresos serian la
multiplicación del precio de venta de energía por la diferencia entre la energía anual
generada menos las perdidas eléctricas que se producen en el parque.
A continuación el programa calcula los flujos de caja. El cálculo de los flujos de caja se
pueden diferenciar en dos partes, la primera que transcurre desde el comienzo de la
inversión hasta pasado 8 años (tiempo en el que se ha devuelto el préstamo a la entidad
bancaria) y el segundo tramo donde ya no habría que descontarle la cuota anual del valor
financiado. La ecuación (5.15) describe el cálculo de los flujos de caja:
(5.15)
Además de descontarles a los ingresos anuales la cuota anual financiada, también hay que
descontarles los costes de mantenimiento, teniéndose así tres sumandos en la operación.
5.6.7. Parámetros para la rentabilidad económica
Para realizar el estudio de la rentabilidad económica y poder sacar conclusiones sobre la
inversión, el programa calcula los siguientes parámetros: Valor Actual Neto, la Tasa Interna
de Retorno y el tiempo de retorno de la inversión. Para el cálculo del VAN es requerido que
el usuario introduzca en el programa el coste ponderado del capital. Como posible valor de
80
este parámetro se recomienda el tipo de interés de la última subasta de Letras del Tesoro a
doce meses.
En la ecuación (5.16), se representa la forma de obtener el Valor Actual Neto.
(5.16)
Donde A es la inversión inicial realizada por los recursos propios y capital del inversor, n es
el periodo de estudio del proyecto y WACC es la tasa de descuento.
Otro de los parámetros a estudiar es la tasa interna de retorno, que es aquel valor de coste
ponderado de capital que hace el VAN nulo.
El tiempo de retorno es calculado como el año correspondiente a la componente del vector
beneficio acumulado que iguala o es inmediatamente mayor a la inversión realizada
mediante recursos propios, es decir, el año en que la inversión inicial ha sido completamente
cubierta mediante los ingresos.
5.6.8. Resumen parámetros calculados por el
programa
Para finalizar con el estudio económico del parque, se citan a continuación los parámetros
calculados que serán de utilidad para estimar la viabilidad del mismo. Todos ellos saldrán
por pantalla, para que el usuario pueda anotarlos e interpretar cada uno de ellos. Los
parámetros son:
- La inversión total: implica el desembolso inicial que hay que llevar a cabo para el
completo desarrollo de la instalación.
- Cuota anual financiada: es la cantidad anual que hay que devolver a la entidad
financiadora del proyecto durante el periodo de amortización del préstamo.
- VAN: Valor Actual Neto es un valor que determina la rentabilidad de la inversión, el
método consiste en determinar la equivalencia en tiempo cero de los beneficios
futuros que generará el proyecto y comparar la equivalencia con el desembolso
inicial.
81
- TIR: Tasa Interna de Retorno, valor a comparar con una tasa de rentabilidad para
decidir la viabilidad del proyecto.
- Tiempo de retorno: plazo en que se recupera la inversión inicial a través de los
beneficios acumulados anualmente.
5.7. Funciones adicionales
Además de todo lo anteriormente descrito, el programa cuenta con una serie de funciones
adicionales que servirán al usuario para obtener resultados interesantes relacionados con el
estudio del parque eólico. En los siguientes apartados se detallan que tipo de funciones son.
5.7.1. Adaptación a la distribución de Weibull
El programa cuenta además de una función adicional que realiza un cálculo importante para
poder conocer algo más sobre la ubicación del parque eólico. Se trata de hallar para qué
número de sectores en los que se divida la rosa de los vientos, se produciría el menor error al
realizar la estimación a través de la distribución Weibull. Es decir, como ya se ha
comentado, el programa realiza operaciones para que a partir de los datos de viento, obtener
la probabilidad de que se dé cada intervalo de velocidad de viento en cada sector dividido de
las rosas de los vientos. El programa además, extrapolaba esos valores reales de viento para
ajustarlo a una distribución de probabilidad (Weibull) con objeto de tener una idea futura de
la variación del viento en ese lugar. Por lo tanto, esta función lo que hace para cada posible
división en sectores de la rosa de los vientos, es decir empezando con una sola división e ir
incrementando el número de sectores, es tomar los valores de las probabilidades de
velocidad para cada intervalo, tanto para el caso real ( a partir de datos de viento) como para
el caso de la distribución de Weibull, hallando el error que se comete al extrapolar los datos
reales a la distribución de Weibull. De esta manera, se obtendrá una tabla de errores (un
error por cada rosa de los vientos distinta en función de los sectores en los que se haya
dividido), donde el menor error significará la distribución de Weibull más parecida a los
valores reales del viento. Dando el programa para qué número de divisiones de la rosa de los
vientos se tiene una distribución de Weibull más fiel y real a la realidad de los datos.
5.7.2. Representación de la Rosa de los vientos
El programa cuenta con una función auxiliar que ha sido diseñada para que proporcione la
82
representación de la rosa de los vientos. El usuario tiene libertad de decidir si quiere que
dicha grafica aparezca en pantalla o no.
Con el vector de probabilidades ordenado del viento en cada sector y el vector de
velocidades medias, la función auxiliar ya dispone de los datos suficientes para poder
representar la rosa de los vientos. La representación de la rosa de los vientos es de gran
utilidad a la hora de poder sacar conclusiones sobre los datos de viento recogidos. Así pues,
si se quiere realizar los estudios previos para decidir si realizar un nuevo parque eólico, se
toman los datos de viento recogidos en el lugar en cuestión y gracias a esta función poder
representar la rosa de los vientos. A partir de esta rosa de los vientos, se puede decidir cuál
es la dirección principal del parque con objeto de orientar el mismo. Además, el usuario
puede tener una ayuda de cuál sería el número óptimo de sectores en los que dividir la rosa
de los vientos, visualizando para cuál de ellos se puede producir más energía.
A continuación en la figura 5.13 se representa una rosa de los vientos dividida en ocho
sectores.
Figura 5.13 Otra representacion de la rosa de los vientos
Como se puede apreciar el primer componte de los vectores de entrada, es la dirección de
mayor probabilidad, que se ordenó en el vector para que sea dirección principal sobre la que
83
se ordenen las turbinas. En la figura 5.13 se aprecia que la longitud de cada porción indica la
probabilidad de que el viento sople en esa dirección y donde los círculos concéntricos
indican la magnitud de dicha probabilidad. Por otro lado el color en que están dibujadas las
porciones representa la velocidad media.
84
6. Análisis de estudios
En este capítulo se van a detallar todos los estudios que se han realizado en el proyecto. Con
la ayuda del programa diseñado en Matlab, antes ya descrito, programado expresamente
para realizar estos análisis, se pueden sacar todos los resultados suficientes tanto económicos
como energéticos de cada uno de ellos.
En primer lugar, se realizará un estudio previo sobre los errores que se producen a la hora de
adaptar los datos del viento a una distribución Weibull. Tratándose de encontrar para
cuantos sectores y qué tamaño de intervalos de velocidad, se producen el menor error en
dicha adaptación.
Tras esto, se realiza el estudio de un parque eólico estándar, el cual ha sido diseñado en
función de los parámetros y datos extraídos de la actualidad económica y energética. En él
se analizaran tanto los datos de partida, como los resultados obtenidos.
Tras la realización del parque eólico estándar, se presentan una serie de estudios, que no son
más que modificaciones que se le han ido haciendo al parque eólico estándar preestablecido,
con el fin de mejorarlo en diferentes facetas. Con estas mejoras, se pretende sacar
conclusiones valiosas de carácter tanto económicas como energéticas del parque eólico.
Dichos estudios son los siguientes: Estudio de la posición relativa entre filas de
aerogeneradores, estudio de la posición de aerogeneradores situados en una misma fila,
estudio de la orientación óptima del parque, optimización de la orientación y posición de
aerogeneradores, estudio de la variación del precio de la energía, análisis de los resultados
con la variación del tipo de interés, ampliación de potencia del parque y determinación de la
prima específica para cada escenario. Finalmente, ateniéndonos a los resultados obtenidos
durante los análisis anteriores, se realiza de nuevo el estudio estándar del parque eólico pero
bajo las mejoras que se han estudiado en cada caso, para así comprobar la optimización del
mismo.
6.1. Estudio previo a la adaptación a la distribución
de Weibull
Como se ha comentado en el capítulo anterior, el programa cuenta con una función adicional
que calcula para qué número de sectores en los que se divida la rosa de los vientos, se
85
produciría el menor error al realizar la estimación a través de la distribución Weibull. Por lo
tanto, esta función lo que hace es para cada posible división en sectores de la rosa de los
vientos y para un tamaño concreto de intervalo de velocidad, tomar los valores de las
probabilidades de velocidad para cada intervalo (tamaño variable en función desee el
usuario), tanto para el caso real (a partir de datos de viento) como para el caso de la
distribución de Weibull, hallando el error que se comete al extrapolar los datos reales a la
distribución de Weibull. Es decir, el usuario antes de ejecutar la función, debe elegir unos
datos de partida para cada estudio a realizar. Así pues, el usuario introducirá el número de
sectores en los que quiere que se divida la rosa de los vientos, además de elegir el tamaño
para cada intervalo de velocidad. La finalidad de esta función es encontrar para qué división
en sectores y tamaño de intervalo de velocidad se da el mínimo error entre la representación
real y la distribución de Weibull, para poder elegir la distribución de Weibull que mejor se
ajuste a las condiciones de vientos medidas. La ecuación del error que sigue el programa es
la representada en (6.1).
(6.1)
Donde Pw es la probabilidad medida para la distribución de Weibull y Pr es la probabilidad
que se obtiene directamente de los datos medidos del viento.
Al introducir los datos de partida, se obtendrá una tabla de errores, donde el menor error
significará que pertenece a la distribución de Weibull más parecida a los valores reales del
viento. A continuación se detalla el estudio realizado con esta función.
En primer lugar se realiza un estudio previo tomando valores más amplios para los datos de
partida, para de esta manera poder hacer un barrido general con objeto de focalizar el rango
de valores para los que los errores son menores. Se han tomado valores para los sectores que
van desde 0 hasta 30 con un incremento de 5. Los intervalos de velocidades se ha decidido
que oscilen entre 0.5 hasta 5 siendo el incremento en este caso de 0.5 m/s. El programa
devuelve una tabla como la que se ve a continuación, donde en la primera columna se
representan los errores hallados para el número de sectores y tamaño de intervalo
representados en la segunda y tercera columna respectivamente, donde cada una viene
expresada con sus correspondientes unidades.
86
Tabla 6.1 Errores -1-
Errores
(%) Sectores
Intervalos
(m/s)
Errores
(%) Sectores
Intervalos
(m/s)
15,75 0 0,5 13,65 0 3
17,97 5 0,5 13,47 5 3
20,67 10 0,5 13,46 10 3
24,48 15 0,5 13,4 15 3
22,58 20 0,5 13,4 20 3
22,5 25 0,5 13,28 25 3
25,13 30 0,5 13,34 30 3
8,69 0 1 14,12 0 3,5
9,24 5 1 14,05 5 3,5
9,64 10 1 14,04 10 3,5
10,04 15 1 13,93 15 3,5
10,21 20 1 13,91 20 3,5
10,34 25 1 13,82 25 3,5
10,56 30 1 13,84 30 3,5
10,56 0 1,5 14,41 0 4
10,92 5 1,5 14,4 5 4
10,89 10 1,5 14,42 10 4
10,64 15 1,5 14,38 15 4
10,78 20 1,5 14,33 20 4
10,62 25 1,5 14,34 25 4
10,75 30 1,5 14,28 30 4
11,99 0 2 14,81 0 4,5
11,9 5 2 14,65 5 4,5
12,11 10 2 14,71 10 4,5
11,86 15 2 14,7 15 4,5
11,88 20 2 14,68 20 4,5
11,74 25 2 14,66 25 4,5
11,87 30 2 14,65 30 4,5
12,93 0 2,5 14,93 0 5
12,81 5 2,5 14,98 5 5
12,94 10 2,5 15 10 5
12,77 15 2,5 14,98 15 5
12,74 20 2,5 15 20 5
12,66 25 2,5 14,96 25 5
12,67 30 2,5 14,98 30 5
Analizando la tabla 6.1, los errores aumentan progresivamente conforme van aumentando el
tamaño del intervalo de velocidad (a partir del intervalo de velocidad de tamaño 1 m/s). En
la figura 6.1 se aprecia que los errores van aumentando al mismo tiempo que aumenta los
intervalos, a excepción de intervalos menores de 1 m/s, donde se registran valores de errores
87
elevados.
Figura 6.1 Variación de los errores con el intervalo de velocidad 1.
En este primer estudio no se aprecia un cambio significativo de los errores con la variación
de los sectores. Por lo tanto se repite el mismo estudio, pero esta vez focalizando los
intervalos de velocidad en el campo donde se anotaron menores errores en la tabla anterior.
Se ajusta los valores de los intervalos entre 0.6 y 1.4 m/s, mientras que los valores para los
sectores se mantienen igual, de 5 a 30 con un aumento de 5. En la tabla tabla 6.2 de errores
que proporciona el programa se pueden ver los nuevos resultados obtenidos, para los nuevos
parámetros seleccionados.
Son muchas las posibles conclusiones que se deducen de la nueva tabla de errores. En
primer lugar, se aprecia como los valores más bajos de errores se concentran para el rango
de intervalos que oscilan entre 0.8 y 1.1 m/s. Se descartarían así pues, los intervalos menores
de 0.7 m/s, dado que tal y como se puede apreciar, a partir de ese intervalos los errores se
hacen muy elevados. Además, con la realización de este nuevo estudio se comprende como
los errores van aumentando conforme crecen los sectores, concentrándose los valores
mínimos de errores para sectores que oscilan entre 0 y 10. No obstante, resulta más visual
todo lo anteriormente contado, si se aprecia en una figura.
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
0,00 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00Intervalos (m/s)
Erro
res
(%)
88
Tabla 6.2 Errores -2-
Errores (%)
Sectores Intervalos
(m/s)
Errores (%)
Sectores Intervalos
(m/s) 12,31 0 0,6 10,04 15 1 17,68 5 0,6 10,21 20 1 17,90 10 0,6 10,34 25 1 16,47 15 0,6 10,56 30 1 17,58 20 0,6 9,17 0 1,1 17,08 25 0,6 9,44 5 1,1 18,19 30 0,6 9,64 10 1,1 9,93 0 0,7 10,19 15 1,1
12,23 5 0,7 10,53 20 1,1 12,95 10 0,7 10,35 25 1,1 13,49 15 0,7 10,31 30 1,1 14,28 20 0,7 9,51 0 1,2 13,95 25 0,7 9,65 5 1,2 14,78 30 0,7 9,82 10 1,2 8,63 0 0,8 10,10 15 1,2 9,79 5 0,8 10,06 20 1,2
10,74 10 0,8 10,16 25 1,2 11,32 15 0,8 10,36 30 1,2 11,66 20 0,8 9,81 0 1,3 11,81 25 0,8 9,83 5 1,3 12,06 30 0,8 10,00 10 1,3 8,48 0 0,9 10,09 15 1,3 9,14 5 0,9 10,12 20 1,3 9,71 10 0,9 10,06 25 1,3
10,06 15 0,9 10,29 30 1,3 10,96 20 0,9 10,21 0 1,4 10,47 25 0,9 10,21 5 1,4 10,82 30 0,9 10,47 10 1,4 8,69 0 1 10,42 15 1,4 9,24 5 1 10,40 20 1,4 9,64 10 1 10,71 25 1,4
10,04 15 1 10,55 30 1,4
Para poder visualizar más fácilmente estas conclusiones, se presenta la figura 6.2. En ella
puede apreciarse todo lo explicado anteriormente. Se representa los errores frente a los
intervalos de velocidad medidos, describiendo cada serie de intervalos una evolución muy
similar entre ellas, es decir, aumentando conforme aumenta el valor de los sectores en los
que se divide el estudio.
Finalmente, para poder dar con el intervalo óptimo donde los errores se hacen mínimos, se
realiza un nuevo estudio fijando de nuevo los parámetros.
89
Figura 6.2 Variación de los errores con el intervalo de velocidad -2-.
Los intervalos de velocidades varían en esta ocasión de 0.8 hasta 1.1 aumentando en 0.1 m/s.
En cuanto a los sectores, se decide dividir en intervalos que oscilan desde 0 hasta 12 con un
intervalo de paso de 1 m/s. En la tabla 6.3 se puede apreciar los resultados que devuelve el
programa en Maltab para los valores de partida anteriores.
De la tabla 6.3 de valores de los errores mostrada, se fundamenta lo ya comentado
anteriormente. En primer lugar, los errores aumentan conforme van creciendo los sectores,
la adaptación a la distribución de Weibull será mejor cuanto menores sean los sectores, este
es un hecho lógico ya que al ir aumentando el número de sectores el error cometido es
mayor.
Sin embargo. no es viable diseñar un parque eólico basado en tan pocos sectores, ya que el
margen de error es muy grande, es decir, si se considerará un parque eólico a partir de una
distribución de Weibull en la que se ha considerado pocos sectores, las posibilidades de
error son muy grandes, ya que el parque estaría orientado hacia una dirección especifica
teniendo muchas posiciones de movimiento (si se tuviera tan solo 1 sector. se tendría 360
posiciones en las que orientarse el parque); al tener tantas posiciones de barrido la exactitud
es muy pequeña.
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
18,00
20,00
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6
Intervalos (m/s)
Erro
res
(%)
90
Tabla 6.3 Errores -3-
Errores (%)
Sectores Intervalos
(m/s)
Errores (%)
Sectores Intervalos
(m/s)
8,63 0 0.8 8,69 0 1 8,63 1 0.8 8,69 1 1 8,74 2 0.8 8,74 2 1 9,26 3 0.8 9,11 3 1 9,50 4 0.8 9,11 4 1 9,79 5 0.8 9,24 5 1 10,02 6 0.8 9,38 6 1 10,29 7 0.8 9,76 7 1 10,69 8 0.8 9,48 8 1 10,48 9 0.8 9,60 9 1 10,74 10 0.8 9,64 10 1 11,16 11 0.8 9,84 11 1 10,87 12 0.8 9,76 12 1 8,48 0 0.9 9,17 0 1.1 8,48 1 0.9 9,17 1 1.1 8,54 2 0.9 10,14 2 1.1 8,89 3 0.9 9,60 3 1.1 9,04 4 0.9 9,47 4 1.1 9,14 5 0.9 9,44 5 1.1 9,36 6 0.9 9,58 6 1.1 9,43 7 0.9 10,55 7 1.1 10,85 8 0.9 9,74 8 1.1 9,59 9 0.9 9,97 9 1.1 9,71 10 0.9 9,64 10 1.1 9,95 11 0.9 9,75 11 1.1 9,77 12 0.9 10,03 12 1.1
Por ello, para el diseño de un parque eólico, se opta por seleccionar 8, 10 o 12 sectores en
los que centrar el estudio. De esta manera las direcciones de trabajo del parque estarán más
repartidas, eligiéndose una dirección principal del viento donde orientar el parque, dicha
dirección será aquella donde se registren velocidades más altas para así poder producir más
potencia en el parque.
Volviendo a la tabla de errores -3-, al decidir que los sectores en los que se van a trabajar
son 8, 10 o 12 solo queda saber para qué tamaño de intervalo diseñar el proyecto. Como se
puede apreciar en la tabla 6.3, la diferencia entre los errores para diferentes intervalos es
mínima, al igual que la diferencia entre elegir 8, 10 o 12 sectores. Por ello se opta por elegir
8 sectores y un tamaño de intervalo de 1 m/s, para que las velocidades sean más visuales
para el usuario. Es decir, la rosa de los vientos se dividirá en ocho sectores de 45 grados
cada uno, lo que implica que se va a considerar que el viento puede soplar desde ocho
91
direcciones diferentes y con una probabilidad asociada a cada una.
6.2. Análisis parque eólico diseñado
El estudio que se presenta a continuación, es un estudio donde se pone en funcionamiento
todo el programa diseñado en el proyecto. Consiste en realizar la viabilidad energética y
económica de un parque eólico. Para ello, se ha creado un parque eólico lo más cercano a la
realidad posible. Tomando una serie de datos de partida que serán explicados en el siguiente
apartado. Con este caso de estudio establecido, lo que se pretende es analizar si es
aconsejable realizar la inversión para la construcción de un parque eólico basándonos en los
resultados tanto energéticos como económicos. Por lo tanto, se crea un parque eólico con
una serie de características y datos iniciales, dichos datos son fieles a la situación actual
económica. Posteriormente, una vez analizados los resultados para este caso estándar de
estudio, se abordaran una serie de modificaciones en el este parque con el fin de mejorar
tanto energéticamente como económicamente las prestaciones del mismo. Esas
modificaciones no son más que variaciones de algunos de los parámetros iniciales
establecidos, para así de esta manera poder optimizar los resultados. Cada caso o
modificación realizada, será estudiada y explicada adecuadamente en apartados posteriores.
6.2.1. Caracterización de los parámetros de
entrada
A continuación se especifican los datos de entrada que van a ser usados para realizar el
estudio. Dichos datos han sido tomados en función de la situación actual económica,
habiéndose tenido en cuenta las reformas energéticas por parte del gobierno actual en los
últimos años. Se trata de reflejar que ocurriría si se realizará una inversión de tal magnitud
con la condiciones de la actualidad. Estos parámetros van a describir el tipo de
emplazamiento, las condiciones de viento, el terreno y la viabilidad económica.
Datos del viento
Tal y como se explicó en capítulos anteriores, el programa diseñado recibe un fichero de
datos del viento, para la realización de este estudio se cuenta con los datos de viento
recogidos durante el año 2003 en la isla de Laitec (Chile). Dichos datos fueron tomados a
una altura de medición de 10 metros y en intervalos de tiempo de 10 minutos.
92
Además se usará la distribución de Weibull para las probabilidades de cada uno de los
sectores. Como se mencionó anteriormente, la rosa de los vientos se divide en 8 sectores de
45 grados cada uno.
Condiciones del terreno
Como dato inicial relacionado con el terreno se encuentra la rugosidad. Descritas ya las
diferentes características que pueden tener los terrenos con su correspondiente rugosidad
asociada, se decide por que el parque eólico de este estudio se situé en una zona agrícola
abierta sin cercados ni vegetación elevada y con edificios dispersos. Lo cual supone una
rugosidad de clase 1, con una longitud de rugosidad del terreno de 0.03 metros.
Aerogeneradores
El programa contiene almacenados una serie de aerogeneradores con sus datos asociados.
Para el desarrollo de este estudio se ha optado por un aerogenerador cuya potencia nominal
es de 2300 kW. Además dicho aerogenerador tiene asociada las siguientes características
que son un radio de rotor de 41.2 metros y 80 metros de altura del buje. Siendo su curva de
funcionamiento la mostrada en la figura 6.3.
Figura 6.3 Curva potencia-velocidad de aerogenerador usado.
Disposición del parque
Para la distribución del parque eólico de este estudio se ha decidido realizarlo con una
-500
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
0 5 10 15 20 25 30
Po
ten
cia
[kW
]
Velocidad [m/s]
93
disposición al tresbolillo. Donde se dispondrán un total de 32 aerogeneradores en 4 filas de 8
aerogeneradores cada uno. Además la distancia entre las filas de los aerogeneradores se ha
fijado en 8 veces el diámetro del aerogenerador seleccionado, en este caso la distancia es de
659.2 metros. Mientras que la distancia entre los aerogeneradores dispuestos en una misma
fila se ha establecido en 4 veces el diámetro del aerogenerador, o lo que es lo mismo un total
de 329.6 metros.
Figura 6.4 Disposicion en planta de parque eólico.
Viabilidad económica
Antes de poder sacar conclusiones económicas significativas del estudio a realizar, se deben
diseñar el plan económico del estudio, es decir, elegir una serie de datos de entrada
relacionados con el aspecto económico del estudio.
En primer lugar, se elige que la venta de energía se realice en el mercado libre sin la
posibilidad de percibir la prima, ya que esta fue suprimida por el actual gobierno como ya se
explicó en apartados anteriores. El precio establecido para la venta de la energía es el
correspondiente al precio final anual de comercializadores libres y consumidores directos en
el mercado según la Comisión Nacional de la Energía (CNE) para el año 2012, igual a 5.83
c€/kWh.
El porcentaje financiado de la inversión es del 100%, con un interés fijo del 9.57% [20] y el
periodo de amortización del préstamo es 8 años.
Además el estudio se va a realizar durante los 30 años que se estima la vida útil del parque,
94
donde se ha elegido una tasa de actualización de 1.5%. [21]
Se ha optado por un coste medio por kilovatio instalado de 900 euros [4], además de fijar el
coste de mantenimiento anual en un 8% del total de la inversión. Por último, el coste
ponderado del capital es del 1.5%, que es el valor del tipo de interés medio actual en la
subasta de Letras del Tesoro a 12 meses.
6.2.2. Rosa de los vientos
Uno de los puntos importantes a la hora de la realización de un parque eólico es la
representación e interpretación de la rosa de los vientos. Como ya se ha citado, se cuenta con
un fichero de datos del viento, que para su correcta visualización es necesario representarlos
en la rosa de los vientos. El programa cuenta con una función que representa la rosa de los
vientos. Usando esta función para el fichero de datos que se maneja, se obtiene la siguiente
rosa de los vientos.
Figura 6.5 Rosa de los vientos para estudio parque eolico diseñado
A partir de la figura 6.5 se pueden comentar varios aspectos. En primer lugar, los colores de
la leyenda indican el valor de la velocidad media para cada sector. Siendo el tercer sector
(orientado en 90 grados) el que posee una velocidad media del viento más elevada. Tal y
95
como se puede apreciar, el viento sopla con más fuerza en las direcciones norte y este. Otro
aspecto que se representa en la figura, es la probabilidad con la sopla el viento. En concreto,
la probabilidad del viento se mide en función de las circunferencias concéntricas donde se
pueden apreciar los porcentajes de las mismas. Cuanto más alejado estén los sectores del
centro, más probabilidad de que sople el viento en ese sector habrá. En este caso concreto, el
sector numero 1 (orientado 0 grados) es el que posee más probabilidad de que sople el
viento, estando por encima del 20% tal y como se ve en la figura 6.5.
6.2.3. Resultados obtenidos y análisis energético
Tras haber introducido todos los datos requeridos por el programa para poder ejecutarlo, ya
se pueden presentar todos los resultados que este proporciona. Se irán enumerando los
resultados más significativos e importantes empezando en primer lugar por los relacionados
con aspectos energéticos y posteriormente los relacionados con aspectos económicos.
Antes de empezar a enumerar los diferentes resultados que el programa proporciona, es
importante conocer un estudio previo realizado, para hallar otros parámetros que luego serán
descritos. Como ya se especificó en la descripción del programa, se cuenta con una función
que es capaz de hallar la intensidad máxima que circula por el parque eólico, con objeto de
calcular los gastos eléctricos que se producen en el parque. En concreto para este caso la
intensidad que circula es de 559 Amperios. Con esta intensidad, se mira en el catálogo de
fabricante de cables de marca Prysmian, eligiéndose tres cables unipolares de aluminio bajo
tubo, enterrado 1 metro de profundidad del tipo eprotenax compact con una sección asociada
para esa intensidad máxima de 600 . A partir de esta sección se puede hallar la
reactancia y resistencia por fase (Ω/km) del cable, para comprobar si se cumple el método de
caída de tensión en el parque. En efecto, la caída de tensión máxima en el parque para esa
sección de cable es menor del 5%, siendo exactamente un 0.02% tan solo. Sabida la sección
de cable a usar, ya se puede calcular tanto el coste de origen eléctrico así como las perdidas
eléctricas en el parque. [22]
- Análisis energético
El primer resultado a tener en cuenta, es la potencia nominal global del parque. Al haber
instalados un total de 32 aerogeneradores de 2300 kW cada uno, hacen que el parque eólico
tenga un 73600 kW instalados en total. Otro dato significativo que aporta el programa, es la
96
energía total reducida, es decir, la energía total que produce el parque eólico tras haber
considerado las estelas, dicha energía es 1.73 108
kWh. Por lo tanto, esta sería la energía que
produciría el parque eólico tras las estelas, pero no es la energía que se vierte a la red
eléctrica puesto que a dicha energía hay que restarle las pérdidas de origen eléctrico que se
producen en el parque al transportar la energía hasta inyectarla a la red, el valor de dichas
pérdidas es de 3.21 105 kWh. Restando dichas pérdidas a la energía total, se obtiene la suma
total de energía que el parque vierte a la red, siendo la diferencia igual a 1.729 108 kWh.
Una vez sabida la energía que se inyectaría a la red, se puede conocer un dato muy
importante a la hora de tomar decisiones en un parque eólico, se trata del rendimiento. El
rendimiento es un parámetro muy importante, ya que un aumento en él significaría un
aumento en la producción de energía y por lo tanto un aumento en los ingresos por la venta
de la misma, suponiendo un aporte económico importante para el inversor. A pesar de todo,
no siempre un aumento del rendimiento conlleva una mejora en cuanto a la viabilidad
económica se refiere. En los siguientes apartados se verá de qué manera se puede mejorar el
rendimiento de la instalación, aunque a veces eso conlleve a un aumento en la inversión
inicial del parque y/o en las perdidas de origen eléctrico del mismo. En concreto el
rendimiento para este caso de estudio es del 89.28%.
Tabla 6.4 Datos energéticos
Potencia
[kW]
Energía
total
[kWh]
Rendimiento
[%] Pérdidas
[kWh]
7.36 104
1.73 108
89.28 3.21 105
- Análisis económico
En este punto se van a analizar los resultados que proporciona el sistema relacionados con la
viabilidad económica del mismo, donde debido a la crisis económica en la que se encuentra
envuelto el país y las duras reformas sobre el sector de las renovables llevadas a cabo por el
gobierno, los resultados que se obtienen no son beneficiosos para la realización del proyecto.
Lo primero a tener en cuenta a la hora de realizar un proyecto de estas características es el
desembolso inicial, es decir, el valor de la inversión. La inversión para este proyecto se
eleva a 8.89 107
€, teniendo unos costes eléctricos asociados de 9.43 106
€. Estos costes
97
eléctricos son calculados a partir de los metros de cable que tenga la instalación, sabida la
sección de los cables, el programa cuenta con una fórmula almacenada para el tipo de cable
usado que estima el precio por metro de cable en el parque. Donde se optó financiar el 100%
de la inversión con 8 años de amortización y un tipo de interés del 7.9%, por ello la cuota
anual a pagar será de 1.53 107
€.
Tabla 6.5 Resumen de flujos anuales económicos
Año Ingresos
[€]
Costes de
Mantenimiento
[€] Cuota Anual [€]
Flujos de
caja [€]
1 9.98 106 7.07 10
6 1.53 10
7 -1.24 107
2 1.01 107 7.17 10
6 1.53 107 -1.24 10
7
3 1.03 107 7.28 10
6 1.53 107 -1.23 10
7
4 1.04 107 7.39 10
6 1.53 107 -1.23 10
7
5 1.06 107 7.50 10
6 1.53 107 -1.22 10
7
6 1.07 107 7.61 10
6 1.53 107 -1.22 10
7
7 1.09 107 7.73 10
6 1.53 107 -1.21 10
7
8 1.11 107 7.84 10
6 1.53 107 -1.21 10
7
9 1.12 107 7.96 10
6 - 3.28 106
10 1.14 107 8.08 10
6 - 3.33 106
11 1.16 107 8.20 10
6 - 3.38 106
12 1.18 107 8.32 10
6 - 3.43 106
13 1.19 107 8.45 10
6 - 3.48 106
14 1.21 107 8.57 10
6 - 3.53 106
15 1.23 107 8.70 10
6 - 3.59 106
16 1.25 107 8.83 10
6 - 3.64 106
17 1.27 107 8.97 10
6 - 3.70 106
18 1.29 107 9.10 10
6 - 3.75 106
19 1.30 107 9.24 10
6 - 3.81 106
20 1.32 107 9.68 10
6 - 3.86 106
21 1.34 107 9.52 10
6 - 3.92 106
22 1.37 107 9.66 10
6 - 3.98 106
23 1.38 107 9.80 10
6 - 4.04 106
24 1.41 107 9.95 10
6 - 4.10 106
25 1.43 107 1.01 10
7 - 4.16 106
26 1.45 106 1.03 10
7 - 4.22 106
27 1.47 107 1.04 10
7 - 4.29 106
28 1.49 107 1.06 10
7 - 4.35 106
29 1.51 107 1.07 10
7 - 4.42 106
30 1.54 107 1.88 10
7 - 4.48106
Los ingresos recibidos durante los años de funcionamiento del parque por la venta de la
98
energía. Para hallar los flujos de caja de la inversión, se le resta a los ingresos en primer la
cuota anual de financiación (8 primeros años) y los costes de mantenimiento anuales durante
la vida útil del parque. Cabe destacar, la variación de los ingresos y costes de mantenimiento
con el paso de los años, debido a la tasa de actualización del dinero usada. Todos estos datos
están recogidos en la tabla 6.5.
Con los flujos de caja hallados y la inversión inicial, el programa proporciona el valor del
VAN. En concreto el valor de dicho parámetro para esta inversión es de -1.16 108 €. Al salir
el Valor actual neto negativo, quiere decir que la inversión no es rentable. En otras palabras,
la inversión produciría pérdidas por debajo de la rentabilidad exigida y teniendo en cuenta
que dicha rentabilidad exigida era muy baja, tan solo del 1.5% (correspondiente al tipo de
interés medio actual en la subasta de Letras del Tesoro a 12 meses), hace que el proyecto sea
inviable a todas luces, teniendo que ser rechazada su realización.
El programa además proporciona el valor de la tasa interna de retorno. Para este caso
estándar de parque eólico, se tiene que el valor de la TIR es de -1%. Como ya se ha
explicado, la tasa interna de retorno es el valor de rentabilidad que hace que el VAN sea
cero. Por lo tanto, el VAN de nuestra inversión será siempre negativo para toda rentabilidad
mayor que -1%, es decir, la inversión es completamente inviable. Para que nuestra inversión
sea rentable, la tasa interna de retorno debe ser mayor cero, aunque ello no signifique que la
inversión sea interesante de hacer.
El payback, no tiene sentido calcularlo ya que no se recupera la inversión antes de los 30
años, de hecho, al salir el VAN negativo, se pierde dinero en la misma.
6.3. Casos de estudio de mejoras en parque eólico
estándar
Como ya se ha explicado, ateniéndonos a los resultados la ejecución del proyecto no sería
viable con la disposición y parámetros elegidos. No obstante, muchos de esos parámetros
pueden ser estudiados más a fondo para ver la influencia que tienen en varios de los
resultados antes recogidos. Por lo tanto, a continuación se van a detallar una serie de
estudios, englobados dentro del mismo proyecto, que trataran mejorar el presente proyecto a
través de realizar diferentes modificaciones en algunos los parámetros de entrada del
proyecto. Una vez finalizados los diferentes estudios, se propondrá un nuevo parque eólico
99
mejorado, es decir usando las posibles mejoras encontradas en los estudios, modificando
dichos parámetros de entrada.
6.3.1. Estudio de la posición relativa entre filas de
aerogeneradores
El primer estudio consiste en analizar cómo repercute en los resultados finales la distancia
relativa entre los aerogeneradores. Como ya se comentó anteriormente en el estudio estándar
realizado, se tomaron 4 filas de 8 aerogeneradores cada una, con una distancia entre filas de
8 veces el diámetro de los aerogeneradores y de 4 veces el diámetro de los aerogeneradores
la distancia entre las turbinas colocadas en una misma fila, siendo el radio de los mismos
41.2 metros. Por lo tanto, para comprobar cómo algunos de los resultados finales varían con
la distancia entre aerogeneradores, lo que se hace es ir variando la distancia entre filas de
aerogeneradores y mantener el resto de datos iniciales constantes.
Tal y como se ha explicado, la distancia entre las filas de aerogeneradores se mide en
diámetros del aerogenerador, es decir, para una distancia entre filas igual a 5, el espacio total
entre filas saldrá de multiplicar el diámetro de las turbinas por 5, siendo en este caso 412
metros. Se le asigna la variable Df a dicha distancia, que en este estudio varía entre 5 y 12
metros.
En la tabla 6.6 se recogen los resultados obtenidos al ejecutar el programa con las diferentes
distancias entre filas, donde se puede apreciar como varían en función de la misma.
Tabla 6.6 Evaluación de los parámetros con la distancia entre filas
Df [m] Distancia
entre filas
[m]
Rendimiento
[%]
Energía
total
[kWh]
Pérdidas
[kWh] Inversión
inicial [€]
Costes
eléctricos
[€] VAN[€]
5 412.0 86.7 1.68 108
2.13 105 8.81 10
7 8.64 106 -1.21 10
8
6 494.4 86.9 1.68 108 2.46 10
5 8.83 107 8.90 10
6 -1.21 108
7 576.8 87.8 1.70 108 2.82 10
5 8.86 107 9.16 10
6 -1.20 108
8 659.2 89.3 1.73 108 3.21 10
5 8.89 107 9.42 10
6 -1.16 108
9 741.6 89.2 1.72 108 3.54 10
5 8.91 107 9.68 10
6 -1.18 108
10 824.0 89.4 1.73 108 3.89 10
5 8.94 107 9.95 10
6 -1.18 108
11 906.4 89.5 1.73 108 4.23 10
5 8.97 107 1.02 10
7 -1.19 108
12 988.8 89.9 1.74 108 4.59 10
5 8.99 107 1.04 10
7 -1.19 108
100
Se puede apreciar como al aumentar la distancia entre filas, van variando los diferentes
resultados. En primer lugar, es notorio como va aumentando el rendimiento conforme la
distancia entre filas se hace mayor, es algo totalmente lógico dado que al aumentar la
distancia entre filas de aerogeneradores, la influencia de las estelas se hace menor, de ahí
que el rendimiento vaya aumentando, es decir, se producen menos perdidas por estelas. Por
la misma explicación, la energía reducida tras estelas va aumentando con la distancia entre
filas, es decir, al haber más espacio entre aerogeneradores, estos se obstaculizan menos entre
ellos y por consiguiente recibiendo cada uno el viento a más velocidad, produciendo más
energía.
Los siguientes 3 parámetros a analizar van cogidos de la mano, en el hecho que aumentan
con la distancia entre filas de aerogeneradores. Dichos parámetros son los costes eléctricos,
el coste total de la inversión y las pérdidas de origen eléctrico de la instalación. Al aumentar
la distancia entre las filas de aerogeneradores, aumenta los metros de cables usados en la
instalación y por consiguiente los costes eléctricos asociados. Al ser dichos costes eléctricos
una partida importante de la inversión inicial de parque, esta también aumenta por
consiguiente. La misma explicación se usa para el aumento de las pérdidas de origen
eléctrico, al haber más metros de cables eléctricos en la instalación, habrá más pérdidas
eléctricas disipadas en esos metros de más de cable.
El ultimo parámetro que se estudia es el VAN, Valor Actual Neto. Como se aprecia en la
tabla de resultados, es el único de los parámetros que no sigue una progresión de aumento
lineal. Lo que ocurre con el VAN es que aumenta al principio hasta llegar a un máximo
localizado para una valor de Df igual a 8. A partir de ahí, el VAN empieza a disminuir
conforme la distancia entre filas sigue aumentando. Este hecho es debido a que el VAN
estudia la rentabilidad de la inversión y depende de algunos de los parámetros antes
descritos. En concreto, al principio el VAN aumenta hasta llegar a un máximo, debido a que
la energía que el parque es capaz de generar aumenta de manera rápida (por el ya comentado
aumento del rendimiento de la instalación), al generar más energía se obtener más dinero por
la venta de la misma. Sin embargo, al mismo tiempo que aumenta la energía que produce la
instalación, también aumenta las pérdidas de origen eléctrico y la inversión inicial. Por lo
tanto, el VAN aumentará debido al incremento de producción de energía, pero sin embargo
se verá mermado por el aumento tanto de las pérdidas de origen eléctrico como también del
coste de la inversión inicial. Entonces al principio el VAN aumenta debido a que el
101
crecimiento de la energía generada produce mayor efecto en el VAN que el aumento del
coste de la inversión y de las perdidas eléctricas, hasta alcanzar un máximo y a partir de ahí
disminuye ya que el efecto de las perdidas y del coste de la inversión tienen mayor
influencia en el VAN que el propio aumento de la energía. A continuación se muestra la
figura 6.6 donde se puede apreciar la evolución del VAN en función de las distancia entre
filas de aerogeneradores.
Para finalizar con este estudio, se puede concluir que se alcanzaría un óptimo para la
distancia entre filas de aerogeneradores igual a 8, debido a que es donde se obtiene el valor
del VAN más elevado y por ende la inversión sería más rentable para distancia entre filas.
Figura 6.6 Evolucion del VAN con la distancia entre filas
6.3.2. Estudio de la posición relativa entre
aerogeneradores situados en una misma fila
Este segundo estudio es análogo al anterior y consiste en analizar cómo repercute en los
resultados finales la distancia relativa entre los aerogeneradores de una misma fila. En este
caso, se mantienen todos los parámetros de entrada iguales y se varía tan solo la distancia
entre los aerogeneradores situados en una misma fila.
-123
-122
-121
-120
-119
-118
-117
-116
0 2 4 6 8 10 12 14
VA
N [
M€
]
Dt
102
Tal y como se ha explicado, la distancia entre las filas de aerogeneradores se midió en
diámetros del aerogenerador y lo mismo ocurre con la distancia entre aerogeneradores
situados en una misma fila, es decir, para una distancia igual a 5, el espacio total entre
turbinas saldrá de multiplicar el diámetro de las turbinas por 5, siendo en este caso 412
metros. Para este estudio se le asigna la variable Da a dicha distancia, que en este estudio
varía entre 3 a 10.
Al igual que se realizó en el estudio anterior, en la siguiente tabla se recogen los resultados
obtenidos al ejecutar el programa con las diferentes distancias entre aerogeneradores
situados en una misma fila, donde se puede apreciar como varían en función de la misma. Se
ha optado por recoger los mismos resultados que en el caso anterior, ya que realmente el
sentido del estudio es el mismo, es decir, separar los aerogeneradores entre sí para
comprobar cómo afecta en los parámetros de estudios.
Tabla 6.7 Evaluación de los parametros con la distancia entre aerogeneradores
Da Distancia
entre filas
[m]
Rendimiento
[%]
Energía
total
[kWh]
Pérdidas
[kWh] Inversión
inicial [€]
Costes
eléctricos
[€] VAN[€]
3 247.2 84.8 1.64 108 2.93 10
5 8.71 107 7.59 10
6 -1.23 108
4 329.6 89.3 1.73 108 3.22 10
5 8.89 107 9.43 10
6 -1.16 108
5 412.0 91.0 1.76 108 3.40 10
5 9.07 107 1.13 10
7 -1.19 108
6 494.4 92.9 1.80 108 3.61 10
5 9.26 107 1.31 10
7 -1.21 108
7 576.8 95.1 1.85 108 3.83 10
5 9.44 107 1.49 10
7 -1.23 108
8 659.2 96.0 1.86 108 4.00 10
5 9.62 107 1.68 10
7 -1.28 108
9 741.6 96.6 1.87 108 4.16 10
5 9.81 107 1.86 10
7 -1.35 108
10 824.0 97.2 1.89 108 4.33 10
5 9.99 107 2.04 10
7 -1.41 108
Haciendo un análisis similar al realizado en el estudio anterior, se pueden sacar conclusiones
análogas. El rendimiento aumenta conforme la distancia entre los aerogeneradores se hace
mayor, la explicación es la misma que anteriormente, al aumentar la distancia entre
aerogeneradores, la influencia de las estelas se hace menor entre ellos, de ahí que el
rendimiento vaya aumentando, es decir, el aerogenerador situado justo aguas abajo después
de otro percibirá más cantidad de masa de aire y a más velocidad. En este caso, el
rendimiento aumenta más rápidamente que en el estudio anterior. La explicación es debido a
que en este caso se están aumentando la distancia entre aerogeneradores situados en una
misma fila, dicha distancia es paralela a la dirección principal del viento (dirección a la que
se orienta mi parque eólico). Por lo tanto, al aumentar esa distancia, estoy aumentando la
103
distancia entre aerogeneradores situados en la principal dirección donde va a soplar el viento
y por consiguiente se está reduciendo considerablemente el efecto de las estelas. En el caso
de estudio anterior, la distancia que se varió era perpendicular a la dirección principal del
viento y de ahí que no tuviera un peso tan importante en el rendimiento de la instalación.
Por la misma explicación, la energía reducida tras estelas va aumentando, es decir, al haber
más espacio entre aerogeneradores, estos se obstaculizan menos entre ellos y por
consiguiente producen más energía.
De la misma que en el caso anterior, los costes eléctricos, el coste total de la inversión y las
pérdidas de origen eléctrico de la instalación aumentan debido a que se usan más metros de
cable. Al haber más metros de cables, la inversión inicial es mayor y las pérdidas de origen
también aumentan naturalmente.
Por el último, el VAN sigue una evolución similar al caso anterior. Aumenta hasta llegar a
un máximo y luego vuelve a descender. Ya se ha comentado que el VAN aumenta con el
aumento de la energía producida, pero sin embargo disminuye al aumentar la inversión
inicial y las perdidas. Este es el motivo por el cual sigue esa distribución. Como se puede
apreciar en la tabla de resultados, el máximo del VAN se produce para el valor de Da de 4,
es decir, para una distancia entre aerogeneradores igual a 329.6 metros. Por lo tanto para una
separación de 329.6 metros entre aerogeneradores de una misma fila es donde se alcanza el
óptimo desde el punto de vista del estudio planteado en este apartado, ya que a pesar de que
la energía producida aumenten con dicha distancia, para Da igual a 4 es donde el VAN es
más elevado o lo que es lo mismo, donde mi inversión me resultará más rentable.
La figura 6.7, muestra la variación del VAN con la distancia entre aerogeneradores, donde
se puede apreciar lo ya comentado anteriormente, que alcanza un máximo para Da igual a 4.
104
Figura 6.7 Evolucion del VAN con la distancia entre aerogeneradores de una misma fila
6.3.3. Estudio de la orientación principal del
parque
Como ya se explicó, el diseño del parque eólico se hace de tal manera que quede orientado
de forma que su dirección principal discurra a través del sector con mayor probabilidad de
viento. Con este hecho, lo que se pretende es optimizar la producción de energía, ofreciendo
así el programa la mejor opción para orientar el futuro parque eólico y obtener el mayor
rendimiento en la producción dadas unas condiciones.
El caso descrito anteriormente, está basado en este diseño, por lo tanto los resultados
obtenidos se basan en que el parque se ha orientado de tal manera que la dirección principal
del viento es la del sector de mayor probabilidad. Los datos de viento se decidieron dividir
en 8 sectores, lo cual quiere decir que se tendrán 8 posibles direcciones posibles en las que
orientar el parque, es decir las direcciones serían las representadas en la tabla 6.8.
Tabla 6.8 Numeración de las direcciones del viento
Dirección 1 2 3 4 5 6 7 8
Grados 0 45 90 135 180 225 270 315
-1,60E+02
-1,40E+02
-1,20E+02
-1,00E+02
-8,00E+01
-6,00E+01
-4,00E+01
-2,00E+01
0,00E+00
0 2 4 6 8 10 12
VA
N [
M€
]
Da
105
Primeramente, es importante saber la tabla de probabilidades y la velocidad media para cada
sector. Por lo tanto, a continuación se representan la tabla 6.9 con los grados
correspondientes al sector que apunta cada una.
Tabla 6.9 Velocidad media y probabilidad para cada dirección.
Dirección 1 2 3 4 5 6 7 8
Grados 0 45 90 135 180 225 270 315
Probabilidad (%) 21.48 15.97 19.68 3.67 5.54 7.23 15.99 10.39
Velocidad media (m/s) 6.88 7.05 8.31 5.1 5.87 5.97 7.28 6.57
Como se puede apreciar, el primer sector es aquel donde se produce la mayor probabilidad
de que sople el viento. Por lo tanto, el programa realizaría la ordenación de probabilidades,
aunque en este caso no haría falta al tratarse del primero de los sectores el que posee la
mayor probabilidad. Aparentemente, sería para dicha orientación del parque donde se
produciría el mayor aprovechamiento de la energía, pero veremos que no es así. El objeto de
este estudio está centrado en este hecho, en ir variando la dirección principal del parque para
así estudiar cómo se mejora el rendimiento de la instalación. Se presentan a continuación las
8 posibles direcciones para este estudio, pero antes se detalla un ejemplo de cómo el
programa actúa para abordar otra dirección como principal del parque. En concreto, si se
decide que la dirección 2 pase a ser la principal del programa, este toma las probabilidades
para sector y las ordena de tal manera que la probabilidad correspondiente al sector 2 pase a
ser la primera con respecto a la cual se orientará el parque. La tabla 6.10 muestra dicho
ejemplo.
Tabla 6.10 Probabilidades de que sople el viento en cada sector
Probabilidad [%] 15.97 19.68 3.67 5.54 7.23 15.99 10.39 21.48
Por lo tanto, el parque eólico quedaría orientado tal y como se muestra en la siguiente figura
6.8, siendo orientado en la dirección correspondiente al sector 2. Para cada caso de estudio,
el parque rotará 45 grados (dado que se decidió dividir el parque en 8 sectores) para adoptar
una nueva dirección de viento principal, obteniéndose diferentes resultados, tal y como se
detallan a continuación.
106
Figura 6.8 Representacion de dirección principal del viento.
Una vez presentado como funciona el programa, se estudia la tabla de resultados obtenidos
para cada una de las direcciones en las que se orienta el parque. El resto de los datos de
entrada se mantienen iguales a los que se usaron para el caso estándar del primer apartado.
Es evidente que para este estudio que se plantea, los parámetros que van a sufrir
modificaciones son los relacionados con el rendimiento y el aprovechamiento de la energía,
es decir, modificando la orientación del parque lo que se está realizando es modificar el
modo de recibir el parque la masa de viento. Por este motivo, parámetros como el costo de la
inversión inicial o costes eléctricos asociados no se verán modificados. En la tabla 6.11 se
detallan todos los resultados registrados.
Tabla 6.11 Parámetros energéticos y económicos para cada direccion de viento
Dirección Rendimiento
(%)
Energía
total
[kWh]
Pérdidas
[kWh] Inversión
inicial [€]
Costes
eléctricos
[€] VAN[€]
1 89.3 1.73 108 3.21 10
5 8.89 107 9.42 10
6 -1.16 108
2 90.1 1.74 108 3.24 10
5 8.89 107 9.42 10
6 -1.13 108
3 94.1 1.82 108 3.38 10
5 8.89 107 9.42 10
6 -1.00 108
4 83.3 1.61 108 2.99 10
5 8.89 107 9.42 10
6 -1.36 108
5 84.2 1.62 108 3.02 10
5 8.89 107 9.42 10
6 -1.37 108
6 85.4 1.65 108 3.06 10
5 8.89 107 9.42 10
6 -1.39 108
7 88.6 1.71 108 3.18 10
5 8.89 107 9.42 10
6 -1.44 108
8 86.7 1.67 108 3.11 10
5 8.89 107 9.42 10
6 -1.41 108
107
En primer lugar analizar los parámetros antes mencionados, los correspondientes al coste de
la inversión y a los costes eléctricos. Como es lógico, ninguno de estos dos parámetros varía
con el cambio de dirección principal del parque. La inversión inicial no depende de la
orientación del parque, sino que depende de otros factores como son la adquisición e
instalación de los aerogeneradores, los costes eléctricos asociados al parque eólico y otra
serie de costes explicados en apartados anteriores. Los costes eléctricos tampoco dependen
de la posición en la que se orienten las turbinas en un parque eólico, ya que la distancia entre
los aerogeneradores se mantiene constante o lo que es lo mismo, los metros de cables no
varían.
Por otro lado están los parámetros que si varían en función de la dirección de orientación del
parque. El rendimiento y la energía reducida tras estelas. En primer lugar, el rendimiento
tiene un valor distinto dependiendo de la dirección adoptada, en concreto el máximo
rendimiento se da para la dirección número 3. A pesar de no tratarse del sector en el que la
probabilidad del viento sea la que sople más elevada, es donde se produce el máximo. La
explicación es debido a que para esa orientación del parque, se maximiza la energía de salida
del parque tras estelas, es decir, los aerogeneradores se obstaculizan menos entre sí,
recibiendo más cantidad de aire y a más velocidad. Al orientarse el parque en esta dirección,
los aerogeneradores adoptan una nueva posición donde se minimiza el efecto de las estelas y
es por ello que el rendimiento aumenta.
Como es normal, la energía reducida tras estelas será mayor cuanto más elevado sea el
rendimiento, por ello el máximo de energía reducida se producirá para la dirección número
3. La explicación es exactamente la misma que la expuesta para el caso del rendimiento. En
las figura 6.9 y 6.10 se representa la distribución que sigue tanto el rendimiento como la
energía.
Se puede apreciar como ambas figuras son idénticas en cuanto a la colocación de sus puntos,
tanto rendimiento como energía varían exactamente de la misma manera en función de la
dirección principal que se adopte. Ambas gráficas tiene su máximo para la dirección 3 y su
mínimo para la dirección 4.
108
Figura 6.9 Evolucion del Rendimiento en función de la dirección del viento
Las pérdidas de origen eléctrico son máximas para la dirección 3 también, la explicación es
que al ser el rendimiento mayor y por consiguiente la energía tras estelas máximas, se
transporta más energía a través del parque y de ahí que las pérdidas sean más elevadas. Dado
que la posición relativa entre las turbinas se mantiene constante, los metros de cables
también serán los mismos, de ahí que las pérdidas aumenten conforme aumente la energía
tras estelas.
Una misma explicación parecida es utilizada para argumentar la evolución del VAN. Como
se puede apreciar el VAN alcanza un máximo para la dirección número 3, hecho totalmente
lógico ya que es donde se produce la mayor producción de energía por parte del parque.
Además al mantenerse la inversión del parque constante para los 8 casos, no se penaliza de
ninguna manera el aumento del VAN, será tanto mayor, cuando mayor sea el rendimiento
del parque.
Para concluir con este estudio, se puede decir que orientando el parque hacia la dirección
número 3, es decir hacia 90 grados con respecto al origen en el que se tomaron las medidas,
se maximiza los resultados del parque, obteniéndose así un rendimiento y VAN mayores, o
lo que es lo mismo, un parque eólico más rentable.
82
84
86
88
90
92
94
96
0 2 4 6 8 10
Ren
dim
ien
to (
%)
Dirección
109
Figura 6.10 Evolucion de la energia producida con la direccion del viento
En este estudio se ha conseguido llegar al óptimo en cuanto a una división de la rosa de los
vientos en 8 sectores, consiguiéndose orientar el parque hacia el sector donde se obtienen
mayores beneficios energéticos para el inversor. Pero ello no implica que se haya alcanzado
el óptimo absoluto para esta distribución elegida. Realizando un nuevo estudio donde se
decide dividir la rosa de los vientos en 12 sectores, se trata de buscar una nueva posición en
la que orientar el parque con objeto de encontrar una posición más ventajosa
energéticamente y por ende más rentable y provechoso económicamente.
Al dividir la rosa de los vientos en 12 sectores, cada sector estaría compuesto por 30 grados
cada uno, teniendo asociado cada uno una probabilidad específica del viento, tal y como se
representa en la tabla 6.12.
Evidentemente, la probabilidad ha variado para cada sector, dado que ahora a un sector le
corresponde un tramo de grados distintos.
Tabla 6.12 Probabilidad y velocidad media para 12 sectores
Sector 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Probabilidad (%) 14.1 12.9 10.5 17.4 3.5 2.5 3.5 3.4 5.9 10.0 9.6 6.9
Velocidad media (m/s) 8.69 5.15 5.36 5.37 6.00 6.22 7.16 7.06 6.68 7.02 6.85 7.02
En la tabla 6.12 se puede apreciar como el sector que presenta una probabilidad más elevada
es el número 4, donde a diferencia que el caso anterior (8 sectores), donde el sector que
155
160
165
170
175
180
185
0 2 4 6 8 10
En
erg
ia [
GW
*h
]
Dirección
110
presentaba una mayor probabilidad era el sector número 1. En cuanto a la velocidad media,
el valor más elevado de la misma se da en el primer sector. Por lo tanto, al igual que se hizo
anteriormente, se van a presentar los resultados tanto energéticos como económicos para
cada dirección. En la tabla 6.13 se designa una numeración para los grados de cada
dirección.
Tabla 6.13: Grados asociados para cada dirección de 12 sectores.
Dirección 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Grados 0 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300 330
Ejecutando el programa se obtienen los siguientes resultados registrados en la tabla 6.14
donde solo se muestran el rendimiento y el VAN para cada dirección, ya que son los
resultados más representativos del estudio.
Tabla 6.14: Rendimiento y VAN para 12 sectores
Dirección 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Rendimiento (%) 93.8 92.6 92.3 95.1 85.2 81.2 81.7 82.4 83.8 85.1 87.9 87.6
VAN (M€) -102 -103 -103 -97.5 -112 -117 -117 -116 -114 -112 -108 -108
En este caso, el máximo energético y económico se da para el sector donde se contempla la
mayor probabilidad de que sople el viento. En concreto, el máximo se sitúa para la dirección
número 4, orientando el parque para 90 grados, obteniéndose un rendimiento más elevado
que para el resto, siendo este igual a 95.1%. Como ya se ha comentado, el VAN está
relacionado en este estudio con el rendimiento del parque, dado que al mantenerse el resto
de parámetros constantes, el proyecto se hará más rentable cuanto más se maximice el
rendimiento del parque, ello implicará que se producirá más energía para vender y de ahí
obtener más beneficios, haciendo que el VAN sea mayor. Para poder visualizar mejor la
evolución del VAN con la orientación del parque, se presenta la figura 6.11.
111
Figura 6.11 Evolución de la energia producida con la dirección del viento para 12 sectores
Si se realiza una comparación entre ambos estudios, se concluye con que dividiendo la rosa
de los vientos en 12 sectores y orientando el parque en la dirección número 4 se consigue
maximizar los resultados de la inversión con respecto a dividir el parque en 8 sectores.
Siendo el óptimo, para la división en 12 sectores, más beneficioso y por lo tanto,
obteniéndose un rendimiento y un VAN mayores para esta orientación.
6.3.4. Estudio de optimización de la posición y
orientación del parque eólico
En los tres estudios anteriores, se ha podido demostrar como realizando modificaciones en el
parque eólico se ha conseguido mejorar considerablemente las prestaciones energéticas del
mismo, aunque no se haya conseguido alcanzar un proyecto completamente rentable. En el
presente estudio, se va tratar de aunar los apartados anteriores con objeto de encontrar el
óptimo de entre las 3 modificaciones realizadas. Por lo tanto, de lo que se trata es de realizar
un estudio a partir de la combinación de la distancia entre filas de aerogeneradores y la
distancia entre aerogeneradores de una misma fila (estudios antes realizados), manteniendo
orientado el parque hacia la dirección óptima del mismo hallada también anteriormente. En
el primer estudio realizado se ha comprobado como el óptimo en cuanto a la distancia entre
filas se encuentra en torno al valor de Df igual a 8, lo cual se ha tratado focalizar la búsqueda
del óptimo alrededor de dicho valor, variando el valor de Df entre 7.5 hasta 8.5, con objeto
de encontrar el valor más favorable para el proyecto. Para la distancia entre aerogeneradores
-120
-115
-110
-105
-100
-95
0 2 4 6 8 10 12 14
VA
N (
M€
)
Dirección
112
situados en una misma fila, se ha actuado de manera similar; se demostró que el óptimo en
cuanto a dicho parámetro se encontraba en torno al valor de Da igual a 4, por lo tanto se trata
de hacer una búsqueda más exhaustiva alrededor de dicho valor, ampliando los valores de Da
desde 3 hasta 4.5. A continuación, se presenta la tabla 6.15 donde se resume el estudio
realizado en este apartado, especificándose los valores adoptados en cada caso para Da y Df.
Por lo tanto, se amplían los valores de Df para esos valores de Da donde no se ha localizado
el punto máximo del VAN. Con esta ampliación, se pretende localizar la distribución más
beneficiosa para nuestro proyecto. Los valores de dicha ampliación quedan reflejados en la
tabla. Cabe recordar que la totalidad del estudio ha sido realizado con el parque orientado
hacia la dirección óptima, para sacar los mejores resultados posibles del mismo y conseguir
llegar a una situación más favorable tanto energética como económicamente.
Tabla 6.15: Estudio combinado de Da y Df
Da Df Rendimiento
[%]
Energía
total [kWh]
Inversión
inicial [€]
Costes
eléctricos [€] VAN[€]
3 7,5 91,68 1,78 108 8,70 10
7 7,46 10
6 -9,96 10
7
3 8 92,24 1,78 108 8,71 10
7 7,59 10
6 -9,85 10
7
3 8,5 92,49 1,79 108 8,72 10
7 7,72 10
6 -9,82 10
7
3 9 92.61 1,80 108 8,72 10
7 7,83 10
6 -9,82 10
7
3 9,5 92.78 1,81 108 8,72 10
7 7,92 10
6 -9,71 10
7
3 10 93.05 1,82 108 8,72 10
7 8,01 10
6 -9,59 10
7
3 10,5 92.89 1,81 108 8,72 10
7 8,13 10
6 -9,62 10
7
3,5 7 92.59 1,81 108 8,78 10
7 8,27 10
6 -9,81 10
7
3,5 7,5 93,57 1,81 108 8,79 10
7 8,38 10
6 -9,76 10
7
3,5 8 93,02 1,80 108 8,80 10
7 8,51 10
6 -1,00 10
8
3,5 8,5 93,25 1,81 108 8,81 10
7 8,64 10
6 -1,00 10
8
4 7 95,38 1,84 108 8,86 10
7 9,20 10
6 -9,57 10
7
4 7,5 95,46 1,85 108 8,88 10
7 9,29 10
6 -9,56 10
7
4 8 95,11 1,84 108 8,89 10
7 9,43 10
6 -9,75 10
7
4 8,5 94,72 1,83 108 8,90 10
7 9,56 10
6 -9,93 10
7
4,5 7,5 95,97 1,86 108 8,97 10
7 1,02 10
7 -9,82 10
7
4,5 8 96,17 1,86 108 8,98 10
7 1,03 10
7 -9,82 10
7
4,5 8,5 96,27 1,86 108 9,00 10
7 1,05 10
7 -9,85 10
7
La idea es seleccionar la distribución del parque que nos proporcione un VAN mayor, para
que nuestro proyecto nos salga rentable. De la tabla se pueden sacar varias conclusiones. En
primer lugar, no por tener un rendimiento más elevado nuestro VAN va a ser mayor, esto es
debido a que se penaliza el ir aumentando la distancia entre las filas de aerogeneradores al
igual que las distancia entre estos mismo, por lo tanto de esta manera se incrementa el valor
113
inicial de la inversión y por ello el VAN aumenta. Echando un vistazo a la tabla, se puede
concluir que el valor óptimo buscado se encontraría para un Da igual 4 y un valor de Df igual
7.5, ya que es para estos valores de cada parámetro donde se encuentra la distribución del
parque con mayor VAN. Al ver la tabla, se aprecia cómo no se han hecho tres estudios para
cada valor de Da, es decir, variando el valor de Df desde 7.5 hasta 8.5. En algunos casos se
ha ampliado o disminuido el valor de Df con el fin de llegar al óptimo en cada serie. En la
siguiente figura se representa el VAN en para cada serie antes estudiada.
Figura 6.12 Estudio del VAN para los valores de Da y Df
Se aprecia cómo se han alcanzado el máximo para cada valor de Df, siendo el caso más
favorable para nuestros intereses el que se da para los valores de Df igual a 4 y Da igual a
7.5, lográndose un máximo de VAN de -95,6 M€ . El objetivo de este estudio no era otro
que alcanzar el máximo energético y económico del proyecto, con la variación de los
parámetros Da y Df, bajo la orientación del parque hacia la dirección más favorable,
consiguiéndose para los valores de dichos parámetros antes mencionados.
Este estudio ha sido realizado bajo una orientación fija del parque, orientación que nos
proporcionó los mejores valores económicos de la inversión. No obstante, se realiza una
variación de esa dirección principal para barrer la posible zona óptima donde sopla el viento
con mayor fuerza y probabilidad. Así pues, se presenta la tabla 6.16, donde lo que se ha
hecho es reorientar el parque en 10 grados hacia el este y oeste.
114
Tabla 6.16: Variacion de la direccion principal del viento
Orientación Rendimiento
(%)
Energía
[kWh] VAN (€)
+10 92,12 1,83 108 -9,79 10
7
+5 95,12 1,84 108 -9,58 10
7
Óptima 95,46 1,85 108 -9,56 10
7
-5 94,94 1,84 108 -9,62 10
7
-10 94,05 1,84 108 -9,69 10
7
Se puede concluir que antes nos hallábamos en la dirección más prolífera y óptima en cuanto
a los intereses económicos y energéticos en lo que la inversión se suponen, obteniéndose
peores resultados al girar el parque mínimamente en 5 o 10 grados hacia este y oeste.
6.3.5. Estudio de la variación del precio de la
energía
El precio de venta de la energía es sin duda el factor más determinante en una inversión de
un parque eólico. El parque está compuesto por aerogeneradores que generan energía
eléctrica cada uno, esta energía se transporta hasta el punto donde se produce la cesión a la
red (durante este camino se producen perdidas eléctricas que se descuenta a la energía
generada). En este punto, la energía eléctrica es vendida a la red a un precio estipulado, en
este caso de estudio, el precio de venta de la energía a la red es el precio de venta de energía
a través del mercado que para facilitar los cálculos se toma el precio de mercado anual. Tal y
como se comentó, el VAN del estudio estándar realizado sale negativo, es evidente que el
factor más influyente en este resultado es el precio de venta de la energía. Al haberse
suprimido las primas que suponían una ayuda económica importante en la venta de energía
eléctrica, las nuevas inversiones están destinadas al fracaso. Ese aporte económico que
suponían las primas por venta de energía eléctrica producida en un parque eólico, era el
incentivo básico y necesario para que inversores apostaran por energías renovables, en
concreto, por parque eólicos. Así, en el presente estudio se pretende encontrar el precio de
venta de la energía generada que hace que el VAN de la inversión sea positivo. Partiendo de
un precio 5 c€/kWh se ha ido aumentando en una unidad hasta llegar a 9 c€/kWh, hallándose
en cada caso el VAN y el TIR, para estudiar como varían dichos parámetros con el aumento
del precio de venta de la energía, habiéndose considerado el resto de parámetros constantes,
es decir, adoptando los mismos valores que para el caso de estudio estándar inicial.
115
En la tabla 6.17, se representa los valores del VAN y TIR obtenidos para cada precio de
venta de la energía.
Tabla 6.17 Evolucion del VAN y TIR según varía el precio de venta de la energía
Precio [c€/kWh] 5 6 7 8 9
VAN [€] -1.59 108 -1.08 10
8 -5.70 107 -5.93 10
6 4.51 107
TIR [%] -8 -4 -1 1 3
De los resultados registrados se pueden sacar varias conclusiones. En primer lugar, es
evidente como con el aumento del precio de venta de la energía el Valor Actual Neto y la
Tasa Interna de Retorno aumentan. En el caso del aumento del VAN es algo lógico, ya que
con el aumento del precio de venta de energía lo que se está haciendo es vender el total de la
energía producida a un precio más elevado, recibiendo por lo tanto más ingresos anualmente
por ella. La inversión no empezaría a ser rentable hasta que el VAN sea positivo, que tal y
como se puede apreciar, se hace positivo para valores comprendidos entre 8 y 9 c€/kWh.
Buscando el valor para el cual el VAN empieza a ser positivo, se representa la figura 6.13.
Figura 6.13 Evolucion del VAN con el precio de la energia
El VAN se hace 0 para valores muy cercanos a 8 c€/kWh, por lo tanto haría falta vender la
energía por un precio superior a 8 c€/kWh para que el inversor no pierda dinero a la hora de
hacer la inversión. En el hipotético caso que se pudiera vender la energía a un precio
superior a 8 c€/kWh, no significaría que la inversión fuera rentable, para estudiar que una
inversión sea rentable en primer lugar el VAN debe ser positivo y además la TIR debe ser
superior a la rentabilidad exigida a nuestra inversión. En concreto, estos estudios se han
-200
-150
-100
-50
0
50
100
0 2 4 6 8 10
VA
N (
M€
)
Precio (c€/kWh)
116
realizado con los mismos parámetros que el estudio estándar, donde se optó por fijar una
rentabilidad mínima del proyecto de 1.5%, valor de las letras del tesoro a 12 meses en 2013.
Los valores de la TIR van aumentando conforme el precio de venta de la energía va
aumentando. Sin embargo, la interpretación de la TIR es distinta.
En una inversión el VAN nos informa del beneficio absoluto que se va a obtener del
proyecto de inversión. Así, entre varias opciones escogeremos aquélla cuyo VAN sea más
alto, porque será la que nos proporcionará un beneficio más elevado. En cambio, la TIR nos
informa de la rentabilidad de la inversión, por lo tanto, es un indicador relativo al capital
invertido. Al escoger, lo haremos de aquella opción que nos producirá mayor beneficio por
euro invertido.
Centrándonos en el caso de estudio presentado, el TIR sería aceptable cuando fuera mayor
que 1.5% (valor fijado para la rentabilidad mínima requerida de la inversión), dado el
proyecto daría una rentabilidad mayor que el coste de oportunidad. Echando un vistazo a la
tabla de valores. para un precio de venta de la energía igual a 9 c€/kWh, la inversión sería
rentable ya que el VAN es positivo y además el TIR es igual a 3%, es decir, mayor que la
rentabilidad mínima requerida.
La inflación, en economía, es el aumento generalizado y sostenido de los precios del
mercado en el transcurso de un período de tiempo, generalmente un año. Cuando el nivel
general de precios sube, cada unidad de moneda alcanza para comprar menos bienes y
servicios. Una medida frecuente de la inflación es el índice de precios, que corresponde al
porcentaje anualizado de la variación general de precios en el tiempo (el más común es
el índice de precios al consumo).
Los estudios que se han realizado hasta ahora, han sido manteniendo constante la tasa de
actualización del dinero, en un valor de 1.5%. Dicho valor se fijó a partir del de IPC según
las estadísticas oficiales publicadas por el INE, donde para el mes de Julio del 2013 era en
torno al 1.5%. Dicha tasa de actualización ha sido utilizada para todos los parámetros
involucrados en el proyecto, manteniéndose siempre constante. En el presente estudio, se va
a considerar que la inflación sufrida en el sector energético aumenta más rápidamente, es
decir, el precio de venta crecerá más rápido con el paso de los años. En cambio,
ateniéndonos a los últimos resultados registrados en la actualidad, donde el IPC varía muy
poco de un año a otro, la inflación que sufren el resto de precios prácticamente no
117
experimenta cambio alguno en la actualidad.
Se trata de buscar el precio de venta de energía eléctrica que habría que fijar, para que
teniendo en cuenta la diferencia en la inflación entre la energía y el resto de precios,
podamos conseguir un VAN positivo en nuestra inversión.
El estudio es análogo al anterior pero con la variación de la inflación de la energía, aunque
en este caso, se ha decido fijar los valores de Da y Df antes hallados, para maximizar los
resultados, incluyendo la orientación óptima del parque. El resto de parámetros se mantienen
constantes al del estudio estándar descrito anteriormente. Por lo tanto, se va a fijar un precio
de venta de energía y se irá aumentando la inflación de la energía en 0.5% hasta llegar a 3%.
Se presentarán los valores del VAN que el programa cede para poder estudiar su evolución y
tratar de encontrar para qué valores de precio de la energía y de inflación se hace positivo.
En la tabla 6.18 se recogen el estudio realizado, especificándose el valor de venta de energía
inicial, la inflación energética, la inflación general aplicada al resto de precios y el VAN.
Tabla 6.18: Evolución del VAN con el precio de la energia y con la inflación
Precio
(c€/kWh)
Inflación
Energía
(%)
Inflación
general
(%) VAN (€)
5 2 1.5 -1,21 108
5 2.5 1.5 -9,85 107
5 3 1.5 -7,39 107
5.5 2 1.5 -9,15 107
5.5 2.5 1.5 -6,69 107
5.5 3 1.5 -3,99 107
6 2 1.5 -6,22 107
6 2.5 1.5 -3,54 107
6 3 1.5 -5,88 106
6.5 2 1.5 -3,29 107
6.5 2.5 1.5 -3,82 106
6.5 3 1.5 2,81 107
7 2 1.5 -3,61 106
7 2.5 1.5 2,77 107
7 3 1.5 6,21 107
118
La tabla 6.18 muestra, como es evidente, el hecho de que al ir aumentando la inflación
relacionada con la energía, va creciendo el VAN de la inversión. No obstante, la inversión
no sería rentable hasta que el VAN se hace positivo. Tal y como se puede apreciar en los
resultados, el VAN se hace positivo para un valor de precio de venta energía de 7 c€/kWh
con una inflación comprendida entre 2.5% y 3%. Para poder visualizar la evolución real que
sigue el VAN al ir aumentando la tasa de actualización de la energía, se presenta la figura
6.14.
Figura 6.14 Evolucion del VAN con el precio de la energia y la inflación
En la figura 6.14 se representa la evolución del VAN en función del aumento de la inflación
para cada serie. Cada serie representa un precio de venta de energía específico, obviamente
cuanto más arriba nos vayamos en la series, mayor será el precio inicial de venta de energía.
Se puede apreciar también, como el aumento del VAN es lineal con la evolución del
inflación, con el aumento de la inflación de la energía, lo que se está consiguiente es que el
precio de venta de la misma se haga porcentualmente mayor año a año, por lo tanto se
percibirá más ingresos con la venta de la energía producida.
De la figura también se puede comprobar los posibles valores que hacen que el VAN sea
positivo. En la serie de color morado, es decir. la serie para el precio de venta de energía
igual a 6.5 c€/kWh, se alcanzan valores de VAN positivo a partir de una inflación superior
al 3%; o lo que es lo mismo, el precio de la energía tendría que verse aumentado en más de
un 3% cada año para que partiendo de un precio inicia igual a 6.5 c€/kWh se empezarán a
conseguir valores positivos en el VAN, que ello no implica que la inversión fuera rentable.
-150
-100
-50
0
50
100
0 1 2 3 4
VA
N (
M€
)
Inflación Energía (%)
P-5
P-5.5
P-6
P-6.5
P-7
119
En la serie correspondiente a un precio de venta de energía inicial igual a 7 c€/kWh, se
alcanzan valores de VAN positivos cuando la inflación de la energía se sitúa entre 2.5% y
3%. Al partir de un precio de venta de energía inicial más elevado, no sería necesario que la
inflación fuera tan alta para alcanzar valores rentables en nuestra inversión.
Tal y como se ha comprobado, para un valor inicial de 7 c€/kWh con una inflación de 3% se
obtiene un valor del VAN de 3.13 107 €, que a pesar de ser positivo ello no implica que la
inversión de este proyecto con estos datos vaya a resultar rentable, para ello habría que
estudiar la Tasa Interna de Retorno y compararla con la rentabilidad mínima exigida al
proyecto, que en este caso es igual a 1.5%. Al calcular el valor de la TIR se obtiene que es
igual a 3%, por lo tanto se puede concluir que para estos valores de precio de venta de
energía y de inflación, la inversión sería rentable al tener un VAN positivo y una TIR mayor
que la rentabilidad mínima exigida.
6.3.6. Análisis de los resultados del parque eólico
con el tipo de interés
Llegados a este punto, ya se ha tratado de mejorar el proyecto tanto de manera energética así
como de manera económica. Obviamente, al realizarle las mejoras energéticas se pretende
conseguir un proyecto más rentable. En este apartado se parte de los últimos resultados
hallados anteriormente, donde se obtuvieron varios escenarios en los cuales el VAN del
proyecto se hizo positivo. En la búsqueda de un proyecto rentable, se consiguieron 3 casos
en los cuales se podría apostar en ellos a la hora de invertir. Cada caso queda reflejado en la
tabla 6.19, asignándole un valor numérico a cada uno, donde a partir de ahora se hará
referencia a estos con dicho número.
Tabla 6.19: Numeración de cada caso óptimo de estudio
Caso Inflación
(%)
Precio
(c€/kWh)
1 3 6.5
2 2.5 7
3 3 7
Una de las últimas posibles mejoras a realizar, es el análisis del tipo de interés a pagar a una
entidad bancaria. Los resultados que se han obtenido hasta ahora, han sido bajo un tipo de
interés igual a 7.9%, tipo de intereses que conceden las entidades bancarias hoy en día para
120
proyectos de esta índole. No obstante, este parámetro se ha visto afectado debido a la
profunda crisis económica que ha sufrido y sigue sufriendo el país, por ello las entidades
bancarias han elevado el porcentaje de este tipo de interés, dada la incertidumbre económica
que se vive. La finalidad de este apartado, es averiguar cómo afecta realmente este
parámetro en el estudio económico de este proyecto. A partir de los tres casos óptimos
seleccionados, se va a ir modificando el valor del tipo de interés, decreciéndolo hasta llegar
al valor que tenía dicho interés antes de que explotara la crisis económica. En la tabla 6.20
que se expone a continuación, se representa cada caso antes descrito sujeto a un diferente
tipo de interés.
Tabla 6.20: Evolución del VAN y TIR con el tipo de interés
Caso Tipo interés
(%) VAN (€) TIR (%)
1
4 4,46 107 3
5 4,05 107 3
6 3,63 107 3
7 3,20 107 3
2
4 4,22 107 3
5 4,01 107 3
6 3,59 107 3
7 3,16 107 3
3
4 7,86 107 4
5 7,45 107 4
6 7,03 107 4
7 6,60 107 4
Para poder visualizar mejor la evolución del VAN con el cambio del tipo de interés, se
representa la siguiente figura 6.15. En dicha figura, solo se ha representado la evolución del
caso 1, puesto que cada caso se verá afectado de igual manera con el tipo de interés.
Tal y como se puede apreciar en la figura 6.15, la evolución del VAN con el tipo de interés
es decreciente, es decir, a medida que el tipo de interés va aumentando el VAN disminuye.
Es algo lógico, con el aumento de este parámetro lo que se está consiguiendo es que se le
devuelva una mayor cantidad de dinero en forma de intereses a la entidad bancaria, de ahí
que el VAN se vea directamente afectado. Observando la evolución del VAN con el tipo de
interés, se puede afirmar que por cada 1% que disminuye el tipo de interés, el VAN de la
inversión aumenta en un 10%. Este es un hecho muy importante en el estudio de la
inversión, dado que debido a la crisis económica actual, las entidades bancarias conceden
121
prestamos pero a muy alto porcentaje, en concreto entorno al 7% u 8%.
Figura 6.15 Representación de VAN frente al tipo de interés
Si echamos la mirada atrás, en el 2005 dicho porcentaje no sobrepasaba el 5%, lo cual quiere
decir que la rentabilidad medida en el VAN para este tipo de inversiones se ha visto afectada
en un 20 o 30% más elevadas.
6.3.7. Estudio de ampliación de potencia
Una vez visto cómo afecta el tipo de interés en la inversión. Se realiza un nuevo estudio que
consiste en hacer un aumento en la potencia de la instalación con objeto de observar cómo
evolucionan ciertos parámetros. Partiendo del anterior apartado, el aumento de potencia se
ha realizado para cada caso antes descrito y bajo un tipo de interés del 5%, con la finalidad
de obtener unos resultados más fieles y alejados de la transitoria etapa económica del país.
Se ha aumentado la potencia a cada caso hasta los 92000 kW y recogiéndose los siguientes
resultados.
Tabla 6.21: Parametros para cada caso de estudio tras aumento de potencia
Caso Potencia
instalada (kW)
Rendimiento
(%)
Energía
(kW*h)
Inversión
(€) VAN (€) TIR (%)
Payback
(años)
1 92000 95.21 2,30 108 1,10 10
8 5,15 10
7 3 26
2 92000 95.21 2,30 108 1,10 10
8 5,10 10
7 3 23
3 92000 95.21 2,30 108 1,10 10
8 9,39 10
7 4 21
Un aumento de potencia de un 20%, se ha pasado de 73600 kW a 92000 kW, ha supuesto un
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
0 2 4 6 8
VA
N (
M€
)
Tipo de interés (%)
122
aumento en el VAN en torno al 21% en cada caso. Este es un hecho bastante positivo, pero
es contrarrestado con el considerable aumento en la inversión inicial del proyecto, donde
también se ve aumentado en torno a un 20%. Observando la evolución de la TIR con
respecto al estudio anterior en el que no se había realizado el mencionado aumento de
potencia, se ve como dicho parámetro a penas sufre variación, siendo algo muy significativo
e importante a la hora de tomar decisiones sobre el proyecto. Esto último mencionado,
quiere decir que a pesar del aumento considerable del VAN, la rentabilidad esperada del
proyecto prácticamente no varía, lo cual supondría innecesario y arriesgado el aumento de
potencia, pues la inversión inicial sería mayor y las ganancias esperada prácticamente serían
las mismas.
6.3.8. Determinación de una Prima específica
para cada escenario estudiado
Del último estudio realizado, se sacan conclusiones negativas en cuanto a la realización de
este proyecto. Debido a los resultados tan negativos económicamente hablando que se
obtienen, se decide buscar alternativas para tratar de hacer viable la inversión. Partiendo de
los datos registrados anteriormente bajo la ampliación de potencia del parque, se decide
estudiar cómo afecta el porcentaje de financiación en los parámetros relacionados con la
inversión. Como ya se ha comentado anteriormente, se decidió estudiar la inversión bajo una
financiación de la inversión del 100%. No obstante, este valor puede variar dependiendo del
capital propio que posea el grupo inversor que decida acometer este tipo de proyecto, de ahí
a que se decida estudiar cómo repercute este porcentaje en los parámetros económicos. En la
tabla 6.22 se detalla perfectamente el estudio que se ha realizado para cada los 3 casos antes
descritos.
Evidentemente, al ir reduciendo el valor del porcentaje de financiación de la inversión, se
consigue mejores valores de los parámetros VAN y TIR. Lógicamente, tanto VAN como
TIR aumenta con el descenso del porcentaje de financiación debido a que de esta manera el
inversor pagaría menos dinero de cuota anual. Se le pediría menos dinero a la entidad
bancaria y por lo tanto cuanto menos dinero se obtenga financiado, menos cuota anual
expuesta a intereses se le devolverá. Todo esto tiene una letra pequeña, que no es otra que la
posesión de una gran cantidad de capital propio para poder completar el resto de la inversión
inicial. Aun así, los resultados obtenidos no son del todo rentables, ya que la máxima TIR
123
obtenida ronda entorno al 6%, resultado bastante bajo para tratarse de una inversión tan
importante, con el riego que ello supone para el inversor.
Tabla 6.22: Estudio del porcentaje de financiación en el parque eólico
Caso Financiación
(%) VAN (€) TIR (%)
Payback
(años)
1
90 6,43 107 3 25
80 7,71 107 4 25
70 8,99 107 4 24
60 1,03 108 5 23
50 1,16 108 5 22
2
90 6,38 107 3 23
80 7,66 107 4 23
70 8,94 107 5 21
60 1,02 108 5 21
50 1,15 108 5 20
3
90 1,07 108 4 20
80 1,20 108 5 19
70 1,32 108 5 19
60 1,45 108 6 18
50 1,58 108 6 17
Además, el tiempo de retorno sigue siendo grande si se comparase con otro tipo de
inversiones, este dato es importante a la hora del estudio de la inversión puesto que los
inversionistas quieren recuperar su inversión lo antes posible para evitar perder dinero en el
hipotético caso que el proyecto en el que han invertido (planta eólica en este caso) no
produzcan los beneficios esperados o se produzca un cambio legislativo en cuanto a las
primas o condiciones de explotación de la planta y reduzcan notablemente las ganancias
esperadas. Por ello, se realiza un último estudio donde se fija el tiempo de retorno en 10
años para cada caso descrito, hallándose el valor de una hipotética prima que se necesitaría
para que dicho payback se cumpliera. En la tabla 6.23 se describe lo explicado
anteriormente, pudiéndose observar la prima específica para cada caso.
De la tabla 6.23 se pueden sacar varias conclusiones. Tal y como se puede observar, la
prima decrece con el descenso de la financiación, esto es debido a que al decrecer el
porcentaje financiado, se pagaría menos cuota anual y por lo tanto se necesitaría menos
prima adicional que hiciera aumentar los beneficios por ventas.
El VAN en el cada caso son parecidos entre sí. Al fijar el tiempo de retorno y con una
124
misma inflación de la energía, el VAN no varía apenas, puesto que el objetivo era hallar una
prima específica para cada escenario que fijara el tiempo de retorno en 10 años.
Tabla 6.23: Prima espeficia para cada escenario estudiado con payback fijado
Caso Financiación
(%)
Prima
(c€/kWh) VAN (€) TIR (%)
Payback
(años)
1
100 3,8 2,42 108 9,2 10
90 3,5 2,38 108 8,7 10
80 3,2 2,41108 9,1 10
70 3 2,37 108 8,6 10
60 2,7 2,44 108 9,3 10
50 2,5 2,40 108 8,8 10
2
100 3,9 2,38 108 8,9 10
90 3,6 2,34 108 8,5 10
80 3,4 2,35 108 8,3 10
70 3,2 2,38 108 9,2 10
60 2,9 2,38 108 9,0 10
50 2,6 2,36 108 8,6 10
3
100 2 2,90 108 12,6 10
90 1,85 2,85 108 12,5 10
80 1,72 2,97 108 13,4 10
70 1,6 2,92 108 13,1 10
60 1,49 2,93 108 12,5 10
50 1,4 3,01 108 13,7 10
El caso 3 es el que necesita valores de primas más bajos debido a que es el que partía con un
precio inicial de venta de energía más alto, igual a 7 c€/kWh. Además gracias al mismo
motivo, para este caso se recogen los valores del VAN y TIR más elevados.
Haciendo una breve comparación con las primas reguladas que el gobierno otorgaba por la
explotación de este tipo de parque, tal y como se pudo ver en la figura 4.1. Donde oscilaban
entre un valor inferior y uno superior, pudiendo alcanzar valores de hasta 2.93 c€/kWh. Las
primas obtenidas en el presente proyecto son similares a las que el gobierno cedía, es decir,
después de todos los estudios realizados se llega a conclusión de que las primas reguladas
son necesarias para la rentabilidad de parque eólicos.
125
7. Conclusiones
1. Tras las últimas reformas llevadas a cabo por el gobierno relacionadas con las
energías renovables, en concreto con la energía eólica, se puede decir que la
inversión de nuevos parques eólicos no serían rentables. Concluyéndose que sin la
existencia de las primas por vender la energía eólica, el proyecto no resultaría
rentable, habiéndose calculado las hipotéticas primas necesarias para que si lo fuera.
2. Se ha comprobado que con el programa diseñado, se puede mejorar notablemente los
resultados energéticos a través de la recolocación y orientación de los
aerogeneradores en el parque eólico creado. Aumentándose considerablemente el
rendimiento de la instalación.
3. Obviamente, el hecho de encontrar inversores que aporten un alto porcentaje de
capital propio para la financiación, mejoraría la rentabilidad del proyecto. No
obstante, en la mano del gobierno está el hecho de volver a incentivar este tipo de
instalaciones con primas y subvenciones. Además, el desarrollo de parques eólicos
offshores donde se registran valores de vientos mayores, se presenta como una futura
alternativa más que interesante para el aprovechamiento de la energía eólica.
126
Referencias
[1]: World Energy Outlook. IEA. 2012.
[2]: Wind in Power. EWEA. 2012.
[3]: Repsol: Fuente web: http://www.repsol.es
[4]: Optimización Global de Parques Eólicos Mediante Algoritmos Evolutivos. José Castro
Mora. 2008
[5]: Asociación eólica de Galicia. Fuente web: http://www.ega-asociacioneolicagalicia.es
[6]: Industria eólica Danesa. Fuente web: http://www.windpower.org
[7]: Energías: Fuente web: http://esp.energiasrenovaveis.com/index.asp
[8]: Ingeniería. Investigación y Tecnología. Fuente web: http://www.scielo.org
[9]: Portal de las energías renovables. Fuente web: http://esp.energiasrenovaveis.com/
[10]: Matlab y Simulink en Energías Renovables. Fuente web: www.jmirez.wordpress.com
[11]: Gamesa. Fuente web: http://www.gamesacorp.com/
[12]: La otra cara de la energía eólica. Mark Duchamp. 2011.
[13]: Tema 5 Energía eólica. Área Energía Renovables. IMF.
[14]: Diccionario económico. Fuente web: www.expansion.com
[15]: Wind Energy Technology. John F.Walker & Nicholas Jenkins. 1997.
[16]: EWEA Conference, Wien. Advancement of Jensen (Park) wake model. J. Choi, M.
Shan 7/2/2013.
[17]: Estudio de la Influencia del Microemplazamiento sobre el Rendimiento de las Plantas
Eólicas. Ana María Ropero Tagua. 2011.
[18]: Distribución de los aerogeneradores en un parque eólico. Conrado Moreno Figueredo.
127
[19]: Mantenimiento de parques eólicos. Fuente web: http://www.aeeolica.org/
[20]: Portal del cliente bancario. Fuente web: http://www.bde.es/
[21]: Subasta letras a 12 meses. Fuente web: http://www.tesoro.es/
[22]: Cables y accesorios para media tensión. Prysmian. 2011.