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La energía eólica

Publicaciones de la Fundación Gas Natural Fenosa Guías técnicas de energía y medio ambiente:

La energía eólica

1 Depuración de los gases de combustión en la industria cerámica 2 Generación eléctrica distribuida 3 La degradación y desertificación de los suelos en España 4 El uso del gas natural en el transporte: fiscalidad y medio ambiente 5 La protección jurídica de los espacios naturales 6 Los jóvenes españoles ante la energía y el medio ambiente. Buena voluntad y frágiles premisas 7 La fiscalidad ambiental de la energía 8 Las energías renovables en España. Diagnóstico y perspectivas 9 Guía de la eficiencia energética en edificios para Administradores de Fincas 10 Las tecnologías de la información y las comunicaciones y el medio ambiente 11 El papel de los bosques españoles en la mitigación del cambio climático 12 Recuperación energética ecoeficiente de residuos. Potencial en España 13 El consumo de energía y el medio ambiente en la vivienda en España. Análisis de ciclo de vida (ACV) 14 El periodismo ambiental. Análisis de un cambio cultural en España 15 La electricidad solar térmica, tan lejos, tan cerca 16 Redes energéticas y ordenación del territorio 17 Empresa, tecnología y medio ambiente. La aplicación de la norma IPPC en la Comunidad Valenciana 18 La contribución del gas natural a la reducción de las emisiones a la atmósfera en España 19 El CO2 como recurso. De la captura a los usos industriales 20 Casos prácticos de eficiencia energética en España 21 La energía de los vegetales. Contribución de las plantas y los microorganismos a la producción de energía 22 Las redes eléctricas inteligentes 23 La eficiencia energética en el alumbrado 24 La energía eólica

Cuadernos de energía y medio ambiente: 1 2 3 4 5 6 7

Señalización de sendas en el Parque Regional de Picos de Europa Cambio de clima en el sector de la energía: una nueva ola de oportunidades de inversión respetuosa con el medio ambiente Guía de la eficiencia energética en la vivienda de Navarra Calidad del aire urbano, salud y tráfico rodado La energía solar térmica y el gas natural en la Comunidad de Madrid Mejora de la calidad del aire por cambio de combustible a gas natural en automoción. Aplicación a Madrid y Barcelona Conciencia ambiental y ahorro energético. Estudio con escolares de la Comunidad de Madrid

Biblioteca de historia del gas: 1 2 3 4 5 6

Una historia del gas en Alicante La industria del gas en Córdoba (1870-2007) La industria del gas en Galicia: del alumbrado por gas al siglo XXI, 1850-2005 La familia Gil. Empresarios catalanes en la Europa del siglo XIX La Real Fábrica de Gas de Madrid La tecnología del gas a través de su historia

Museo del gas: 1 Juli Batllevell, un gaudinià oblidat

Félix Avia (CENER)

www.fundaciongasnaturalfenosa.org

Desde 1980 viene desarrollando actividades de investigación en el campo del desarrollo de la Energía Eólica.

En Marzo de 2006 se incorporó al Centro Nacional de Energías Renovables (CENER) en donde actualmente es responsable de la línea de investigación sobre Plantas Eólicas Marinas. En 1997 fue nombrado vicepresidente de la Agencia Internacional de la Energía en Investigación y Desarrollo de la Energía Eólica (IEA Wind), cargo que ocupó hasta diciembre de 2000. Actualmente es agente operador de la tarea 11 de la IEA Wind. En 2009 fue nombrado presidente de la Academia Europea de Energía Eólica (EAWE), cargo que ocupó hasta 2010.

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1 Condiciones de entrada de productos argentinos a la Unión Europea Una referencia especial a las consecuencias medioambientales y de sostenibilidad 2 Foreste e ciclo del carbonio in Italia: come mitigare il cambiamento climatico

(Santa Cruz de la Zarza-Toledo 1953) es Ingeniero Superior Aeronáutico en la especialidad de “Motores Misiles y Motopropulsores” por la Escuela Técnica Superior de Ingenieros Aeronáuticos de la Universidad Politécnica de Madrid (1980).

Fue socio fundador de la empresa GEDEON S. Coop., empresa dedicada a la investigación desarrollo y realización de instalaciones eólicas, en la que trabajó desde Noviembre de 1982 hasta Septiembre de 1985, fecha en la que se incorporó a la División de Energías Renovables del Centro de Investigaciones Energéticas Medioambientales y Tecnológicas (CIEMAT), con el objetivo de crear la División de Energía Eólica, de la que fue director desde su creación hasta 1990.

Energía y medio ambiente

Internacional:



Félix Avia Aranda

En 2010 recibió el premio anual de la Asociación Empresarial Eólica (AEE) por su larga trayectoria dedicada al sector eólico, primero como tecnólogo pionero y posteriormente por su tarea en diversos organismos, siempre relacionados con la energía eólica, y por su proyección internacional reconocida recientemente al asumir la presidencia de la Academia Europea de Energía Eólica. Ha participado en numerosos proyectos nacionales e internacionales de desarrollo de la tecnología eólica, cubriendo diferentes áreas tecnológicas. En particular fue el director técnico del proyecto “Diseño, construcción y ensayo del prototipo AWEC-60, de 1200 kW” que financiado a través de la DG XII de la Unión Europea, y en colaboración con Asinel, Unión Fenosa y MAN Technologie (Alemania) era el mayor aerogenerador desarrollado e instalado en España. Ha cubierto diferentes áreas tanto en el diseño (grandes y pequeños aerogeneradores), fabricación (desarrollo de palas) y ensayos, donde ha sido responsable de varios proyectos desde el desarrollo y construcción de infraestructuras de ensayos, hasta la realización de ensayos de parques eólicos, aerogeneradores y componentes de aerogeneradores. Ha participado como profesor en más de setenta cursos en relación con la divulgación de la tecnología eólica, impacto medioambiental y energías renovables.

Guías técnicas de energía y medio ambiente 24. La energía eólica

Coordinador Félix Avia Aranda Con la colaboración de:

Ignacio Martí Pérez, Director Técnico Adjunto. Coordinador de I+D del Cener. Yolanda Loureiro Rodríguez, Área “Evaluación y Predicción del Recurso Eólico” del Cener. Elena Cantero Nouqueret, Área “Evaluación y Predicción del Recurso Eólico” del Cener. Raquel Garde Aranguren, Área de Integración en Red de Energías Renovables del Cener.



Vicente Mena Gutiérrez, Director de la unidad de Promoción Eólica de Gas Natural Fenosa Renovables. Consolación Alonso Alonso, Responsable de la Unidad de Renovables de Gas Natural Fenosa Engineering. Francisco Javier Alonso Martínez, Subdirector de Innovación y Soporte Tecnológico de Gas Natural Fenosa. Carlos Gutiérrez Sánchez del Río, Técnico del Área de Análisis de Recurso y Gestión Técnica de Proyectos, Departamento Operaciones de Gas Natural Fenosa Renovables. Segundo Alfonso Fernández, Responsable del Área de Análisis de Recurso y Gestión Técnica de Proyectos, Departamento de Operaciones de Gas Natural Fenosa Renovables. Javier de Los Rios Martín de Argenta, Responsable de Explotación Eólica y Minihidráulica de Gas Natural Fenosa Renovables.

Reservados todos los derechos. Está prohibido, bajo las sanciones penales y el resarcimiento civil previstos en las leyes, reproducir, registrar o transmitir esta publicación, íntegra o parcialmente, por cualquier sistema de recuperación y por cualquier medio, sea mecánico, electrónico, magnético, eletroóptico, por fotocopia o por cualquier otro, sin la autorización por escrito de la Fundación Gas Natural Fenosa.

Edita

Fundación Gas Natural Fenosa Plaça del Gas, 8 08201 Sabadell (Barcelona) Teléfono: 93 402 59 00 Fax: 93 745 03 20 www.fundaciongasnaturalfenosa.org 1ª. edición, 2012 ISBN:978-84-615-7876-4 Impreso en España

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Índice Prólogo de Pedro-A. Fábregas...............................................................................................................................................................7 Introducción...................................................................................................................................................................................................... 11 1. La historia.................................................................................................................................................................................................... 15

1.1. Historia de la energía eólica................................................................................................................................................... 16 1.1.1. Las primeras máquinas eólicas......................................................................................................................... 16 1.1.2. Los molinos europeos.................................................................................................................................................. 18 1.1.3. Los aeromotores de la Revolución Industrial.................................................................................... 20 1.1.4. Tecnologías del siglo XX........................................................................................................................................... 21 1.2. Nueva generación de sistemas de conversión de energía eólica............................................... 26 1.3. Orígenes del desarrollo de la energía eólica en España........................................................................ 27 1.4. La I+D en España como base del desarrollo de la energía eólica............................................... 32 1.5. Estímulo del mercado................................................................................................................................................................... 35 Referencias............................................................................................................................................................................................................. 37

2. El sector........................................................................................................................................................................................................... 39 2.1. Situación mundial de la energía eólica..................................................................................................................... 42 2.2. Estado de desarrollo en España........................................................................................................................................ 52 2.2.1. Fabricantes españoles presentes en el mercado........................................................................... 61 2.3. Eólica marina........................................................................................................................................................................................... 69 2.3.1. La energía eólica marina en España..................................................................................................……74 Referencias............................................................................................................................................................................................................. 79 3. El viento........................................................................................................................................................................................................... 81

3.1. Generalidades........................................................................................................................................................................................ 81 3.1.1. Circulación general de la atmósfera............................................................................................................ 82 3.1.2. Efectos locales....................................................................................................................................................................... 83 3.1.3. Estabilidad de la atmósfera.................................................................................................................................... 85 3.1.4. Orografía del terreno..................................................................................................................................................... 87 3.2. Energía contenida en el viento. El límite de Betz........................................................................................... 89 3.3. Evaluación del recurso eólico.............................................................................................................................................. 91 3.3.1. Medida del viento.......................................................................................................................................................... 100 3.3.2. Modelos de evaluación del potencial eólico.................................................................................. 104 3.3.3. Predicción eólica............................................................................................................................................................. 109

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3.4. Estudio de sensibilidad de la producción energética de un aerogenerador.............. 112 3.4.1. Velocidad media del emplazamiento....................................................................................................... 113 3.4.2. Presión atmosférica.................................................................................................................................................... .115 3.4.3. Temperatura atmosférica....................................................................................................................................... 116 3.4.4. Rugosidad del terreno.............................................................................................................................................. 117 Referencias......................................................................................................................................................................................................... 119

4. La tecnología..................................................................................................................................................................................... 121

4.1. Introducción.......................................................................................................................................................................................... 121 4.2. Tipos de aeroturbinas............................................................................................................................................................... 123 4.2.1. Aeroturbinas de eje horizontal........................................................................................................................ 123 4.2.2. Aeroturbinas de eje vertical............................................................................................................................... 127 4.3. Partes de una aeroturbina: componentes.......................................................................................................... 130 4.3.1. Sistema de captación................................................................................................................................................. 131 4.3.2. Sistema de transmisión mecánica............................................................................................................. 133 4.3.3. Sistema eléctrico............................................................................................................................................................ 134 4.3.4. Sistema de regulación y control................................................................................................................... 137 4.4. Situación actual del mercado tecnológico. Tecnologías disponibles.................................. 138 4.5. Situación de desarrollo tecnológico de la eólica marina.................................................................. 149 4.5.1. Estructuras de soporte.............................................................................................................................................. 149 4.5.2. Aerogeneradores marinos.................................................................................................................................. 161 4.6. Tecnología de pequeños aerogeneradores para sistemas aislados de la red.......... 165 Referencias......................................................................................................................................................................................................... 174

5. La red y el almacenamiento.............................................................................................................................. 175

5.1. La conexión de los parques eólicos a la red eléctrica.......................................................................... 176 5.1.1. Estructuras para la conexión de un parque eólico a la red............................................. 176 5.1.2. Requerimientos técnicos de conexión................................................................................................... 180 5.2. Impacto de una alta penetración de energía eólica en la red eléctrica............................ 184 5.2.1. Balance de energía....................................................................................................................................................... 186 5.2.2. Adecuación de la potencia.................................................................................................................................. 187 5.2.3. La red........................................................................................................................................................................................... 187 5.2.4. La contribución de las centrales de gas de ciclo combinado...................................... 189 5.3. Beneficios de los sistemas de almacenamiento de electricidad.............................................. 192 5.3.1. Bombeo hidráulico....................................................................................................................................................... 194 5.3.2. Almacenamiento de energía con aire comprimido (CAE)............................................... 195 5.3.3. Volantes de inercia........................................................................................................................................................ 196 5.3.4. Supercondensadores................................................................................................................................................ 196

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Índice

5.3.5. Superconductores magnéticos SME....................................................................................................... 197 5.3.6. Almacenamiento de energía en baterías............................................................................................ 197 5.3.7. Hidrógeno................................................................................................................................................................................ 199 5.4. Aplicaciones de los sistemas de almacenamiento de energía................................................... 204 5.5. Gestión de la demanda............................................................................................................................................................ 206 Referencias......................................................................................................................................................................................................... 208 6. La economía........................................................................................................................................................................................ 211 6.1. Introducción.......................................................................................................................................................................................... 211 6.2. Impacto económico delsector eólico en España........................................................................................ 213 6.3. Contribución a la generación de empleo............................................................................................................ 217 6.4. Mecanismos de incentivo..................................................................................................................................................... 218 6.4.1. Feed-in tariff.......................................................................................................................................................................... 218 6.4.2. Cuota obligatoria............................................................................................................................................................ 219 6.4.3. Subastas................................................................................................................................................................................... 220 6.4.4. Incentivos fiscales......................................................................................................................................................... 221 6.5. Análisis de inversión para un proyecto eólico.............................................................................................. 221 6.5.1. Criterios para la valoración................................................................................................................................. 221 6.5.2. Parámetros de entrada............................................................................................................................................ 223 6.5.3. Resultados del modelo. Comparando rentabilidad de los proyectos................ 226 6.5.4. Gestión de la incertidumbre: análisis de sensibilidad y comparación de escenarios............................................................................................................................... 228 6.6. Financiación de proyectos.................................................................................................................................................... 230 Referencias......................................................................................................................................................................................................... 231

7.

El medio ambiente.................................................................................................................................................................. 233 7.1. El impacto visual............................................................................................................................................................................. 236 7.2. El ruido....................................................................................................................................................................................................... 236 7.3. La fauna silvestre y las aves.............................................................................................................................................. 238 7.4. Fauna silvestre y murciélagos........................................................................................................................................... 242 7.5. Parques eólicos marínos......................................................................................................................................................... 243 Referencias......................................................................................................................................................................................................... 245 8.

El futuro........................................................................................................................................................................................................ 247 8.1. Tecnología y desarrollo industrial............................................................................................................................... 249 8.2. Preocupaciones ambientales............................................................................................................................................ 250 8.3. Seguridad de abastecimiento........................................................................................................................................... 250 8.4. Empleo y desarrollo local...................................................................................................................................................... 251

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8.5. Escenarios de evolución de la energía eólica en el mundo........................................................... 252 8.6. Escenarios de evolución de la energía eólica en España en el horizonte de 2030............................................................................................................................................................ 257 8.7. Claves de la evolución previsible en España: costes, retribución, adecuación a la red, tecnologías de almacenamiento y eólica off-shore........................................................ 263 8.8. Eólica marina....................................................................................................................................................................................... 264 Referencias......................................................................................................................................................................................................... 268

Anexo 1................................................................................................................................................................................................................... 269

Glosario de términos................................................................................................................................................................................. 269 1. Máquinas y componentes.......................................................................................................................................................... 269



2. Meteorología............................................................................................................................................................................................. 271 3. Actuaciones, parámetros de diseño y seguridad............................................................................................ 272

Enlaces de interés.......................................................................................................................................................................................... 277

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Prólogo

Prólogo A Eolo lo hace aparecer Homero en la Odisea, no como dios del viento, sino como administrador de la isla Eolia, pero habiendo recibido de Zeus el poder de administrar los vientos, es decir, que los podía aplacar o excitar de acuerdo con su libre albedrío. Tan antiguo o más es el conocimiento de la fuerza de los vientos, en las épocas más primitivas se conocía que el viento podía producir energía mecánica, sea para mover un barco empujado por la fuerza del viento en sus velas, sea para moler grano o subir agua de un pozo o de un río, utilizando los molinos de viento tradicionales en tantas partes, sustituyendo la energía humana por energía de los vientos. Sin embargo, en las épocas más modernas, el aprovechamiento de la energía del viento viene más por las posibilidades de su transformación en energía eléctrica, después mucho más fácilmente utilizable in situ o a largas distancias. La energía del viento se aplica sobre grandes palas metálicas que aprovechan de una forma extraordinariamente eficiente la energía del viento y la transforman en electricidad. Antes, sin embargo, debe estudiarse dónde se colocan los modernos molinos para que el recurso, el viento, sea claramente aprovechable, por su magnitud y su continuidad, dando lugar a aprovechamientos rentables y eficientes del recurso primario. El viento es un recurso, en principio, inagotable, renovable y sin coste de adquisición, sin embargo, también presenta algunos problemas. La continuidad del recurso es limitada, no siempre sopla el viento, y a veces su intensidad no es la adecuada, por lo que no podemos construir un sistema energético basado solo en la fuerza del viento, y debemos tener una capacidad de generación alternativa en reserva para cuando el recurso no está presente. En definitiva, debemos tener duplicada la potencia instalada, en energía eólica para cuando hay viento, y en otra línea de actuación, normalmente ciclos combinados a gas natural para cuando no lo hay. Esta duplicidad es una externalidad económica del sistema relevante a tener en cuenta.

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Evidentemente, la problemática es debida a las dificultades de almacenamiento de la energía eléctrica que, como es conocido, no es una energía sino un vector energético, es decir, no existe en la naturaleza sino que debe producirse. La extremada complejidad de su almacenamiento, es claramente un problema no resuelto, y solo enunciado con las centrales de bombeo o la conversión de eólica en hidrógeno, por ejemplo. Por otra parte, los emplazamientos de alto valor del recurso son limitados, y en los esquemas actuales son los primeros que se han aprovechado, siendo por tanto poco susceptibles de aprovechamientos masivos en el futuro. Una de las ventajas de la energía eólica, la dispersión sobre el territorio, es a la vez uno de sus inconvenientes, si se produce la energía eólica donde hay viento y debe transportarse como electricidad a los puntos de consumo es preciso la realización de infraestructuras de recolección y transporte sobre el territorio con dificultades adicionales y evidentes de coste económico de ocupación de espacios naturales. Finalmente, y hasta los momentos actuales, la energía eólica ha requerido una aportación económica, una prima, que a pesar de ser de las más pequeñas de las denominadas energías renovables, ha contribuido al incremento del problema conocido del déficit de tarifa del sector eléctrico en los últimos años, problema de una gran importancia económica y de difícil planteamiento y solución y que grava los próximos años del sector energético español. Sin embargo, es evidente que la energía eólica ha ido mejorando claramente sus estándares en los últimos años, el progresivo aumento del tamaño de los molinos, la eficiencia de rotores y de los cálculos de previsión del viento, han ido construyendo un sector muy próximo a las posibilidades de funcionamiento sin ayudas, ni primas, ni subvenciones, sobre todo en las zonas donde el recurso es de elevada calidad. La energía eólica es sin duda, de las energías renovables, la más próxima en costes a las energías convencionales. El coste/rendimiento de los parques eólicos ha pasado de un coste de generación de 40 céntimos de euro por kilovatio hora en el año 1979 a un coste de 4/7 céntimos el kWh en el año 2006, con un impresionante avance de eficacia. Por otra parte, las

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Prólogo

posibilidades de la eólica marina y de la microeólica abren nuevas perspectivas de actividad, desarrollo y eficiencia. Una parte del desarrollo de la tecnología ha sido posible por la importante difusión de la energía eólica en los últimos años que ha facilitado el desarrollo de nuevos conceptos, nuevos diseños y nuevos desarrollos. La potencia instalada en el mundo en 1995 era de 4.778 MW mientras que en 2010 era ya de 199.520 MW, es decir, en solo 15 años la potencia instalada se había multiplicado más de 40 veces. El empleo del sector es asimismo de una gran importancia, en el año 2010 ya superaba los 180.000 empleos. En el caso de España, el crecimiento y la difusión del sector eólico han sido igualmente importantes siendo uno de los líderes europeos en este sector, dado que el 24% de la potencia instalada en Europa en eólica estaba ubicada en España con 20.676 MW (2010), cifras solo superadas por Alemania. Por otra parte, en el contexto de la cobertura de la demanda eléctrica española de 2010 la aportación de la energía eólica ya alcanzó el 16,4% de la demanda, cifras realmente espectaculares de crecimiento. Este libro aporta la breve pero intensa historia de la energía eólica, pero también el análisis del recurso, el viento, la evolución de la tecnología, las necesidades de redes y los problemas de almacenamiento, así como la evaluación de esta tecnología desde una perspectiva energética, económica y ambiental, penetrando también en los elementos de la gestión operativa. Por otra parte, también se plantean las posibilidades y alternativas de la posible evolución futura, del recorrido de los costes y de la tecnología, así como de las posibilidades de eólica marina. Para el desarrollo de este trabajo hemos tenido la suerte de disponer de un reconocido experto en la materia, Félix Avia Aranda, del Centro Nacional de Energías Renovables (CENER), que ha desarrollado su actividad en el sector desde 1980, habiendo sido vicepresidente de la Agencia Internacional de la Energía en Investigación y Desarrollo de la Energía Eólica y presidente de la Academia Europea de Energía Eólica. Realmente ha sido un placer el trabajo desarrollado con Félix, tanto por sus evidentes conocimientos científicos como por sus indudables calidades humanas, consiguiendo un resultado de

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un gran nivel, y una evolución del trabajo de investigación claramente estructurado de acuerdo con los programas establecidos. Esperamos que la publicación de este libro estimule el conocimiento y la observación de qué es y qué puede aportar la energía eólica, se han intentado plantear sus ventajas así como sus inconvenientes para permitir una evaluación seria, profesional y de nivel de las posibilidades y limitaciones de la energía eólica en el complejo futuro energético de la humanidad.

Pedro-A. Fábregas Director General Fundación Gas Natural Fenosa

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1. Historia

Introducción En la civilización actual el sector energético es fundamental en el desarrollo económico y en el bienestar del ser humano. Uno de los retos principales al inicio de este nuevo siglo XXI es el desarrollo de un nuevo modelo energético que permita cubrir las crecientes necesidades del mundo actual minimizando la contaminación medioambiental. Vivimos en una sociedad que presenta un elevado consumo energético, principalmente en los países más desarrollados, si bien los países en vías de desarrollo están experimentando un importante aumento en su consumo de energía debido al incremento tanto de su población como de sus economías. Por otro lado, a nivel mundial, el cambio climático se percibe como uno de los principales problemas a los que nos enfrentamos actualmente. El proceso de generación de electricidad es la principal fuente de emisiones de gases de efecto invernadero, con valores en torno al 33% de las emisiones totales. La producción de energía eléctrica debe ser compatible con la competitividad económica, la seguridad de abastecimiento y la protección medioambiental, buscando un crecimiento sostenible. El suministro sostenible de energía eléctrica es hoy en día uno de los mayores desafíos actuales de la humanidad. En términos ambientales, la energía eólica es una de las maneras más limpias de producir la electricidad que necesitamos, por lo que el impulso a su expansión ha venido motivado en gran medida por la urgente necesidad de combatir el cambio climático global. La energía eólica es una de las opciones energéticas emergentes con mayor potencialidad de futuro, que ha de contribuir de forma importante a cubrir las elevadas necesidades energéticas. En nuestro país se inició el desarrollo del sector a principios de los ochenta del pasado siglo, pero nadie pensó que en tres décadas la eólica representaría el papel que hoy en

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día tiene. Las plantas eólicas contribuyen con un 19,4% del total de potencia instalada del sistema nacional de generación eléctrica, solo por detrás de las centrales de ciclo combinado. La energía eólica está hoy en día completamente integrada en el sistema eléctrico nacional. El objetivo de este libro es esencialmente la divulgación sobre la energía eólica, evaluando su situación tanto a nivel nacional como mundial, e identificando las principales líneas de desarrollo futuro. En su elaboración se ha enfocado hacia un lector que tiene interés tanto por los aspectos tecnológicos, como por los aspectos económicos, empresariales y ambientales de la energía eólica. El capítulo 1 presenta una visión de la historia del aprovechamiento de la energía eólica, haciendo especial hincapié en su evolución de los últimos años focalizada a la producción de energía eléctrica y describiendo el desarrollo que ha permitido que nuestro país sea en estos momentos uno de los países líderes a nivel mundial tanto en potencia instalada como en tecnología. En el capítulo 2 se realiza un repaso del estado actual de desarrollo de la energía eólica en el mundo y en España, incluyéndose el nuevo nicho de las instalaciones eólicas marinas. En el capítulo 3 se describen las características del viento, analizándose los procedimientos y metodologías de evaluación del recurso eólico en los emplazamientos. El capítulo 4 está dedicado a la tecnología de los actuales aerogeneradores, describiéndose los subsistemas y componentes y valorándose las diferentes opciones tecnológicas. El capítulo 5 se centra en aspectos relacionados con la integración de los sistemas eólicos en las estructuras para la producción y distribución de energía eléctrica y en las opciones de almacenamiento energético. El capítulo 6 analiza aspectos económicos del sector y el capítulo 7 las afectaciones medioambientales. Por último, el capítulo 8 analiza las perspectivas de desarrollo futuro, tanto a nivel nacional como mundial. –12–

1. Historia Introducción

Esperamos que esta nueva publicación ayude a los lectores a conocer las enormes posibilidades que este sector presenta y contribuya a captar su interés para participar en el mismo, pues la presencia de personal técnico cualificado para la producción, instalación y operación de los parque eólicos, ha sido identificada como una de las principales necesidades para que pueda llevarse a cabo la evolución esperada del mercado.

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1. Historia

1 La historia Los primeros mecanismos impulsados por el viento fueron unas ruedas de oraciones que se utilizaron en el Tibet y en Mongolia, cuyo objeto era reproducir sonidos rituales en las ceremonias religiosas. Herón de Alejandría, que vivió en el siglo III a.C., describió un sencillo molino de eje horizontal y cuatro palas, utilizado para soplar un órgano.

Ilustración 1.1. Órgano eólico. Fuente: Archivo.

Los molinos de agua y de viento fueron las únicas máquinas de tracción no animal al servicio del hombre capaces de suministrar energía mecánica hasta la aparición de la máquina de vapor en el siglo XIX, siendo las máquinas más rápidas, potentes y técnicamente perfectas, y que han tenido mayor influencia tanto en el terreno técnico como social.

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Los ingenios hidráulicos fueron las primeras máquinas utilizadas ya que las de viento presentan mayores dificultades técnicas. Las peculiares características de los vientos, su comportamiento irregular tanto en intensidad como en dirección, exigen para su aprovechamiento una tecnología capaz de desarrollar mecanismos de regulación y orientación más complejos que los de los molinos hidráulicos. La primera y más sencilla aplicación de la energía del viento corresponde al uso de las velas en la navegación. La referencia más antigua que se conoce relativa a la navegación data del V milenio a.C. A pesar de que el historiador A. Flettner cuenta que en el siglo VII a.C. el emperador babilonio Hammurabi planeó la utilización de molinos para sus ambiciosos proyectos de irrigación, no es probable que los molinos de viento fueran conocidos hasta ya avanzados los primeros siglos de nuestra era. Parece ser que los primeros ingenios eólicos debieron de desarrollarse en la antigua Persia, cuyos territorios eran muy ventosos y donde se reunían los más avanzados conocimientos técnicos del momento, tanto del Extremo Oriente como de la cultura helénica.

1.1. Historia de la energía eólica La primera referencia escrita fiable sobre los ingenios eólicos se encuentra en el Libro de ingenios mecánicos de los hermanos Banu Musa, fechado en el año 850. El documento ubica el desarrollo de estas máquinas en Sijistán, antigua Persia Oriental, en la frontera de las actuales Irán y Afganistán. No se conservan detalles de molinos persas, pero se supone que a mediados del siglo VII d.C. comenzó el desarrollo de los molinos de viento en esa parte del mundo.

1.1.1. Las primeras máquinas eólicas Los primeros molinos de eje vertical aparecieron mucho antes que los de eje horizontal. Algunos de estos diseños eran, sin duda, bastos y mecánicamente ineficientes, pero cumplieron largamente su cometido durante bastantes siglos, como lo hicieron también en Europa tiempo después sus sucesores, con diseños diferentes y más efectivos.

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1. Historia

Ilustración 1.2. Molino persa. Fuente: Archivo.

Desde tiempos inmemoriales, en China utilizaban unos molinos de viento llamados panémonas para bombear agua en las salinas, y algunos historiadores apuntan a que podrían ser las precursoras de los molinos persas. Estas panémonas eran de eje vertical y sus palas estaban construidas a base de telas sujetas a largueros de madera. La posición de las palas podía variarse para regular la acción del viento sobre el molino.

Ilustración 1.3. Panémoma china. Fuente: Archivo.

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1.1.2. Los molinos europeos Hay una gran distancia entre los escasos datos acerca de los molinos persas y los llamados molinos europeos con velas montadas en un eje horizontal. Se ha especulado acerca de su introducción en los países del oeste europeo por parte de los cruzados durante su retorno de Oriente Medio, pero es dudoso que se utilizaran molinos de eje horizontal en Oriente Medio por aquella época. Posiblemente los cruzados conocieron estas máquinas a su paso por algún país europeo donde eran utilizados. Los primitivos molinos de eje horizontal tenían una serie de lonas dispuestas a lo largo de una estructura de madera que se debía orientar hacia el viento incidente. Esta construcción aparece ilustrada ya en el siglo XIII en documentos alemanes y, entre los papeles de Leonardo da Vinci (1452-1519), aparece una máquina eólica con seis velas. Los molinos de bombeo utilizados en Holanda desde 1430 en la desecación de los pólderes respondían a un esquema preciso: la base se construía en ladrillo o piedra, y sobre ella se orientaba la torre de estructura de madera. Las aspas podían alcanzar hasta 30 m de diámetro y desarrollaban una potencia de unos 10 kW. En la cúpula se alojaban el eje principal y el engranaje que transmitía el movimiento hasta la base. El eje motor descendía verticalmente a través de un poste hueco hasta la base del molino donde se acoplaba al mecanismo de bombeo. El siglo XVII es un siglo de grandes avances científicos y tecnológicos. Sin embargo, a finales del mismo los principios teóricos de los molinos son todavía apenas conocidos. Las innovaciones no alteraron el formato exterior de los molinos, que se mantuvo sin demasiadas modificaciones, en cambio mejoraron los detalles de diseño y construcción, apareciendo los sistemas mecánicos de orientación y regulación. La orientación del rotor y del recinto de los mecanismos había sido, desde siempre, el problema más grave de las grandes máquinas de eje horizontal. A lo largo de los siglos se utilizaron ruedas, poleas y manubrios. Los rodamientos y las piezas deslizantes facilitaron las cosas de forma apreciable.

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1. Historia

Ilustración 1.4. Molino holandés del S. XVII. Fuente: Archivo.

Los molinos de viento manchegos, responden al tipo de molino mediterráneo. Están formados, por una torre de mampostería de piedras y adobe. Sobre la torre, rigurosamente cilíndrica, se sitúa una techumbre cónica, en cuyo interior se aloja toda la maquinaria, ejes y engranajes de transmisión. El rotor se compone de cuatro palas fabricadas con un entramado de madera, recubierto de lienzo.

Ilustración 1.5. Molino manchego. Fuente: Archivo.

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Los molinos de La Mancha se introdujeron hacia mediados del siglo XV y se difundieron ampliamente en el XVI y XVII. Su decadencia comenzó a finales del siglo XIX, si bien estuvieron en servicio hasta mediados del XX. Los molinos manchegos se extendieron por toda Castilla-La Mancha. Existen ejemplares en Madridejos, Quintanar de la Orden, Consuegra y Puebla de Almonacid, en la provincia de Toledo; Alcázar de San Juan, Campo de Criptana y Argamasilla, en la provincia de Ciudad Real; Belmonte y Mota del Cuervo, en la provincia de Cuenca; y Villarrobledo, en la provincia de Albacete (Jiménez-Ballesta, 2001). A finales del siglo XVIII, la imagen de los molinos de viento se puede encontrar por todos los rincones de Europa, y tampoco resultan raros en Estados Unidos, Canadá, Australia, América del Sur y, en general, en aquellos países del Nuevo Mundo donde los emigrantes europeos se establecieron. Los molinos de viento evolucionaron en su desarrollo hasta mediados del siglo XIX, introduciéndose continuas mejoras tecnológicas a partir de elementos mecánicos.

1.1.3. Los aeromotores de la Revolución Industrial Las primeras bombas eólicas aparecen en Estados Unidos en 1854, desarrolladas por Daniel Halladay. Son rotores de múltiples álabes acoplados a una bomba de pistón a través de un sistema biela-manivela. El multipala era un molino mucho más ligero que sus antecesores y esta característica lo iba a diferenciar también de sus sucesores. En 1983 el fabricante americano Stewart Perry presentó un aeromotor de bombeo, que se exportó a muchos países del mundo, llegándose a fabricar más de seis millones de unidades de las que 150.000 podrían estar todavía en funcionamiento. El tamaño medio de estos multipala era de unos 3 m de diámetro, con un número de palas que oscilaba entre 18 y 24. El campo de aplicación de las aerobombas es aún importante y presenta una potencialidad enorme, especialmente para aplicaciones en los países en vías de desarrollo.

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1. Historia

Ilustración 1.6. Multipala americano. Fuente: Archivo.

Su sencillo diseño presenta grandes ventajas que se reflejan en la facilidad de operación, mantenimiento y reparación, que pueden realizarse in situ sin requerimientos de utillaje excesivamente especializado.

1.1.4. Tecnologías del siglo XX En los países europeos que tradicionalmente habían considerado el viento como una importante fuente de energía, las bombas eólicas no ofrecían demasiado interés, por lo que la única posibilidad de seguir utilizándolas era reconvertir los viejos molinos de forma que pudieran producir electricidad. En 1890, el gobierno danés inició un programa de desarrollo eólico en este sentido, encargando al profesor Lacour la dirección de los trabajos. Después de numerosos ensayos, Lacour acabó diseñando el primer prototipo de aerogenerador eléctrico. La máquina utilizaba un rotor cuatripala de 25 m de diámetro, capaz de desarrollar entre 5 y 25 kW mediante un generador situado en la base de una torre metálica de 24 m de altura. Este modelo se empezó a fabricar en los primeros años del siglo, llegándose a instalar más de 70 unidades hacia 1908 y unas 120 antes de la Primera Guerra Mundial. –21–

Los trabajos de Lacour constituyeron los primeros pasos en el campo de los aerogeneradores modernos, pero la teoría aerodinámica estaba todavía insuficientemente desarrollada y sus plantas eólicas, a pesar de ser las más avanzadas de la época, seguían utilizando los rotores clásicos de bajo rendimiento, con sistemas de regulación de persiana.

Ilustración 1.7. Aerogeneradores Lacour. Fuente: Archivo.

La teoría aerodinámica desarrollada durante las primeras décadas del siglo XX, permitió comprender la naturaleza y el comportamiento de las fuerzas que actúan alrededor de las palas de las turbinas. Los mismos científicos que las desarrollaron para usos aeronáuticos (Joukowsky, Prandt y Betz, entre otros) establecieron los criterios básicos que debían cumplir las nuevas generaciones de turbinas eólicas. Betz demostró en 1927 que ningún sistema eólico podía recuperar más del 60% de la energía cinética contenida en el viento. En los años 20 se empezaron a aplicar a los rotores eólicos los perfiles aerodinámicos que habían sido diseñados para las alas y hélices de aviones. En 1927, el holandés A. J. Dekker construyó el primer rotor provisto de palas con sección aerodinámica. Como consecuencia de la aplicación de estos nuevos desarrollos surgió en los años veinte toda una nueva industria en relación con los aerogeneradores, siendo uno de los ejemplos más significativos los pequeños aerogeneradores fabricados en Estados Unidos por la empresa Jacobs Wind Electric, que fabricó cientos de miles de unidades de su modelo de 1 kW y que se exportaron a numerosos países. Por esa misma época, Darrieus desarrolló su famosa turbina de eje vertical (Francia, 1927), convirtiéndose en una de las opciones de interés dentro del campo de los modernos aerogeneradores. –22–

1. Historia

Ilustración 1.8. Aerogenerador Darrieus. Parque Eólico Monte Ahumada (Tarifa). Fuente: Archivo.

Durante este periodo se realizaron innumerables desarrollos de plantas eólicas, algunas de ellas de gran potencia, especialmente en Estados Unidos y en Europa (Francia, Rusia, Dinamarca...). Destacaremos el primer aerogenerador de potencia superior a un megavatio, el Smith-Putnam, construido en Estados Unidos en 1941. Este aerogenerador tenía un rotor de dos palas fabricadas en acero inoxidable y dispuestas a sotavento. Al final de la Segunda Guerra Mundial se inicia un largo periodo de precios bajos del petróleo (que se mantuvo hasta 1973), como consecuencia de ello, el interés de los países en el desarrollo de la tecnología eólica desaparece completamente. Hay que mencionar una afortunada excepción que estableció los cimientos de la actual tecnología. En 1952, en Dinamarca, y dentro de un programa de desarrollo eólico, se comenzó a elaborar el mapa eólico danés. En 1957 se instaló en la localidad de Gedser un aerogenerador de 200 kW, con hélice tripala de 24 m de diámetro. La planta, altamente

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instrumentada, continuó utilizándose como banco de pruebas hasta 1979. Como consecuencia de este programa, Dinamarca es en la actualidad uno de los países líderes en tecnología eólica y sus desarrollos han servido como modelos para los actuales diseños en construcción en distintos países. Después de la crisis energética de 1973, algunos países realizaron planes de investigación y desarrollo que supondrían los orígenes de la tecnología actual. Particularmente notable fue el programa iniciado en Estados Unidos, cuyo primer resultado importante fue la instalación en 1975 del aerogenerador MOD-0 de 100 kW de potencia nominal. A continuación se construyeron una serie de nuevos aerogeneradores dentro del mismo programa, que concluyó con la instalación del aerogenerador MOD-5B de 3,2 MW y 100 m de diámetro, construido por la compañía Boeing e instalado en Oahu (Hawai) en agosto de 1987.

Ilustración 1.9. Aerogenerador Boeing MOD-02. Fuente: Archivo.

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1. Historia

Como consecuencia del encarecimiento del precio del petróleo en el periodo 1973-1986 se produjo un resurgimiento de las tecnologías de aprovechamiento de las energías renovables, y en particular de la energía eólica, que se materializó con la aparición de los actuales aerogeneradores, capaces de producir electricidad partiendo de una fuente de energía natural, renovable y no contaminante. La energía eólica para la producción de energía eléctrica en sistemas conectados a la red, representa en la actualidad una fuente energética tecnológicamente madura, de bajo impacto medioambiental y con bajo coste de generación en emplazamientos con elevado recurso eólico. Si tenemos en cuenta los costes externos debidos a efectos medioambientales (habitualmente no incluidos en las evaluaciones de costes de los sistemas energéticos convencionales), la energía eólica representa hoy en día una de las formas de generación energética más competitiva. Por todo ello, se ha producido su consolidación en el mercado mundial, con un incremento anual de la potencia instalada en crecimiento en los últimos años y con unas perspectivas futuras, de acuerdo con los análisis de previsión realizados, que sitúan esta fuente renovable de energía en un lugar privilegiado.

Ilustración 1.10. Parque eólico de La Losilla (Albacete). Fuente: Archivo.

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1.2. Nueva generación de sistemas de conversión de energía eólica La evolución que ha experimentado la tecnología de aprovechamiento de la energía eólica para la producción de energía eléctrica en las dos últimas décadas, ha seguido un camino esencialmente basado en la optimización de los desarrollos tecnológicos existentes en los años ochenta. Por otro lado la economía de escala, derivada del incremento del número de unidades fabricadas, ha influido notablemente en la disminución de costes. La optimización de los diseños, mediante la aplicación de las nuevas herramientas de diseño desarrolladas en los programas de I+D llevados a cabo en las dos últimas décadas, ha sido fundamental en el proceso de madurez tecnológica y competitividad económica realizado. Por otro lado, la optimización de componentes y el paso de una fabricación artesanal a la producción en serie (aunque continúe tratándose de series cortas), ha permitido una reducción

Ilustración 1.11. Prototipo Aerogenerador GE 3,6 MW. Barrax (Albacete). Fuente: Archivo.

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1. Historia

importante en el coste de los aerogeneradores y asimismo se ha conseguido disminuir notablemente los costes de explotación (operación y mantenimiento). Como consecuencia directa de la disminución de los costes de instalación, operación y mantenimiento, y por el incremento de la eficiencia y la disponibilidad de los aerogeneradores, se ha producido una importante reducción en los costes de producción. Paralelamente a esta disminución de costes se ha producido un incremento en el tamaño unitario de los aerogeneradores, pasando de aerogeneradores de 100 kW de potencia nominal y 20 metros de diámetro, a los actuales aerogeneradores en el entorno de 2 MW y 60-80 metros de diámetro. En el capítulo 4 se presenta un informe detallado de la situación actual de desarrollo tecnológico del sector y de la evolución experimentada en los últimos años.

1.3. Orígenes del desarrollo de la energía eólica en España La creación en 1952 de la Comisión Nacional de Energía Eólica dentro del Consejo Superior de Investigaciones Científicas, supone el inicio del desarrollo de la energía eólica en nuestro país. En 1955 aparece la primera publicación de la citada comisión, firmada por L. Fontan y J.A. Barasoaín, en la que se presentan datos de los primeros estudios realizados sobre la evaluación del recurso eólico en España. En dicho documento se citan publicaciones previas como la presentada por Lafita, Blanco y La Cierva en el II Congreso Nacional de Ingeniería de 1950 «Aprovechamiento de la Energía Eólica» y, también, la incluida en la Revista del Instituto Nacional de Racionalización del Trabajo, en 1953, «Aprovechamiento de la Energía del Viento» firmada por Luis de Azcárraga. De estos trabajos realizados por la Comisión Nacional de la Energía Eólica surgieron los primeros mapas eólicos, en los que se evaluaban las áreas ventosas dentro del territorio nacional. De ahí hasta el inicio de actividades a principios de los años ochenta transcurre un largo periodo con pocas iniciativas en el sector. Hasta 1980, en España existían unas 3.000 instalaciones eólicas de bombeo mecánico, de las cuales la mitad se encontraban en operación en las islas –unas 550 en Canarias y más de 1.000 en Baleares–. La mayoría de estas instalaciones fueron abandonadas ante la ampliación de la red eléctrica y la aparición de grupos electrógenos y/o motobombas de bajo coste. Como continuación de los trabajos iniciados por la citada Comisión de Energía Eólica, en el año 1981 se firmó un convenio de colaboración entre el Instituto Nacional de Meteorología

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(INM), la Dirección General de Innovación Industrial y Tecnología, el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), y la Asociación de Investigación Industrial Eléctrica (ASINEL) para la elaboración del que fue denominado «Mapa Eólico Nacional». Para ello se recopilaron los datos de viento existentes en el INM, registrados en los observatorios de su red nacional, complementándose con la instalación de 80 estaciones automáticas de medida del viento, repartidas por el territorio nacional. Por razones diversas, el proyecto no produjo los resultados esperados y no contribuyó de forma importante al conocimiento de los recursos eólicos de nuestro país. Son los estudios locales, o los realizados por las diferentes comunidades autónomas, los que produjeron resultados realistas de la evaluación del recurso. El auténtico pionero en el desarrollo de tecnología fue Talleres Electromecánicos Gemz, que se autoproclamaba como el fabricante más antiguo de España y que en un catálogo del año 1984 afirmaba que sus aerogeneradores son el resultado de «40 años de experiencia, práctica y perfeccionamiento en el desarrollo de la tecnología». De hecho, esta empresa tenía una oferta de cinco modelos diferentes desde 500 W a 1.836 W, con salidas a 12, 24, 36 y 125 voltios.

Ilustración 1.12. Portada del catálogo de GEMZ. Fuente: Archivo.

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1. Historia

El logro más importante de la incorporación de las plantas eólicas a la estructura energética de nuestro país, ha sido que dicho proceso ha venido acompañado por el desarrollo de un importante tejido industrial que nos ha situado en una posición prominente dentro del mercado mundial de tecnología eólica. Hoy en día, los fabricantes españoles, tanto de aerogeneradores como de componentes, ocupan una parcela importante del mercado eólico mundial, con excelentes perspectivas de continuar manteniendo, e incluso incrementando, su cuota de participación en el emergente mercado futuro. Si revisamos los hechos que han favorecido este desarrollo tecnológico, encontraremos diferentes acciones, programas y proyectos cuya contribución ha sido determinante. En general, el proceso se fue construyendo con acciones que en su momento fueron consideradas débiles para el alcance que se proponía y con una aportación económica muy limitada por parte estatal, aunque con el tiempo han demostrado su eficacia. La fase de desarrollo de la energía eólica en España se inició en la práctica con la instalación en Tarifa, en 1981, de un prototipo de 100 kW financiado por el Centro de Estudios de la Energía, dependiente del Ministerio de Industria. Desde 1981 a 1986, y gracias a la unión de esfuerzos públicos y privados, se llevaron a cabo desarrollos tecnológicos de instalaciones de máquinas de pequeña y media potencia que permitieron dar un contenido tecnológico a la naciente industria del sector, al tiempo que se acumularon experiencias en cuanto a la operación y mantenimiento de las mismas. Los conocimientos así obtenidos permitieron, a comienzos de los 90, disponer de una capacidad tecnológica y de fabricación que impulsó el desarrollo de la tecnología nacional, hasta alcanzar el lugar que en la actualidad mantiene dentro del mercado mundial. En los siguientes párrafos se presentan las acciones identificadas como más importantes en el desarrollo tecnológico de la energía eólica en España. En la década de los ochenta se inicia en nuestro país un nuevo periodo de actividad importante, que comienza con las actividades promovidas por el Centro de Estudios de la Energía (más tarde IDAE), para el diseño, construcción y ensayo de un aerogenerador de 100 kW. El prototipo se finaliza en 1983, si bien fueron necesarias diversas modificaciones, poniéndose definitivamente en marcha en 1985, fecha en que se transfiere al Instituto de Energías Renovables-Junta de Energía Nuclear (IER-JEN, posteriormente IER-CIEMAT), para la realización de los ensayos de caracterización.

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Ilustración 1.13. Plataforma eólica experimental de Tarifa (Cádiz). Fuente: Archivo.

Esta planta experimental fue el centro nacional de desarrollo de procedimientos de ensayo de aerogeneradores y en ella se realizaron diferentes proyectos, desde ensayos de pequeños aerogeneradores a proyectos de medidas de las características del viento. En esta planta iniciaron su formación profesional varios de los investigadores que posteriormente han desempeñado un papel importante en el desarrollo de esta nueva tecnología. Otra de las acciones con una importantísima repercusión en el proceso de desarrollo tecnológico fue la iniciativa, en 1982, del Centro de Desarrollo Tecnológico Industrial (CDTI), que creó un crédito especial para el desarrollo de máquinas eólicas para las pymes. Este programa del CDTI fue una de las iniciativas cruciales en el desarrollo tecnológico llevado a cabo en nuestro país, tanto por los resultados directos del proyecto –como el lanzamiento de Ecotecnia, que ha sido una de las empresas nacionales con tecnología propia pioneras del sector–, como por el efecto indirecto de creación de know-how y formación de personal técnico en el sector. Y hay que hacer constar que fue una iniciativa con muy bajo coste.

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1. Historia

Las compañías eléctricas nacionales han estado claramente involucradas desde el inicio en el proceso de desarrollo del sector eólico en nuestro país. La mayoría de las actividades fueron canalizadas a través del Plan Energético Unesa-INI (PEUI), del Plan de Investigación Electrotécnica (PIE) y de la Oficina de Coordinación de la Investigación y Desarrollo Electrotécnica (OCIDE).

Ilustración 1.14. Prototipo aerogenerador GDN310. Santa Cruz de la Zarza (Toledo). Fuente: Archivo.

Muchos han sido los proyectos realizados por las compañías eléctricas, siendo las más activas Unión Fenosa, Iberdrola, Sevillana de Electricidad y las integradas en el grupo Endesa (Enher, Erz, Gesa y Unelco). En 1984 se inicia la construcción del primer parque eólico español, el Parque del Empordá, fruto de la colaboración entre el Plan Energético Unesa-INI, la empresa eléctrica Enher y la Generalitat de Catalunya, en el que se instalan cinco aerogeneradores PEUI-10 fabricados por la empresa Made S.A. que, posteriormente, sería otra de las empresas pioneras con tecnología propia dentro del panorama nacional. De acuerdo con la información suministrada por los promotores [4], fue el segundo parque eólico instalado en Europa, ya que el único en funcionamiento en aquel momento era el de la isla de Kythnos (Grecia), con una potencia total de 100 kW. –31–

Ilustración 1.15. Parque eólico piloto del Empordá. Fuente: Archivo.

1.4. La I+D en España como base del desarrollo de la energía eólica Asociado a las primeras iniciativas en el desarrollo del aprovechamiento de la energía eólica en nuestro país, se inician las primeras actividades en el campo específico de la investigación en empresas privadas (Ecotecnia, Gedeon, Gesa-Made), en universidades (Universidad Politécnica de Madrid, Universidad de las Palmas de Gran Canaria) y centros de investigación (CIEMAT, ITER, ITC, ASINEL). –32–

1. Historia

La creación en 1985 del Instituto de Energías Renovables (IER), dentro de la Junta de Energía Nuclear (JEN), posteriormente transformada en el actual Centro de Investigaciones Energéticas Medioambientales y Tecnológicas (CIEMAT), representó un papel muy importante en la investigación. De acuerdo con las líneas marcadas dentro del Plan de Energía Renovables 1986-1988 (PER), era responsabilidad del IER la coordinación del programa nacional de investigación, así como la integración de los proyectos nacionales de investigación dentro del programa comunitario que se estaba llevando a cabo por la DG XII de la CEE. El IER participó en numerosos proyectos de investigación y desarrollo, tanto dentro de programas europeos, nacionales o mediante acuerdos con empresas privadas. En junio de 1986 tuvieron lugar las Primeras Jornadas Nacionales sobre Energías Renovables: Solar y Eólica, organizadas por el IDAE en Tenerife, en las que se presentan las líneas de investigación definidas en el Plan de Energías Renovables (PER) y que, en cierta medida, supuso el inicio oficial de la coordinación de las acciones de investigación en el país. Diversos centros y departamentos universitarios iniciaron actividades de investigación, entre los que citaremos el Instituto de Energías Renovables (ITER) en Tenerife, el Instituto Tecnológico Canario (ITC) en Las Palmas, el departamento de Mecánica de Fluidos de la Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales de la Universidad Politécnica de Madrid y el Departamento de Ingeniería Mecánica de la Universidad de Las Palmas de Gran Canaria. La incorporación de España a la Unión Europea supuso un importante acontecimiento en el desarrollo de la tecnología, al permitir a la incipiente industria nacional participar en los programas de I+D realizados dentro de las direcciones generales XII y XVII, que supusieron la base para el desarrollo de la tecnología eólica europea, hoy líder del mercado mundial. La participación en estos programas fue muy importante, no solo por el acceso al soporte económico, sino también por el trasvase de conocimiento que se produjo al participar en proyectos compartidos con empresas y centros de investigación, que se encontraban en un avanzado estado de desarrollo. La incorporación española al programa de I+D comunitario en energía eólica puede ser considerado como un caso excepcional, al conseguirse en la primera participación más del 20% del total del presupuesto comunitario para los proyectos presentados por las empresas, universidades y centro de investigación de nuestro país. Uno de los proyectos pioneros en el desarrollo de la tecnología eólica, fue el proyecto AWEC-60 (Advanced Wind Energy Converter 60 m diameter, 1200 kW), que el CIEMAT desarrolló junto a Unión Fenosa, Asinel y Man Neue Technology, proyecto financiado por la DG XII de la Unión Europea y la Oficina de Coordinación de la Investigación y Desarrollo Electrotécnica (OCIDE). Este proyecto fue un hito importante en el desarrollo,

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al ser el primer aerogenerador de potencia nominal superior al megavatio desarrollado e instalado en nuestro país, lo que supuso un acicate para que las compañías eléctricas empezaran a considerar la energía eólica como una clara opción de futuro en la generación de energía eléctrica. Dentro del proyecto liderado tecnológicamente por el CIEMAT, se desarrollaron en nuestro país las palas de 30 metros, construidas en un astillero de El Ferrol (La Coruña), la torre soporte, los sistemas eléctrico y de adquisición de datos, mientras que el buje, el sistema mecánico de transmisión y el sistema de control fueron desarrollados por la empresa alemana Man Neue Technology.

Ilustración 1.16. Aerogenerador AWEC – 60. Camariñas (A Coruña). Fuente: Archivo.

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1. Historia

Por otro lado supuso un impulso importante en el desarrollo del tejido industrial nacional, ya que en el mismo participaron muchas empresas sin experiencia previa en el sector eólico, como Dragados y Construcciones, Talleres CTM, Astilleros Astafersa, Alconza SL, SAC; Jupa SA, etc., que han continuado su actividad dentro del sector. Quizá la aportación más importante al desarrollo de la eólica en España, fue el gran número de técnicos que iniciaron su contacto con el sector a través de su participación en el proyecto, algunos de los cuales en la actualidad ocupan puestos relevantes en las empresas eólicas nacionales. Otro de los puntos importantes a resaltar es que fue el primer gran proyecto eólico en el que se colaboró con centros europeos de I+D y empresas con experiencia probada, que permitió acelerar el aprendizaje de nuestros técnicos. En los años noventa emergieron otras empresas como Gamesa Eólica, Acciona Wind Power, Alstom-Ecotecnia, LM Spain, Ingeteam, etc., que con su contribución consiguieron situar a nuestro país liderando el sector del aprovechamiento de la energía eólica. En el capítulo 2 se presenta información específica sobre las empresas nacionales actualmente activas en el sector.

1.5. Estímulo del mercado Los inicios del desarrollo del actual mercado eólico tuvieron lugar en los primeros parques eólicos de demostración, que se instalaron en diferentes áreas geográficas y tuvieron un efecto de captar el interés de los responsables de los programas energéticos de las diferentes comunidades autónomas hacia esta nueva fuente energética. Por otra parte, la experiencia conseguida con la operación de estos primeros parques eólicos permitió a los fabricantes nacionales progresar en la mejora de los desarrollos tecnológicos y abordar nuevos diseños basados en la experiencia generada. La mayor parte de estos primeros parques eólicos fueron promovidos por el IDAE en colaboración con las empresas eléctricas, y eran parques de pequeña potencia formados por un pequeño número de aerogeneradores. El primero de estos parque fue el Parque Eólico de Granadilla (Tenerife) de 300 kW, promovido por IDAE, UNELCO y el Gobierno Canario, donde se instalaron 10 aerogeneradores de fabricación nacional: dos de la empresa Aerogeneradores Canarios de 55 kW, cuatro de Ecotecnia de 25 kW, y cuatro de Gesa-Made de 25 kW. Es importante notar que estos pequeños parques eólicos estuvieron distribuidos por –35–

todo el territorio nacional (Galicia, Aragón, Cataluña, Castilla-La Mancha, Andalucía y Canarias) y tuvieron un importante efecto de estimulación del interés por esta nueva forma de producción de energía eléctrica, con el consiguiente impacto en el desarrollo futuro del mercado eólico en nuestro país. El 13 de octubre de 1990, se firmó un preacuerdo para promover la instalación y explotación de la primera planta comercial española de energía eólica. El acuerdo se firma entre el IDAE, el Instituto de Fomento de Andalucía (IFA) y la empresa Plantas Eólicas S. A. (AWP), para la constitución de la Planta Eólica del Sur (PESUR), de 20 MW, con 150 aerogeneradores AWP 56/100 de 100 kW, y 34 aerogeneradores MADE AE/20 de 150 kW. La planta entra en funcionamiento a finales de 1992, siendo en la actualidad el parque eólico en operación con más antigüedad. La aparición del Real Decreto 2366/94 de 1994, supuso el impulso definitivo para la incorporación de la energía eólica a la estructura energética nacional.

Ilustración 1.17. Parque eólico PESUR (Cádiz). Fuente: Archivo.

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1. Historia

Referencias 1. IEA Wind Energy Annual Reports. 2. F. Avia y E. Soria. The Development of the Spanish Wind Industry. CanWea, 2001. 3. Cuadernos estadísticos de las energías renovables en España. IDAE, 1994. 4. La energía eólica en el Grupo Endesa. Colección Informes. Grupo Endesa, 1989. 5. Informe de realizaciones en España sobre energía eólica. IDAE, 1986 (distribución restringida). 6. Informes anuales de la Sociedad Eólica de Andalucía.

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–38–

2. El sector

2 El sector La energía eólica es una de las opciones energéticas emergentes con mayor potencialidad de futuro, que ha de contribuir de forma importante a cubrir las elevadas necesidades energéticas en los países en vía de desarrollo y a sustituir una parte importante de las actuales plantas energéticas alimentadas por combustibles fósiles. El aprovechamiento de la energía eólica ha alcanzado un nivel de desarrollo que permite afirmar que nos encontramos ante una fuente energética limpia, económicamente competitiva y con una tecnología de aprovechamiento madura. En emplazamientos con un recurso eólico adecuado, los actuales aerogeneradores son capaces de producir electricidad a precios competitivos, partiendo de una fuente natural, renovable y no contaminante de energía. La energía eólica en los últimos años se ha erigido como la fuente energética de crecimiento más rápido en la Unión Europea [7].

Ilustración 2.1. Parque eólico. Fuente: Greenpeace.

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El mercado de la energía eólica es un mercado joven que se está desarrollando, con una tasa anual de crecimiento en torno al 30%, habiendo pasado de los 60 GW instalados a finales de 2005 a 200 GW en 2010 [1], con lo que se proporciona energía suficiente para satisfacer las necesidades de unos 100 millones de hogares (unos 300 millones de personas). Actualmente, la energía eólica ya está establecida como fuente de energía en más de 80 países [3]. Muchos de ellos han emprendido una política clara de introducción de la energía eólica en sus sistemas de producción energética, como es el caso de China, que con 18.928 MW instalados en 2010 ha duplicado en un año su capacidad total alcanzando los 44.781 MW de potencia instalada. En Estados Unidos finalizó el año con un total de 40.274 MW instalados, Alemania con 27.364 MW y España con 20.300 MW [2]. Dinamarca con 3.805 MW instalados produjo en el año 2010 el 21% de la energía eléctrica consumida en el país y presenta el mayor índice de potencia eólica instalada per cápita (0,675 kW/cap.), seguido de España con 0,442 kW/cap. y un grado de cobertura de la demanda eléctrica del 16%. Estos datos son claros ejemplos de la potencialidad de la energía eólica para la producción de energía eléctrica [3]. El impulso a la expansión de la energía eólica ha venido motivado en gran medida por la urgente necesidad de combatir el cambio climático global. Es una fuente de energía que evita la emisión de dióxido de carbono sin producir ninguno de los otros contaminantes asociados a los combustibles fósiles, o la generación de residuos de larga duración cuando la producción de energía es de origen nuclear. Los estudios de opinión realizados en diferentes países muestran resultados de apoyo mayoritario de la población a favor de la utilización de la energía eólica [4]. A medida que se ha ido desarrollando el mercado, los costes de la energía eólica han mostrado una drástica reducción. El coste de producción de la energía eólica es hoy en día una quinta parte que hace 20 años. Los costes de los aerogeneradores se sitúan en el rango de los 1.000 €/ kW, variando en función de la tecnología y el tamaño de máquina. Los precios por kilovatio instalado oscilan entre 1.200 y 1.400 €/kW [2]. Los costes de generación varían entre los 4 y 8 céntimos de euro por kilovatio-hora producido, siendo este amplio margen consecuencia de las diferencias en el tamaño del proyecto (lo que generalmente lleva a diferentes costes específicos de la instalación), pero fundamentalmente debido a las características de viento del emplazamiento. Asimismo, los costes financieros y los costes de operación y mantenimiento repercuten notablemente en el precio de la energía generada. El próspero negocio de la energía eólica ha atraído la atención de bancos, mercados de inversión y nuevos participantes, como las compañías petroleras, que recientemente han entrado en el mercado. –40–

2. El sector

Los fabricantes europeos lideran el mercado mundial con Dinamarca, Alemania y España como los países que aportan el mayor número de aerogeneradores al mercado. En los últimos años, en China han aparecido un número importante de empresas que ya cubren un porcentaje importante del sector. El empleo asociado al sector de la energía eólica ha crecido rápidamente. Se estima que un total de 670.000 personas trabajan directa o indirectamente en este sector [4].

Ilustración 2.2. Instalación del buje de un aerogenerador. Fuente: LM Glassfiber.

En Europa, se estima que en 2008 eran más de 100.000 los puestos de trabajos de empleo directo (tabla 2.1) [8]. Las predicciones europeas apuntan a más de 440.000 para el año 2020.

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País

N.º de puestos de trabajo directos

Austria

700

Bélgica

2.000

Bulgaria

100

República Checa

100

Dinamarca

23.500

Finlandia

800

Francia

7.000

Alemania

38.000

Grecia

1.800

Hungría

100

Irlanda

1.500

Italia

2.500

Países Bajos

2.000

Polonia

800

Portugal

800

España

20.500

Suecia

2.000

Reino Unido

4.000

Resto de la UE

400

Total

108.600

Tabla 2.1. Empleo directo de la energía eólica en países europeos. Fuente: Estimaciones propias, a partir de EWEA (2008a); ADEME (2008); AEE (2007); DWIA (2008); Ministerio Federal del Medio Ambiente de Alemania, BMU (2008).

Como puede verse en la gráfica, se estima que el empleo asociado a la energía eólica en la UE se duplicará en el periodo 2010-2020. En 2025, el empleo en instalaciones eólicas marinas superará al de las instalaciones eólicas en tierra. Se estima que en 2030, más de 475.000 personas estarán empleadas en el sector eólico europeo de la energía.

2.1. Situación mundial de la energía eólica A finales del año 2010, la potencia eólica mundial era de 199.520 MW, con una tasa anual de crecimiento del 25% [1]. La gráfica 2.2 muestra la evolución de la potencia eólica en todo el mundo junto con la potencia anual instalada.

–42–

2. El sector

600.000 500.000 400.000 300.000 200.000 100.000 0

Gráfica 2.1. Estimación de la evolución del número de empleos en el sector eólico. Fuente: Wind at Work. EWEA.

(MW) 210.000 199.520 200.000 190.000 180.000 170.000 160.084 160.000 150.000 140.000 130.000 122.158 120.000 110.000 94.005 100.000 90.000 80.000 74.306 70.000 59.399 60.000 46.636 50.000 38.530 40.000 30.345 30.000 16.955 23.270 20.000 13.455 7.636 9.814 6.070 10.000 4.778 0 1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

MW Potencia instalada en el año (MW) Potencia Acumulada (MW)

Gráfica 2.2. Evolución de la potencia eólica total instalada en el mundo. Fuente: Elaboración propia a partir de datos de BTM Consulting.

–43–

La distribución de la potencia instalada por áreas geográficas era la siguiente: Área

Potencia acumulada (MW)

Europa

86.279

China

44.781

América del Norte

44.285

India

12.996

Australia y Nueva Zelanda

2.579

Japón

2.429

América Central y América del Sur

2.209

Taiwán

454

Corea del Sur

342

Resto de Asia

530

África

1.112

Otros

1.524

Total 199.520 Tabla 2.2. Potencia eólica por área geográfica (31/12/2010). Fuente: Elaboración propia a partir de datos de la EWEA y BTM Consulting.

Europa representa el 44% de la potencia total instalada, si bien hoy en día ya aparecen mercados fuertemente establecidos en China, América del Norte (EE. UU. y Canadá), India y otras zonas geográficas. La India tiene cerca de 13 GW instalados en parques eólicos conectados a red, mientras que en China, además de 44,8 GW conectados a la red, hay más de 200.000 instalaciones autónomas alimentadas con pequeños aerogeneradores. Varios países del norte de África (Marruecos, Egipto, Túnez) han comenzado la instalación de plantas eólicas, al igual que en otras áreas del planeta (Australia y Nueva Zelanda, Oriente Próximo, etc.). Otros países que están considerando serias inversiones en el sector son Brasil, Túnez, China, Egipto, Marruecos, Filipinas, Turquía y Vietnam [1]. Es muy importante el crecimiento experimentado en los países en vía de desarrollo, que contemplan la energía eólica como una de las fuentes para cubrir sus crecientes necesidades energéticas. De los datos actuales se desprende que, en algunos países, la utilización de plantas eólicas para producción de energía eléctrica ha dado el paso definitivo hacia su integración en la estructura

–44–

2. El sector

energética global, habiéndose alcanzado altos porcentajes de cobertura del consumo eléctrico. Los países con mayor grado de cobertura durante el año 2010 fueron: • Dinamarca 21% • Portugal 18% • España 16% • Alemania 9% La utilización de la energía eólica para la producción de energía eléctrica en sistemas conectados a la red se está consolidando en muchos de los países europeos como una forma de diversificación de la actual estructura energética. El gráfico siguiente presenta la relación entre la potencia instalada y el número de habitantes en el país (kW/cap.) a finales de 2010. Dinamarca es el país con más potencia instalada por habitante, seguida de España que alcanza un índice de 0,442 kW/cap. y Portugal en tercera posición [4].

0,700

0,675

0,800

0,086

0,085

0,083

Australia

Bélgica

Luxemburgo

0,093

0,087 Francia

0,095 Italia

0,100

Noruega

0,116

0,112 Grecia

Canadá

Estonia

0,118

0,118

Nueva Zelanda

0,123 Austria

0,133

0,128 EE.UU.

0,306 Irlanda

0,200

Países Bajos

0,318 Islas Malvinas

0,300

0,226

0,344

0,334 Alemania

0,400

Portugal

0,442

0,500

Suecia

España

0,000

Dinamarca

[kW / Capita]

0,600

Gráfica 2.3. Potencia eólica per cápita a finales del 2010. Fuente: WWEA – Reporte anual de la energía eólica 2010.

–45–

Los países europeos lideran el mercado mundial de la energía eólica, tanto en lo que se refiere a la potencia instalada como a la industria del sector. A continuación se presentan datos de finales de 2010 y, de ellos, podemos destacar que en la actualidad hay instaladas plantas eólicas prácticamente en todas las áreas geográficas del continente.

Gráfica 2.4. Potencia eólica instalada por países en Europa (2010). Fuente: EWEA, Annual Report 2010.

–46–

2. El sector

Irlanda 2% (1.428 MW) Suecia 3% (2.163 MW)

Grecia 1% (1.208 MW) Otros 4% (2.916 MW)

Países Bajos 3% (2.237 MW) Dinamarca 4% (3.752 MW)

Alemania 32% (27.214 MW)

Portugal 5% (3.898 MW) Reino Unido 6% (5.204 MW)

Francia 7% (5.660 MW)

Italia 7% (5.797 MW)

España 24% (20.676 MW)

Gráfica 2.5. Potencia eólica instalada por países en Europa (2010). Fuente: EWEA, Annual Report 2010.

Además de los datos ya comentados de los países líderes, Alemania, España y Dinamarca, hay que resaltar los ambiciosos programas existentes en muchos otros países (Reino Unido, Italia, Grecia, Portugal y Países Bajos), que auguran un prometedor panorama para los futuros desarrollos eólicos europeos. Se espera una continuidad en la instalación de plantas eólicas. En la siguiente tabla se presentan datos de las previsiones de instalación en los países europeos para el periodo 2011-2015, obtenida a partir de los datos suministrados por la Asociación Europea de Energía Eólica (EWEA) en su informe Wind in power. 2010 European statistics [5]. Alemania, España, el Reino Unido y Francia van a liderar las nuevas instalaciones, con un total de más de 90 GW de nueva potencia instalada durante el periodo considerado. –47–

Previsión de potencia a instalar entre 2011-2015 (MW)

Capacidad acumulada a finales de 2010 (MW) Alemania

Capacidad acumulada a finales de 2015 (MW)

27.214

14.050

41.264

Austria

1.011

650

1.665

Bélgica

911

900

1.811

Bulgaria

375

2.000

2.375

República Checa

215

800

1.015

3.752

1.200

3.952

España

20.676

11.000

31.676

Estonia

149

400

549

Finlandia

197

800

997

Francia

5.660

11.100

16.760

Grecia

1.208

1.400

2.608

Holanda

2.245

2.400

4.645

295

Dinamarca

Hungría

1.150

1.445

Irlanda (Rep.)

1.428

1.550

2.978

Italia

5.797

6.950

12.747

Letonia

31

350

381

Lituania

154

575

729

Noruega

441

1.700

2.141

Polonia

1.107

4.900

6.007

Portugal

3.898

4.700

8.598

Reino Unido

5.204

Rumania Suecia Suiza Turquía Resto de Europa Total

10.700

15.904

462

2.800

3.262

2.163

4.800

6.963

42

425

467

1.329

3.450

4.779

315

775

1.090

86.279

91.525

177.804

Tabla 2.3. Previsiones del mercado europeo (2011-2015). Fuente: Elaboración propia a partir de datos de la EWEA y BTM Consulting.

–48–

2. El sector

La Unión Europea adoptó la Directiva de Energías Renovables en el 2009, que incluye el objetivo de cubrir un 20% del consumo total de energía por medio de las fuentes renovables para el 2020. La siguiente tabla muestra la previsión de la contribución de las energías renovables a la generación eléctrica en el año 2020 en los países europeos, de acuerdo con el National Renevable Energy Action Plans (NREAP) que los países miembros presentaron a la Comisión Europea en 2010 [6].

Austria Suecia Letonia Portugal Dinamarca Irlanda Rumania España Grecia Eslovenia Alemania Países Bajos Finlandia Reino Unido Francia Italia Eslovaquia Lituania Bulgaria Bélgica Polonia Estonia Chipre Malta República Checa Luxemburgo Hungría UE

Eólica Hidráulica Biomasa Fotovoltaica Solar Termoeléctrica Geotérmica Energías Oceanográficas 0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

Gráfica 2.6. Previsión de la contribución de las energías renovables a la generación eléctrica en 2020 en los países europeos. Fuente: EWEA, EU Energy Policy to 2020.

De acuerdo con el NREAP, el 34% del consumo de electricidad en 2020 será cubierto por fuentes de energías renovables, siendo la cobertura del sector eólico de un 14%. –49–

80%

Hidráulica 10,47%

Biomasa 6,56%

Eólica terrestre 10%

Eólica marina 4% Fotovoltaica 2,36% Geotérmica 0,30% Solar Termoeléctrica 0,57% Energías Oceanográficas 0,16%

Electricidad no renovable 65,58%

Gráfica 2.7. Previsión de la contribución de las energías renovables a la generación eléctrica en 2020 en los países europeos. Fuente: EWEA, EU Energy Policy to 2020.

A continuación, se presentan datos de finales de 2010 de la cuota del mercado de los principales fabricantes mundiales, donde se desataca el liderazgo de las empresas europeas (Dinamarca, Alemania y España) en el sector de la industria eólica.

–50–

2. El sector

Potencia instalada en 2010 (MW

Fabricante

Cuota 2010

Potencia acumulada 2010 (MW)

Cuota acumulada

Vestas (1) (Dinamarca)

5.842

14,8 %

45.547

Sinovel (China)

4.386

11,1 %

10.044

5,0 %

GE Wind (EE. UU.)

3.796

9,6 %

26.871

13,5 %

Goldwind (China)

3.740

9,5 %

9.055

4,5 %

Enercon (Alemania)

2.846

7,2 %

22.644

11,3 %

Suzlon (India)

2.736

6,9 %

17.301

8,7 %

Dongfang (China)

2.624

6,7 %

6.389

3,2 %

Gamesa (2) (España)

2.587

6,6 %

21.812

10,9 %

Siemens (3) (Dinamarca)

2.325

5,9 %

13.538

6,8 %

United Power (China)

1.643

4,2 %

2.435

1,2 %

8.247

20,9 %

30.292

15,2 %

Otros Total

40.771 205.927 Tabla 2.4. Cuota del mercado mundial por fabricantes (2010). Fuente: Elaboración propia a partir de datos de BTM Consulting.

En 2004 Vestas adquirió NegMicon. En 2003 Gamesa adquirió Made. (3) En 2005 Siemens adquirió Bonus.

(1)

(2)

Ilustración 2.3. Instalación de un aerogenerador de 5 MW. Fuente: RePower.

–51–

22,8 %

De acuerdo con las previsiones, la potencia instalada seguirá manteniendo tasas anuales de crecimiento similares a las experimentadas en los últimos años, pasando de los 39,5 GW en 2010 a más de 80 GW para el año 2015. China continuará liderando el desarrollo junto con Estados Unidos y Europa, que mantendrá un crecimiento progresivo pasando de los 11 GW instalados en 2010 a más de 20 GW en 2015.

Capacidad Capacidad acumulada instalada a finales en 2010 de 2010 (MW) (MW)



Previsiones 2011 - 2015 2011 (MW)

2012 (MW)

2013 (MW)

2014 (MW)

2015 (MW)

Capacidad a instalar 2011-2015 (MW)

Capacidad acumulada a finales de 2015 (MW)

Total América

46.990

6.639 10.200 12.800 11.600 19.700 20.400 74.700

121.690

Total Europa

87.565

10.980 12.650 16.175 18.025 20.625 20.050 91.525

179.090

Total sur y este de Asia

58.565

21.130 21.200 22.350 27.150 27.800 31.550 130.050

188.327

Total Países OCDE

5.351

478 1.250 1.550 2.250 2.450 2.850 10.350

Resto del mundo

1.338

177

700

1.000

1.450

1.900

2.500

7.550

15.707 8.888

Total capacidad 39.404 46.000 53.875 60.475 72.475 81.350 314.175 instalada anual (MW) Capacidad acumulada (MW)

122.158 245.520 299.395 359.870 432.345 513.695

513.695

Tabla 2.5. Previsiones de crecimiento del mercado mundial por áreas geográficas (2011-2015). Fuente: Elaboración propia a partir de datos de BTM Consulting.

2.2. Estado de desarrollo en España En España continúa la exitosa incorporación de la energía eólica a la estructura energética del país y concretamente para producción eléctrica. La potencia eólica instalada a finales de 2010 alcanzó los 20.676 MW, lo que nos sitúa en cuarta posición mundial, detrás de la República Popular China, Estados Unidos y Alemania. –52–

2. El sector

35.000 Instalada en 2010 Prev. 2011 Prev. 2012 Prev. 2013 Prev. 2014 Prev. 2015

30.000

MW /año

25.000 20.000 15.000 10.000 5.000 0

Total América

Total Europa

Total sur y este de Asia

Total países OCDE

Resto del mundo

Gráfica 2.8. Previsiones de crecimiento del mercado mundial por áreas geográficas (2011-2015). Fuente: Elaboración propia a partir de datos de BTM Consulting.

Ilustración 2.4. Parque eólico El Cerro de los Colorados – Maldonado. Fuente: Archivo.

–53–

19.160

22.500

15.115

17.500

11.595

1.516

2010

2.461

2009

2008

1.584

3.520

2007

1.582

2006

2005

1.551

2.277

6.185 1.152

2003

2002

3.522 1.164

2001

2.358 950

685 1.408

1999

Potencia anual instalada

2000

296 723

1997

1996

0

1995

2.500

1998

5.000

1.511

7.500

5.033

8.462

10.000

10.013

12.500

2004

(MW)

15.000

16.699

20.000

20.676

La siguiente gráfica muestra la potencia anual instalada en España y la potencia acumulada en los últimos años.

Potencia acumulada

Gráfica 2.9. Potencia eólica en España (1995-2010). Fuente: Elaboración propia a partir de datos de la AEE.

La electricidad generada en las plantas eólicas ha cubierto el 16,4% de la demanda eléctrica del país en 2010, con niveles instantáneos de penetración muy altos, como el alcanzado el 9 de noviembre de 2010, que consiguió un máximo histórico de producción eólica con una energía diaria de 315.258 MWh lo que permitió cubrir el 43% de la demanda eléctrica del día.

–54–

2. El sector

El proceso de integración de las plantas eólicas en el sistema de generación eléctrica nacional es observado hoy día con interés por diferentes países. Nuestro país ha participado activamente en el desarrollo de un nuevo sector tecnológico de la forma adecuada y en el momento preciso. La gráfica siguiente presenta los datos extraídos del avance del informe anual de Red Eléctrica de España sobre la estructura energética del sistema eléctrico nacional a finales del 2010 [9].

Eólica 19,4% Carbón 11,5%

Resto régimen especial 13,7%

Nuclear 7,5%

Fuel /Gas 5,7%

Ciclo Combinado 26,0% Hidraúlica 16,2%

Gráfica 2.10. Estructura del sistema de generación eléctrico nacional (2010). Fuente: Elaboración propia a partir de datos de Red Eléctrica de España.

Las plantas eólicas representan un 19,4% del total de potencia instalada del sistema nacional de generación eléctrica, solo por detrás de las centrales de ciclo combinado (26.844 MW).

–55–

El siguiente gráfico presenta la contribución de las distintas fuentes de generación eléctrica a la cobertura de la demanda durante 2010 [9].

Eólica (16,4%)

Carbón (8,6%)

Resto Regimen Especial (18,4%) Ciclo Combinado (25,0%)

Nuclear (23,8%)

Hidráulica (14,6%)

Fuel/Gas (0,7%)

Gráfica 2.11. Cobertura por fuentes energéticas de la demanda eléctrica en 2010. Fuente: Elaboración propia a partir de datos de Red Eléctrica de España.

De los datos presentados se constata que la energía eólica está hoy en día completamente integrada en el sistema eléctrico nacional, al igual que las otras fuentes de generación eléctrica convencionales. La mayoría de los operadores de parques eólicos han elegido participar en el mercado eléctrico, frente a la opción de tarifa fija de venta, lo que hace más activa su integración en la estructura del sistema eléctrico nacional. Casi todas las autonomías españolas están involucradas en la incorporación de la energía eólica. Castilla y León, Cataluña y Andalucía son las comunidades autónomas con mayor actividad durante 2010 (tabla 2.6 y gráfica 2.12). Iberdrola y Acciona son los promotores líderes del mercado, pero existen otros promotores muy activos dentro del mercado nacional. Es importante resaltar la alta participación de las empresas eléctricas en la promoción e instalación de parques eólicos en España.

–56–

2. El sector

Comunidad Autónoma

Total a 01//01/2011

Castilla y León

En 2010

4.803,82

Castilla-La Mancha

3.709,19

Galicia

3.289,33

Tasa de variación 2010/2009 (%)

% sobre total

Nº de parques

23,59%

23,23%

204

917,02 6,00 54,80

0,16%

17,94%

121

1,69%

15,91%

150

Andalucía

2.979,33 139,41 4,91% 14,41% 130

Aragón

1.764,01 10,20 0,58% 8,53% 76

Comunidad Valenciana 986,99 0,00 0,00% 4,77% 30 Navarra

968,37 6,60 0,69% 4,68% 45

Cataluña

851,41

La Rioja

446,62 0,00 0,00% 2,16% 14

326,87

62,32%

Asturias

355,95 0,00 0,00% 1,72% 15 0,00%

0,74%

33

Pais Vasco

153,25

Murcia

189,91 37,60 24,69% 0,92% 11

Canarias

138,92 0.00 0,00% 0,67% 47

Cantabria

0,00

4,12%

35,30 17,45 97,76% 0,17% 3

Baleares

3,65

Total

0,00

0,00%

20.676,04 1.515,95

0,02%

6.000 En 2010

5.000

En 2009 En 2008

4.000

En 2007 En 2006

3.000

En 2005 En 2004 Total a 01/01/2004

2.000

1.000

Baleares

Cantabria

Canarias

Murcia

País Vasco

Asturias

La Rioja

Cataluña

Navarra

Comunidad Valenciana

Aragón

Andalucía

Galicia

Castilla-La Mancha

Castilla y León

0

Gráfica 2.12. Potencia instalada por comunidades autónomas (2004-2010). Fuente: AEE.

–57–

3

7,9% 100,0% 889

Tabla 2.6. Potencia instalada por comunidades autónomas en 2010. Fuente: Asociación Empresarial Eólica (AEE).

MW

7

Aconsejamos la lectura del informe Estudio macroeconómico del impacto del sector eólico en España, elaborado por Deloite para la Asociación Empresarial Eólica [10], en el que se presenta el impacto que se deriva del crecimiento del sector eólico en España en los últimos años. Como conclusiones importantes del mismo se destaca que se ha desarrollado una industria económicamente muy relevante con empresas líderes a nivel mundial en toda la cadena de valor del producto y así lo demuestran el nivel de exportaciones de equipos, componentes y servicios, la inversión directa en el extranjero y la cantidad de empresas extranjeras que se han instalado en nuestro país.

Millones de euros constante de 2010

Asimismo, se indica que durante el periodo 2005-2009, la cuantía de la prima establecida para incentivar el desarrollo de la potencia eólica en España ha sido inferior a la suma de los importes derivados de ahorros en importaciones de combustibles fósiles y de la no utilización de derechos de emisiones de CO2 derivadas de la sustitución de dichos combustibles por energía eólica [10].

7836,2

8.000 7.000 6025,5

6.000 5.000

5269,6

4.000

3414,7

3.000 1956,5

2.000 1.000 0

839,6

3692,9

2539,7

1536,2

648,7

2005

2006

2007

2008

2009

Ahorro para evitar emisiones de CO2 Impacto económico por reducción de dependencia energética Prima equivalente (millones de euros)

Gráfica 2.13. Comparativa entre la prima del sector eólico y los ahorros obtenidos por la sustitución de importaciones de combustibles fósiles y derechos de CO2 no necesarios. Fuente: Deloite – AEE.

–58–

2. El sector

Adicionalmente, en paralelo al crecimiento de la potencia eólica, se ha producido el desarrollo de un sector industrial cuya contribución al PIB (directo + inducido) durante ese quinquenio ha sido de 16.150 millones de euros. El crecimiento del sector ha seguido una trayectoria ordenada y estable en todo el periodo: el peso relativo de todos los subsectores ha sido siempre superior al 18% [10]. En la actualidad, España ocupa un lugar importante en cuanto a la fabricación de aerogeneradores para el mercado mundial, con una cuota de mercado en 2010 en torno al 10% y con más de trescientas empresas involucradas en el sector, con 35.719 puestos de trabajo (directos e indirectos) a finales de 2009 [10]. A mediados de los años noventa, la estrategia del gobierno español para el desarrollo de la energía eólica se plasmó en el Programa para el Fomento de las Energías Renovables (PFER). El programa fue preparado por el IDAE de acuerdo con la Ley 54/19976 en el Sector de la Electricidad, y definió como objetivo lograr el 12% de la energía primaria en España mediante las energías renovables para el año 2010, de acuerdo con el objetivo fijado dentro de la Unión Europea (Libro Blanco de las Energías Renovables). El objetivo del PFER en energía eólica para el periodo 1999-2010 era instalar 5.540 MW desde 1999 hasta el año 2006, y otros 2.600 MW entre 2007 y 2010 (650 MW por año). En total 8.140 MW debían agregarse a los 834 MW que existían a finales de 1998, para alcanzar el total de 8.974 MW en el año 2010. Durante 2005 se realizó una actualización del PFER para el periodo 2005-2010, fijándose el nuevo objetivo en 20 GW para el año 2010, objetivo que se ha alcanzado de acuerdo con los datos presentados.

–59–

El nuevo objetivo contemplado en el borrador de Plan de Energías Renovables 2011-2020 [11] es alcanzar una potencia total instalada en 2020 de 35,75 GW, de los cuales 750 MW corresponderían a parques eólicos marinos.

Ilustración 2.5 Parque eólico de Malagón (Ciudad Real). Fuente: Archivo.

–60–

2. El sector

2.2.1. Fabricantes españoles presentes en el mercado Hay muy pocos sectores de los que en la actualidad denominamos nuevas tecnologías en los que nuestro país haya tenido un papel tan predominante como el alcanzado en el ámbito del aprovechamiento de la energía eólica. La importante actividad en este campo ha activado el desarrollo de la industria eólica española, cubriendo no solo la fabricación de aerogeneradores sino también la de otros componentes: palas, generadores, cajas de multiplicación, torres, góndolas, sensores de medida del viento.

Ensamblaje de aerogeneradores Generadores y componentes eléctricos Palas Multiplicadores Torres y componentes metálicos

Gráfica 2.14. Localización y actividad de los centros industriales en España. Fuente: Deloite – AEE.

–61–

También el sector de servicios (diseño, instalación, mantenimiento) ha crecido en los últimos años. Nuevas fábricas de componentes entraron en funcionamiento (palas, torres y cajas de multiplicación), con la consiguiente creación de nuevos puestos de trabajo. Las compañías que están liderando la industria española son Gamesa Eólica, Acciona Wind Power y Alstom-Ecotecnia, por parte de los fabricantes nacionales y Vestas, Navantia-Siemens, GE Wind y Nordex entre los fabricantes extranjeros. Hay nuevos fabricantes de nuestro país intentando incorporarse al mercado, como MTorres y Eozen. Los fabricantes nacionales no solo cubren la mayor parte de las instalaciones realizadas en el mercado nacional, sino que han emprendido una política de expansión hacia mercados exteriores, cubriendo cerca del 10% del total del mercado mundial en 2010. Como ya se ha indicado, el sector industrial eólico nacional es un sector fuerte, con más de trescientas empresas involucradas y con 35.719 puestos de trabajo (directos e indirectos) a finales de 2009 [10].

Gráfica 2.15. Empleo directo, indirecto y total (2003-2010). Fuente: Deloide-AEE.

La tabla y el gráfico siguientes muestran la participación de los fabricantes en el total del parque eólico actual en nuestro país, del que Gamesa (incluyendo la adquirida Made) acumula más del 60% en potencia instalada, lo que corresponde con el 63,5% del número de aerogeneradores instalados. –62–

2. El sector

Fabricante

Potencia total (MW)

% sobre total

GAMESA

9.846,34

47,6 %

VESTAS

3.528,72

17,1 %

ALSTOM-WIND

1.559,85

7,5 %

ACCIONA WIND POWER

1.455,15

7,0 %

MADE

1.261,73

6,1 %

GE

1.203,20

5,8 %

SIEMENS

727,10

3,5 %

ENERCOM

484,60

2,3 %

SUZLON

218,00

1,1 %

391,36

2,0 %

OTROS Total

20.676,07 100,00%

Tabla 2.7. Distribución del mercado nacional acumulado por fabricantes (2010). Fuente: Asociación Empresarial Eólica (AEE).

Gráfica 2.16. Distribución del parque eólico nacional por fabricantes (2010). Fuente: Asociación Empresarial Eólica (AEE).

La evolución de la tecnología en los parques eólicos nacionales ha seguido un camino paralelo al experimentado a nivel global, si bien las características específicas de estos parques –muchos de ellos ubicados en emplazamientos de terreno complejo y con dificultad de acceso–, han llevado a la utilización de aerogeneradores de menor tamaño que el de otros países líderes del mercado –63–

(Alemania, EE. UU. y Reino Unido), aunque superior al tamaño medio utilizado en los nuevos mercados en países en desarrollo (India y China). La gráfica siguiente muestra la evolución del tamaño medio de los aerogeneradores instalados en las plantas eólicas nacionales.

2.250

1.990

2.000

1.771

1.750

1.622

kW

1.500 1.250

1.342

1.375

2005

2006

1.123

1.000 750

1.854

723

716

2000

2001

953

951

2002

2003

500 250 0 2004

2007

2008

2009

2010

Gráfica 2.17. Tamaño medio de los aerogeneradores del mercado nacional. Fuente: Asociación Empresarial Eólica (AEE).

La tabla siguiente lista las principales plantas de producción de aerogeneradores y componentes en territorio nacional [7]. Fabricante

GAMESA EÓLICA

Ubicación

Actividad



Reinosa (Cantabria)

Generadores y Convertidores



Coslada (Madrid)

Generadores y Convertidores



Viveiro (Lugo)

Motores y Turbinas



Pamplona (Navarra)

Góndolas



Imarcoain (Navarra)

Góndolas



Agreda (Soria)

Góndolas



Tauste (Zaragoza)

Góndolas



Ojosa (A Coruña)

Góndolas



Medina del Campo (Valladolid)

Góndolas



Alsasua (Navarra)

Palas



Miranda del Ebro (Burgos)

Palas

–64–

2. El sector

Fabricante

Ubicación

Actividad

Somozas (A Coruña)

Palas



Tudela (Navarra)

Palas



Albacete (Albacete)

Palas



Cuenca (Cuenca)

Raíces de palas



Imarcoain (Navarra)

moldes de Palas

GAMESA EÓLICA

Asteasu ( Guipuzcoa)

Multiplicadoras



Mungía (Vizcaya)

Multiplicadoras



VESTAS EÓLICA



Bergondo (A Coruña)

Multiplicadoras



Burgos (Burgos)

Multiplicadoras



Olazagutia (Navarra)

Torres



Cadrete (Zaragoza)

Torres



Viveiro (Lugo)

Góndolas



Villadangos (León)

Góndolas



Olvega (Soria)

Sistemas de Control



Daimiel (Ciudad Real)

Palas



As Somozas (A Coruña)

Ensamble Aerogeneradores



Castro ( Coruña)

Sistemas de Control



Buñuel (Navarra)

Ensamble Aerogeneradores



Greses (Zamora)

Torres



Toledo (Toledo)

Palas



As Pontes (A Coruña)

Palas



Ponferrada (León)

Palas

GE Wind Energy



Noblejas (Toledo)

Ensamble Aerogeneradores

M. TORRES



Olvega (Soria)

Aerogeneradores

ACCIONA WIND POWER



Barasoain (Navarra)

Ensamble Aerogeneradores



La Vall d’Uixó (Castellón)

Aerogeneradores

EOZEN



Ferreira (Granada)

Aerogeneradores

NAVANTIA



Ferrol (A Coruña)

Ensamble Aerogeneradores

Coreses (Zamora)

Torres

ALSTONECOTECNIA

LM COMPOSITES

CALDERERÍA TORRES ALTAMIRA



Tabla 2.8. Fábricas de aerogeneradores y componentes en España. Fuente: Asociación Empresarial Eólica (AEE).

–65–

Paralelamente al crecimiento de la industria eólica y al incremento de las instalaciones en nuestro país, las actividades de Investigación y Desarrollo (I+D) en energía eólica se han incrementado en los últimos años. Además del I+D realizado por nuestras industrias, existe un importante tejido nacional realizando proyectos en el sector. En la planta de ensayos localizada en el centro del CEDER en Soria, la División de Energías Renovables (DER) del Centro de Investigaciones Energéticas Medioambientales y Tecnológicas (CIEMAT) está desarrollando diferentes proyectos sobre sistemas eólicos autónomos con un campo amplio de actividad, desde desarrollo de los componentes (pequeños aerogeneradores, sistemas de almacenamiento en volantes de inercia, unidades de control, etc.), ensayo de aerogeneradores y componentes (cajas de cambios, generadores y palas), ensayos y evaluación de sistemas completos, etc.

Ilustración 2.6. Planta de ensayos de pequeños aerogeneradores. CEDER-CIEMAT. Fuente: Centro Nacional de Energías Renovables (CENER).

En esta planta se ensayan pequeños aerogeneradores de diferentes tecnologías, con potencias entre 1 kW a 50 kW, realizándose medidas para la caracterización de la curva de potencia, pruebas de durabilidad y medidas de emisiones de ruido. El Centro Nacional de Energías Renovables (CENER) localizado en Navarra cubre las actividades en el campo de ensayo de grandes aerogeneradores, desarrollo de palas, sistemas de control, así como técnicas de predicción de viento. La estructura del Departamento de Energía Eólica se articula en cuatro servicios: evaluación y predicción de recursos eólicos, análisis y diseño de aerogeneradores, eólica marina y laboratorio de ensayos de aerogeneradores. La plantilla actual del –66–

2. El sector

CENER está compuesta por más de 200 personas, entre investigadores y personal administrativo, de los cuales 72 están integrados en el Departamento de Energía Eólica. El Laboratorio de Ensayo de Aerogeneradores del CENER (LEA) es una infraestructura dedicada a pruebas y ensayos de aerogeneradores, abarcando desde el análisis de los componentes hasta el de aerogeneradores completos, según normas internacionales. Además, complementa las labores de investigación del Centro Nacional de Energías Renovables, en el campo de la energía eólica. Estas instalaciones ocupan una superficie de 30.000 m2 en el Polígono Rocaforte de Sangüesa en Navarra y su puesta en marcha ha sido posible gracias a un acuerdo de colaboración suscrito en su día entre el CENER y el Gobierno de Navarra, el Ministerio de Ciencia e Innovación y CIEMAT, instituciones que forman parte de su Patronato.

Ilustración 2.7. Planta ensayo de palas del LEA (CENER). Fuente: CENER.

Es una infraestructura única en el mundo tanto por las dimensiones y la potencia de las máquinas que es capaz de ensayar como por la amplia y variada oferta de servicios tecnológicos que presta. El equipo humano que gestiona y opera estos laboratorios está formado por ingenieros y técnicos con amplia experiencia en el sector de la energía eólica. El LEA integra cinco centros de ensayo de última generación, entre los que se encuentran: Laboratorio de Ensayos de Palas, Laboratorio de Ensayos de Tren de Potencia (comprende Banco –67–

Ilustración 2.8. Bancada de ensayos del tren de potencia del LEA (CENER). Fuente: CENER.

de Ensayo de Tren de Potencia, Banco de Ensayo de Generadores, Banco de Ensayos de Góndola, y Banco de Montaje de Góndolas), Laboratorio de Materiales Compuestos y Procesos, Ensayos en Campo de Aerogeneradores y Parque Eólico Experimental (Sierra de Alaiz). Asimismo el CENER tiene en ejecución un parque experimental que permitirá ubicar hasta seis aerogeneradores de 5 MW, con el objetivo de ofrecer a los tecnólogos la posibilidad de que puedan ensayar sus prototipos en campo, sin tener que afrontar costosas tramitaciones y dentro de un entorno que reúna un régimen de vientos adecuados, con suficiente espaciamiento entre aerogeneradores y mástiles de medida y con instrumentación y sistemas de medida avanzados disponibles. Otros centros de investigación se encuentran realizando proyectos y desarrollo en relación con el aprovechamiento de la energía eólica, como por ejemplo ITER e ITC en las Islas Canarias, ambos centros involucrados en proyectos de I+D para la desalinización de agua de mar en plantas alimentadas por sistemas eólicos. Las compañías eléctricas también participan activamente en el desarrollo de proyectos de investigación, relacionados principalmente con aspectos específicos de la producción eléctrica de las plantas eólicas y problemas asociados al impacto en la red eléctrica. Dentro del ámbito universitario, en departamentos de numerosas universidades se está trabajando en proyectos de investigación, desarrollo de tesis doctorales y cursos de formación, cubriendo diferentes áreas de la tecnología. –68–

2. El sector

Por último, es importante destacar la creación de una plataforma tecnológica eólica –la Red Científico Tecnológica del Sector Eólico (REOLTEC)– creada bajo la tutela de la Asociación Empresarial Eólica, que aglutina empresas, centros de investigación y universidades, con el objetivo de coordinar y potenciar la investigación y desarrollo realizado dentro del panorama nacional.

2.3. Eólica marina La instalación de plantas eólicas marinas (PEM), se contempla dentro del sector eólico como uno de los mercados con mayores posibilidades de desarrollo futuro.

Ilustración 2.9. Planta eólica marina. Fuente: Archivo.

El inicio del interés por las posibilidades de explotación de los recursos eólicos marinos surge a finales de la década de los ochenta, esencialmente en Dinamarca, los Países Bajos y Bélgica, donde los problemas asociados a la baja disponibilidad de emplazamientos –debido en parte a la alta densidad de población–, dificultaban la obtención de permisos para la instalación de plantas

–69–

eólicas. Esto hizo fijar la vista en la posibilidad de instalar aerogeneradores en el mar. A su favor había, por un lado, la tradición de estos países en la recuperación de terrenos al mar (pólderes) y la existencia de una tecnología desarrollada para realizar este tipo de instalaciones en la costa, por otro, las condiciones específicas de las plataformas marinas de la zona, que son muy planas y en las que se encuentran muchas áreas con aguas de baja profundad (menos de 20 m). Todo ello contribuyó de forma clara a crear grandes expectativas de construir plantas eólicas marinas que resultasen competitivas en la generación eléctrica. Los costes asociados a este tipo de plantas, tanto los de instalación como los de operación y mantenimiento, son superiores a los de las plantas eólicas terrestres, pero las mejores condiciones de viento incrementan la producción energética específica, pudiendo hacerlas competitivas. La primera planta marina se estableció en Suecia en 1990, con la instalación de un aerogenerador de 300 kW. En la actualidad, la mayor parte de la potencia de las PEM instalada se encuentra principalmente en Dinamarca y el Reino Unido, donde se sitúan la mayoría de los nuevos desarrollos. Estudios realizados en Estados Unidos por el National Renewable Energy Laboratory (NREL) estiman un potencial de la eólica marina en este país superior a los 1.000 GW, de los cuales el 90% de las instalaciones se ubicarían en aguas de más de 30 m de profundidad. Aunque de los casi 200.000 MW eólicos instalados en todo el mundo a finales del 2010 solo 3.554 MW corresponden a PEM, se estima que muy pronto el mercado eólico marino se desarrollará teniendo un crecimiento similar al experimentado por el mercado eólico en instalaciones terrestres en los últimos años. El objetivo fijado por la Asociación Europea de Energía Eólica (EWEA) para el año 2020 es alcanzar unos 230 GW en operación, de los cuales 40 GW corresponderían a instalaciones marítimas. De los análisis realizados se han detectado condiciones favorables para este tipo de instalaciones, motivadas por las siguientes razones: • Elevado potencial y mayor disponibilidad de emplazamientos. • Mejor recurso eólico, con menor turbulencia. • Menor impacto medioambiental, al poder situarse lejos de los núcleos de urbanos. • Sin limitaciones de transporte.

–70–

2. El sector

Ilustración 2.10. Instalación de aerogenerador en PEM. Fuente: Archivo.

Como resultado de las experiencias obtenidas en la operación de las PEM en funcionamiento, se han constatado algunos puntos desfavorables respecto a las plantas en tierra, principalmente: • Mayor dificultad de evaluación de los posibles emplazamientos. • Mayores costes de instalación y O&M. • Menor disponibilidad. • Falta de madurez tecnológica. Necesidad de desarrollos tecnológicos específicos.

–71–

El coste de instalación de las PEM varía en función de las características específicas del emplazamiento (profundidad de las aguas, condiciones geológicas del lecho marino, distancia de la costa, etc.), pero como valor de referencia se estima en torno a los 4.000 €/kW instalado, lo que supone más del doble del coste de las instalaciones en tierra. Este incremento de coste puede ser compensado con el aumento en la producción debido al mejor recurso eólico existente.

Coste instalaciones eólicas marina

4,0 3,5

M€/MW

3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0 2005

2006

2007

2008

2009

2010

Gráfica 2.18. Coste por kilovatio instalado de las PEM (2005-2010). Fuente: Offshore Wind. renewableUK.

El desarrollo del mercado eólico marino se está realizando más lentamente de lo esperado. Los países más activos en el desarrollo de la eólica marina son el Reino Unido, Alemania, Dinamarca, Países Bajos y Suecia. La tabla y figura siguientes muestran los datos de las PEM en operación a finales de 2010 [1]. –72–

2. El sector

Potencia Instalada MW en 2009

País

Potencia Acumulada MW en 2009

Potencia Instalada Potencia Acumulada MW MW en 2010 en 2010

Bélgica

0

30

165

195

R.P. China

63

63

39

102

Dinamarca

228

625.9

207

832.9

Alemania

60

60

108

168

Irlanda

0

25

0

25

0

246.8

0

246.8

Países bajos Noruega

2.3

2.3

Suecia

30

163.3

Reino Unido

306

Total

689

894

0

2.3

0

163.3

925

1.819

2.110 1.444 3.554

Source: BTM Consult - A Part of Navigant Consulting - March 2011

Tabla 2.9. Potencia instalada en PEM por países (diciembre 2010). Fuente:BPM.

A finales de 2010 existían 41 plantas eólicas marinas en operación.

Reino Unido 51,18% 1.819 MW Suecia 4,59% 163,3 MW Noruega 0,06% 2,3 MW Países Bajos 6,94% 246,8 MW Irlanda 0,70% 25 MW

Bélgica 5,49% 195 MW Dinamarca 23,43% 832,9 MW

R.P. China 2,87% 102 MW

Alemania 4,73% 168 MW Gráfica 2.19. Potencia instalada en PEM (MW) por países (diciembre 2010). Fuente:BPM.

–73–

La opinión generalizada es que el mercado de instalaciones marítimas continuará creciendo en el periodo 2011-2015, con un despegue importante a lo largo del año 2012. La gráfica siguiente presenta los datos estimados por BTM Consult sobre el mercado eólico mundial en el periodo 2011-2015 [1]. Predicción del mercado de la eólica marina 30.000

26.240

MW

25.000 18.400

20.000 12.570

15.000 8.587

10.000 5.000

3.554

4.961

2010

2011

2.110

0 2009

2012

2013

2014

2015

Gráfica 2.20. Perspectivas de evolución del mercado de PEM. Fuente: Elaboración CENER. Datos BTM Consult ApS.

2.3.1. La energía eólica marina en España Ahorro para evitar emisiones de CO 2 Impacto por reducción energética Siendo nuestro país lídereconómico en el desarrollo de de la dependencia energía eólica y disponiendo de más de 4.000 Prima equivalente (millones de euros) km de costa, con buenos regímenes de viento en general, quizá resulta sorprendente que aún no exista ninguna PEM en operación. Varias son las razones que justifican esta situación:

• Existencia de emplazamientos en tierra disponibles con adecuado potencial eólico. • Peculiaridad de las costas españolas: condiciones batimétricas difíciles. • Necesidad de una legislación razonable para la instalación de PEM. • Falta de una evaluación contrastada de los recursos eólicos en aguas españolas. –74–

2. El sector

La principal razón por la que se está retrasando el desarrollo del sector eólico marino en nuestro país es que aún existen emplazamientos disponibles con buenas características de viento en tierra, donde se pueden instalar nuevas plantas eólicas. Es motivo de preocupación la repercusión que este retraso tendrá en el desarrollo tecnológico que debe realizar la industria nacional para poder continuar liderando el mercado mundial. El primer estudio evaluando el potencial eólico marino en España fue realizado por Greenpeace y publicado en junio de 2003 en el documento Viento en popa: la necesidad de un plan eólico marino en España [12], en el que se estima un potencial superior a 20 GW. En el estudio Sea Wind Europe [13], realizado por Garrad Hassan & Partners Ltd. en 2004, se presenta una evaluación de los recursos eólicos marinos europeos, incluyéndose datos estimados del potencial eólico español. Tres escenarios secuenciales se exponen en el documento: para el corto, medio y largo plazo, asociados a los periodos 2004-2010, 2011-2015 y 2015-2020.

Gráfica 2.21. Escenarios de evolución del mercado de PEM. Fuente: Garrad Hassan.

–75–

En el escenario a corto plazo, para instalación de PEM se consideran solamente áreas situadas entre 5 y 30 km de la costa y con profundidades máximas de 30 m. Para el escenario a medio plazo se consideran áreas situadas entre 5 y 40 km de la costa y profundidades de hasta 50 m. Por último, a largo plazo, áreas de hasta 40 km de distancia de la costa y con profundidades de hasta 100 m. No se tienen en cuenta aguas con una profundidad mayor de 100 m o situadas a más de 40 km, a pesar de que la tecnología específica para este tipo de instalaciones podría haberse desarrollado. Los resultados obtenidos en la evaluación se muestran en la siguiente tabla:



Escenario

Potencia eólica marina



Corto plazo

1,35 GW



Medio plazo

11,31 GW



Largo plazo

12,25 GW



Total

25,52 GW



Tabla 2.10. Potencial español de PEM para 2020. Fuente: Garrad Hassan.

El estudio da una cifra estimada de un potencial acumulado a largo plazo (para 2020) de más de 25 GW que podrían generar anualmente más de 78 TWh. La superficie total ocupada por las plantas eólicas marinas sería de unos 3.000 km2. Del citado estudio se infiere que la mayor parte del potencial para PEM en España queda restringido para aguas de profundidad mayor de los 30 m. Estos datos estimados para el potencial eólico marino español en el horizonte del 2020, se analizaron con mayor detalle en otro estudio posterior realizado para Greenpeace España por el Instituto de Investigación Tecnológica de la Universidad Pontificia Comillas, y que fue publicado en 2005. En este nuevo estudio se consideraron aguas de profundidades superiores a los 100 m estimándose un potencial de 165 GW para las condiciones técnicas y los criterios económicos contemplados en el estudio. La tabla siguiente muestra los resultados obtenidos desglosados por comunidades autónomas. La realidad es que hasta que no dispongamos de una evaluación contrastada del recurso eólico disponible en áreas marinas y de las áreas de exclusión, debido esencialmente a los requerimientos medioambientales, así como de las posibilidades reales de evacuación a la red desde el entorno marino, no se tendrá una evaluación realista del potencial de las instalaciones eólicas en nuestras aguas territoriales. –76–

2. El sector

Comunidad autónoma

Potencial total (GW) 2050

Galicia

30,61

Asturias

22,68

Cantabria

5,40



País Vasco

4,16



Cataluña

20,21

Valencia

52,12

Murcia

1,21

Andalucia

28,34

Total 164,76





Tabla 2.11. Potencial español de PEM para 2050. Fuente: Renovables 2050. Greenpeace España 2005.

CENER está realizando un estudio completo sobre los recursos eólicos marinos de España, utilizando tres metodologías complementarias: • Modelos de mesoescala atmosférica. • CFD. • Imágenes de satélite. Las simulaciones de mesoescala incluyen el acoplamiento del modelo atmosférico de SKIRON con el modelo de olas WAM, por lo que esta configuración reproduce con exactitud el viento ya que los perfiles de viento y las olas interactúan de manera dinámica. Con esta metodología, es posible producir los mapas de viento y de olas de las regiones sin realizar mediciones, utilizando el reanálisis como datos de entrada. En julio de 2007 fue publicado el Real Decreto 028/2007, por el que se establece el procedimiento administrativo para la tramitación de las solicitudes de autorización de instalaciones de generación eléctrica en el mar territorial. Se han definido 60 áreas marinas (ver mapa) y, en la actualidad, en nueve de ellas (7, 8, 19, 13, 15, 29, 58, 59, 62) ya se ha iniciado el procedimiento de caracterización, como consecuencia de la presentación de solicitudes para la autorización de instalaciones.

–77–

Gráfica 2.22. Mapa de clasificación de áreas marinas. Fuente: MITYC.

–78–

2. El sector

Referencias 1. World Market Update 2010. Forecast 2011-2015. 2011 BTM Consult ApS. 2. Annual Reports 2000-2010. International Energy Association (IEA) Wind Energy. 3. Global Wind. 2010 Report. Global Wind Energy Council (GWEC). 4. World Wind Energy Report 2010. World Wind Energy Association (WWEA). 5. Wind in power. 2010 European Statistics. European Wind Energy Association (EWEA). 6. National Renewable Energy Action Plans (NREAP). 2009. 7. Eólica 2011. Asociación Empresarial Eólica. 2010. 8. Wind at Work. Wind energy and jobs creation in the EU. 2009. 9. El sistema eléctrico español. Avance del informe 2010. REE. 10. Estudio macroeconómico del impacto del sector eólico en España. Asociación Empresarial Eólica. 2010. 11. Plan de energías renovables 2011-2020. 12. Viento en Popa. La necesidad de un plan eólico marino en España. Junio 2003. Greenpeace. 13. Sea Wind Europe. Garrad Hassan and Partners. Greenpeace. 2004

–79–

–80–

3. El viento

3 El viento 3.1. Generalidades El viento se genera debido a un desigual calentamiento entre unas zonas y otras de la superficie terrestre. Esto provoca que el aire más caliente, más ligero, tienda a ascender ocupando su lugar aire más frío, más denso. A estos efectos térmicos hay que sumarles los efectos dinámicos debidos a la rotación de la Tierra, dando lugar a lo que se conoce como circulación general de la atmósfera. Una última influencia sobre el flujo del aire y que producirá variaciones locales del viento serán los efectos topográficos. Las masas de aire en movimiento en las capas bajas de la atmósfera poseen gran cantidad de energía, representando un nivel de potencial energético elevado en determinadas condiciones locales y temporales. El viento considerado como recurso energético presenta importantes variaciones temporales, espaciales y tanto en superficie como en altura. Las características del viento influirán en: • La selección de emplazamientos para la instalación de parques eólicos. • El diseño del parque eólico. • El funcionamiento global de los parques. Se puede concluir que un buen conocimiento de esta variable meteorológica nos proporcionará un adecuado aprovechamiento energético del recurso.

–81–

3.1.1. Circulación general de la atmósfera

El calentamiento irregular de la superficie terrestre es la causa que impulsa la circulación general al recibir unas superficies más calor que otras, lo que origina también diferencias de presión que dirigirán la circulación atmosférica. Un primer modelo de circulación general sería aquel en el que no se tendría en cuenta ni la rotación de la Tierra ni las irregularidades de la superficie. Si la Tierra no rotara y estuviera compuesta por una superficie sólida uniforme, se observaría un modelo de circulación del ecuador a los polos.

Polo Norte

Ecuador

Polo Sur

Gráfica 3.1. Modelo de circulación general.

–82–

3. El viento

El aire del ecuador es más ligero que el de los polos ya que recibe más radiación solar, por lo que se elevaría debido a la convección. El aire comenzaría así a desplazarse hacia los polos enfriándose a medida que efectuara su movimiento. Una vez llegase a los polos, el aire frío, muy denso, descendería a la superficie volviéndose a repetir el ciclo. Pero la Tierra rota (gira) por lo que tendremos un esquema más complejo en el que se tiene en cuenta la fuerza de Coriolis. La circulación general, entonces, se puede estructurar de la siguiente manera: • Franjas de poco viento y presión relativamente baja, las calmas ecuatoriales. Se llaman zonas de convergencia intertropical (ZCIT). • Vientos alisios, del noreste en el hemisferio norte y del sudeste en el hemisferio sur. Abarcan zonas de aproximadamente 30º. • Las llamadas calmas de Ross, zonas ocupadas por los grandes anticiclones subtropicales, que se encuentran cerca de los 30º de latitud norte y sur a partir del ecuador. Las precipitaciones son inexistentes por lo que ahí se sitúan los grandes desiertos del mundo. • Los vientos del oeste predominan entre 30º y 60º de latitudes norte y sur. Estas zonas se caracterizan por la existencia de una gran variabilidad climática al darse un gran contraste térmico entre ellas. • Los vientos del este proliferan desde los 60º hacia los polos. Son zonas donde circulan los grandes ciclones subpolares, que originan fuertes nevadas.

3.1.2. Efectos locales

Aparte de la circulación general, las condiciones geográficas locales son las causantes de vientos locales que a veces enmascaran los vientos generales. Algunos de sus efectos tienen importancia desde el punto de vista de la energía eólica. Los efectos locales se pueden clasificar en función de su origen: – Origen térmico, como pueden ser las brisas entre llanura y montaña, entre mar y tierra y vientos de ladera y valle. (Gráfica 3.2.) – Producidos por factores orográficos. La orografía modifica el flujo de viento. Tanto la

–83–

pendiente del terreno como la rugosidad son factores importantes que provocan un cambio en la velocidad y en la dirección del viento. En las regiones costeras, la tierra se calienta de manera más rápida que el mar durante las horas de sol. Esto provoca que el aire más caliente, el situado sobre tierra, ascienda, así el viento sopla de mar a tierra. Lo contrario sucede durante la noche al enfriarse la tierra y al ser más cálido el aire del mar.

Tierra Tierra

Mar

Tierra

Mar

Gráfica 3.2. Brisas causadas por calentamiento.

Similar proceso que el anterior afecta a los valles y laderas donde se producen los vientos. En las horas de sol las laderas se calientan dando lugar a vientos cálidos que ascienden (vientos anabáticos). Durante la noche las laderas se enfrían produciéndose vientos descendentes (catabáticos). –84–

3. El viento

Vientos anabáticos

Vientos catabáticos

Gráfica 3.3. Vientos de ladera.

La topografía, como se ha comentado anteriormente, produce perturbaciones en el flujo del viento. Muchos rasgos topográficos favorecen el aprovechamiento de la energía eólica al existir puntos singulares donde la velocidad del viento se acelera. Un rasgo topográfico importante son las canalizaciones del viento. Estas se producen cuando frente a un obstáculo el aire tiende a bordearlo más que a superarlo. En estas canalizaciones, los vientos que se producen son fuertes y constantes siendo de interés para el aprovechamiento de la energía eólica.

3.1.3. Estabilidad de la atmósfera En la atmósfera, los ascensos y descensos del aire se producen tan rápido que no tienen tiempo de intercambiar calor con el entorno. Cuando no se produce intercambio calorífico con el exterior se dice que es un proceso adiabático. –85–

Se denomina gradiente adiabático de temperatura a la variación vertical de temperatura que experimenta una masa de aire seco cuando asciende en la atmósfera sin intercambiar calor con el entorno. Su valor es de 0,98 ºC /100 m. En el ascenso, la masa de aire se enfría y puede llegar a saturarse de vapor de agua. Si una vez alcanzada la saturación continúa el ascenso, comienza la condensación del vapor transformándose en agua líquida, proceso que libera calor y que pasa a la burbuja ascendente, con lo que esta se enfría de forma más lenta: 0,5 ºC/100 m. Se volverá a aproximar al gradiente adiabático seco al irse quedando sin vapor de agua que pueda desprender calor al condensarse. La atmósfera se puede clasificar en estable, inestable o neutra en función de la resistencia que ofrezca al desarrollo de movimientos verticales. Si la parcela de aire es más fría (por tanto, más densa) que el aire que encuentra, tenderá a bajar hasta recuperar su nivel de equilibrio en el lugar en el que el aire que la rodee tenga su misma densidad (estabilidad).

5 ºC/km < 10 ºC/km 15 ºC

5

20 ºC

15

25 ºC

25

Grad. Adiabático (10 ºC/km)

2.000 m

1000 m

Temperatura

Gráfica 3.4. Perfil estable.

Por el contrario, si es más caliente (menos densa) que el aire a su alrededor, continúa ascendiendo y no vuelve a su punto de partida (inestabilidad). La temperatura que adquiere la parcela de aire es independiente de la temperatura del entorno, pues, como se comentó anteriormente, no se intercambia calor con el exterior. –86–

3. El viento

14 ºC/km > 10 ºC/km -3 ºC

5

Grad. Adiabático (10 ºC/km)

2.000 m

11 ºC

15

25 ºC

25

1000 m

Temperatura

Gráfica 3.5. Perfil inestable.

En el caso de que el gradiente adiabático coincida con el gradiente térmico del entorno se dice que la situación es neutra. Un ejemplo de inestabilidad se produce con días soleados, con vientos de bajas velocidades y fuerte insolación. Otro caso puede ser el producido por la aparición de nubes y precipitación. Un ejemplo de condición neutra se obtendría en días de viento o con una capa de nubes al impedir el calentamiento o enfriamiento de la superficie terrestre. La estabilidad se obtendría durante la noche, cuando el viento es escaso o nulo.

3.1.4. Orografía del terreno El relieve es la causa principal de modificaciones en la dirección y fuerza del viento. Algunos efectos que produce el relieve en el viento son: Efectos de barrera. El viento se desvía al encontrarse con cadenas montañosas. Efecto de encauzamiento. Se produce cuando la dirección del viento es paralela a los

–87–

accidentes orográficos que originan el encauzamiento. El viento se acelera, por ejemplo, en vaguadas y depresiones. Efectos esquina. Otro efecto conocido es el que se produce cuando el viento bordea factores geográficos elevados proyectados hacia el mar. Un caso típico es el que se da en un cabo. Las corrientes de aire sufrirán un aumento en su fuerza y un cambio en su dirección. La elección de emplazamientos eólicos en terreno complejo es más complicada que en un área llana, ya que entran en juego las características topográficas, la rugosidad de la zona y, por supuesto, las variaciones diarias en el calentamiento y enfriamiento de la superficie, pero puede ser posible encontrar un emplazamiento con un aumento significativo en la velocidad de viento debido a efectos locales. A efectos de localización de emplazamientos, las características topográficas pueden dividirse en dos fundamentales: elevaciones de terreno (montañas, colinas, acantilados) y depresiones (valles, cuencas, gargantas). Los lugares elevados presentan varias ventajas para la instalación de aerogeneradores: • Elevan la altura de buje a regiones donde el viento suele ser más intenso. • Pueden actuar acelerando el flujo por encima o alrededor de ellos incrementando la energía disponible en el viento. Del mismo modo, en las depresiones, los vientos predominantes también pueden ser canalizados. Siempre que los vientos predominantes soplen paralelos a un paso o a un descenso montañoso, existe la posibilidad de que se canalicen y que su velocidad aumente. En resumen, el conocimiento meteorológico y climático de una zona es fundamental para localizar emplazamientos con condiciones favorables para la instalación de parques eólicos. La variabilidad espacial y temporal del viento hace necesario realizar una campaña de medidas para caracterizar adecuadamente el recurso eólico.

–88–

3. El viento

3.2. Energía contenida en el viento. El límite de Betz La ley de Betz fue publicada por el físico alemán Albert Betz en 1926, y demuestra que la máxima energía que puede extraerse mediante un aeromotor es el 59,25% de la energía cinética contenida en el viento. La figura siguiente muestra el tubo de corriente del viento alrededor del aeromotor.

V2

VI

Figura 3.6. Tubo de corriente. Gráfica 3.6. Tubo de corriente.

La potencia cinética contenida en el viento (energía cinética por unidad de tiempo) es: donde m es la masa de aire que atraviesa el rotor por unidad de tiempo y V1 es la velocidad del viento sin perturbar. La masa de aire que entra en el tubo de corriente por unidad de tiempo es: donde r es la densidad del aire y A es el área del rotor. –89–

Por tanto la potencia cinética contenida en el viento incidente es: (1) La potencia del viento es proporcional a la densidad del aire ρ, al área de la superficie de captación y al cubo de la velocidad del viento incidente. La potencia del viento extraída por el rotor es la diferencia entre la potencia cinética del viento a la entrada del tubo de corriente considerado y la potencia cinética del viento a la salida:

La velocidad media del viento a través del área del rotor es el promedio de la velocidad del viento sin perturbar antes de la turbina eólica, V1, y la velocidad del viento después de su paso por el plano del rotor, V2:

Por lo que la potencia extraída del viento es:

Definimos el parámetro adimensional k, como la relación entre la velocidad de entrada y la de salida:

Sustituyendo en la expresión anterior, la potencia extraída en función de k es:

Para obtener el valor de K que maximiza la energía obtenida, igualamos a cero la derivada de la potencia respecto a k:

Nos queda la ecuación 3k2 + 2k –1 = 0, cuya solución es k = 1/3 . –90–

3. El viento

Es decir la máxima potencia que se puede extraer del viento se alcanza cuando la velocidad de salida es un tercio de la velocidad de entrada. Sustituyendo este valor en la ecuación de la potencia extraída se obtiene un valor máximo de: (2) Se define el coeficiente de potencia como la relación entre la potencia extraída respecto a la energía cinética contenida en el viento:

Sustituyendo en la anterior expresión los valores de P y Pmáx, se deduce que el mayor coeficiente de potencia alcanzable es Cp máx = 0,5925, que es lo que se denomina como límite de Betz: «La máxima energía que se puede extraer de la energía cinética del viento es un 59,25%».

3.3. Evaluación del recurso eólico Para evaluar las posibilidades de utilización de la energía eólica en un emplazamiento, la primera acción es cuantificar el potencial de viento en el mismo. El viento tiene unas fuertes variaciones, tanto temporal como espacialmente, por lo que va a ser necesario caracterizarlo mediante mediciones y cálculo de parámetros estadísticos en un periodo de tiempo. Normalmente se utilizan parámetros estadísticos anuales para tener en cuenta las variaciones estacionales que se produzcan. Los parámetros que se utilizan son: • Valor medio anual de la velocidad. • Rosas de los vientos. • Distribución de la probabilidad de la velocidad de viento. • Valores medios de temperatura y presión ambiente. • Perfil vertical del viento. • Periodos de calma.

–91–

• Turbulencia. • Rafagosidad. La velocidad media anual del viento es el principal indicador del recurso eólico disponible en un emplazamiento. Los valores medios mensuales nos darán información sobre las variaciones estacionales de la velocidad: Velocidad de viento (m/s) 10 9

6,8

6,7

6,4

6

7,2

7,1

Diciciembre

7

5,9

5,4

5,2

Agosto

6,9

6,8

Noviembre

7,7 7,2

Julio

8

5 4 3 2 1 Octubre

Septiembre

Junio

Mayo

Abril

Marzo

Febrero

Enero

0

Gráfica 3.7. Valores de velocidad media mensual en un emplazamiento. Fuente: CENER.

La información de las direcciones predominantes del viento es fundamental a la hora de definir la orientación sobre el terreno del parque eólico. La representación más utilizada de la distribución direccional de los vientos es la llamada rosa de los vientos del emplazamiento, en la que se representa el porcentaje de tiempo en que el viento proviene desde una determinada dirección (la dirección del viento se refiere siempre al lugar desde donde procede la corriente de aire, vista desde el punto de referencia). –92–

3. El viento

Gráfica 3.8. Ejemplo de rosa de los vientos de la frecuencia. Fuente: CENER.

En las rosas de los vientos se puede representar asimismo la velocidad media anual en cada sector:

Gráfica 3.9. Ejemplo de rosa de los vientos de las velocidades medias. Fuente: CENER.

–93–

También es muy útil la representación de la distribución direccional de la energía. Esta nos dará una idea de qué direcciones son las más energéticas en el emplazamiento y por tanto las más interesantes desde el punto de vista del aprovechamiento del potencial eólico.

Gráfica 3.10. Ejemplo de rosa de los vientos de la energía. Fuente: CENER.

Las rosas de los vientos son imprescindibles para el diseño del parque eólico porque con la información que aportan es posible minimizar las pérdidas debidas a las estelas entre aerogeneradores. La estela que provoca un aerogenerador da lugar a una deceleración del flujo de viento que afecta al resto de aerogeneradores situados detrás (en la dirección del viento). La distribución de la probabilidad de velocidades se obtiene a partir de medidas tomadas en el emplazamiento y nos indica para cada intervalo (por ejemplo, entre 5 y 6 m/s), el tanto por ciento de tiempo en que el viento sopla a esa velocidad. Se suele dar de forma tabular o de forma gráfica. La distribución de la probabilidad del viento en general no es simétrica, la probabilidad de velocidades menores a la media es más elevada que la probabilidad asociada a velocidades altas.

–94–

3. El viento

14% 12%

Frecuencia %

10% 8% 6% 4% 2% 0% 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

Velocidad [m/s] Gráfica 3.11. Distribución de la probabilidad de velocidad de viento. Fuente: CENER.

El conocimiento de la distribución de probabilidad de velocidad del viento, también denominada distribución de frecuencias del viento o histograma, es muy importante para poder determinar el potencial eólico disponible. Si no se dispone de series temporales medidas en el emplazamiento a evaluar, se puede utilizar una representación analítica que permitirá realizar un estudio aproximativo. La expresión analítica más usada en estudios de energía eólica para representar la probabilidad de distribuciones de viento, p(V), es la distribución de Weibull, cuya expresión es:

donde p(V) representa la probabilidad estadística de que ocurra una determinada velocidad de viento, c es el denominado factor de escala (en m/s), cuyo valor es cercano a la velocidad media en el emplazamiento y k es el denominado factor de forma. La expresión de Weibull, proporciona un método práctico para la representación de la distribución de probabilidad de velocidades para el cálculo del potencial eólico. Los valores del factor de forma más habituales varían entre 1 y 3. La distribución de Weibull cuyo factor de forma es 2 se conoce como distribución de Rayleigh. –95–

16% 14%

Frecuencia %

12% 10% 8% 6% 4% 2% 0% 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

Velocidad [m/s] Histograma

Weibull

Rayleigh

Gráfica 3.12. Distribuciones de Weibull, Rayleigh e histograma de velocidades. Fuente: CENER.

Se define calma como la velocidad de viento por debajo de la cual el aerogenerador no produce energía. La velocidad de calma depende del aerogenerador. El análisis de calmas nos permite dimensionar los sistemas de almacenamiento, para instalaciones eólicas autónomas (no conectadas a la red eléctrica). La velocidad de viento en un emplazamiento varía con la altura debido al efecto de rozamiento del aire en movimiento con la superficie terrestre. Este efecto se denomina cortadura vertical del viento. Empíricamente se han determinado expresiones que describen esta variación del viento con la altura. La más simple es la ley potencial:

donde V es la velocidad del viento a la altura h, Vo la velocidad del viento a la altura ho y a es el denominado factor de cortadura. Los valores del factor de cortadura suelen oscilar entre 0,1 y 0,3 dependiendo de la rugosidad del terreno. –96–

3. El viento

Gráfica 3.13. Ejemplo de perfil vertical de viento. Fuente: CENER.

En un mismo emplazamiento, el perfil vertical del viento variará en función de la dirección desde donde sopla el viento y de su velocidad. Disponer de información de la variación vertical del perfil de velocidades para la dirección de viento predominante nos permitirá optimizar la selección de la altura de la torre de los aerogeneradores.

Gráfica 3.14. Ejemplo de evolución horizontal del perfil vertical de viento. Fuente: CENER.

–97–

La turbulencia del viento se define como la variación temporal y espacial de la velocidad de viento en el rango de la microescala, es decir, en variaciones temporales comprendidas en el intervalo de 0 a 10 minutos, y espaciales de hasta las decenas de metro. A la hora de realizar una evaluación de potencial eólico es necesario caracterizar la turbulencia atmosférica en el emplazamiento, ya que esta generará cargas dinámicas estructurales sobre los aerogeneradores y variaciones de la potencia suministrada. Uno de los parámetros más utilizados para caracterizar la turbulencia es la intensidad de turbulencia (IT) que se define como:

donde σV es la desviación estándar de la velocidad y V es la velocidad promedio. La intensidad de turbulencia se da en tanto por ciento, y se calcula para periodos cortos de tiempo, típicamente 10 minutos. Generalmente, en emplazamientos con intensidades de turbulencia superiores al 30% no es recomendable instalar aerogeneradores, no obstante, las recomendaciones en función de la velocidad a altura de buje están recogidas en el estándar internacional IEC 61400-1 (ver tablas 3.3 y 3.4).

Clase de Aerogenerador

I

II III

S

42,5 37,5

Valores especificados por el diseñador

Vref

(m/s)

A

Iref (-) 0,16

B

Iref (-) 0,14

C

Iref (-) 0,12



50

Tabla 3.1. Parámetros básicos de las clases de aerogeneradores según IEC-61400-1.

A Indica la categoría para características de turbulencia alta. B Indica la categoría para características de turbulencia media. C Indica la categoría para características de turbulencia baja. Iref Valor característico de intensidad de turbulencia a una velocidad de 15 m/s.

–98–

3. El viento

Los valores característicos para la intensidad de turbulencia definida en las normas IEC 61400-1 se representan en la siguiente gráfica en función de la velocidad media a altura de buje (Vhub) para las tres categorías de turbulencia.

Turbulencia media [%]

80

60

Zona de turbulencia superior a la definida en el estándar internacional IEC 61400-1 40

20

0

Velocidad [m/s] IT _ 61400-1 (ed03)_ A%

IT _ 61400-1 (ed03)_ B%

IT _ 61400-1 (ed03)_ C%

Gráfica 3.15. Intensidad de turbulencia categorías A, B y C en función de la velocidad media a altura de buje. Fuente: CENER.

Generalmente, las zonas con turbulencia alta están asociadas a terrenos complejos con pendientes acusadas, obstáculos o estelas de aerogeneradores. El perfil vertical de la velocidad de viento está influenciado por el nivel de turbulencia. Cuando la turbulencia es alta existe un transporte vertical de cantidad de movimiento, que da lugar a que el perfil vertical tienda a ser menos acusado. El factor de rafagosidad se define como una variación temporal de la velocidad de viento que puede ser caracterizada por su amplitud, duración, aceleración y, a veces, también por su forma. –99–

Estas variaciones respecto a la velocidad media es necesario conocerlas ya que generan cargas bruscas en los aerogeneradores. La forma de caracterizar la rafagosidad a la hora de realizar un estudio de potencial eólico es mediante el factor de rafagosidad (FR) que se define como:

donde V es la velocidad promedio correspondiente al periodo de medida analizado y Vmax la velocidad máxima instantánea registrada en el mismo periodo. La rafagosidad y la turbulencia del viento son importantes para determinar el tipo de aerogenerador a utilizar en la instalación.

3.3.1 Medida del viento La medición del vector viento se realiza con los instrumentos denominados anemómetros y veletas. La velocidad del viento se mide con el anemómetro, mientras que la veleta determina la dirección de donde proviene el viento. Existen diferentes tipos de anemómetros, si bien los más utilizados para mediciones con vistas a evaluar el potencial eólico son: • Anemómetro de cazoletas. Consiste en tres o cuatro cazoletas montadas simétricamente alrededor de un eje vertical. La velocidad de rotación es proporcional a la velocidad del viento incidente.

Ilustración 3.1. Anemómetro de cazoletas y veleta. Fuente: Archivo.

–100–

3. El viento

• Anemómetro de hélice. Consiste en una hélice montada en un eje horizontal. Las características de respuesta de este tipo de anemómetro cuando el viento no es perpendicular al plano de rotación son relativamente bajas, por lo que son menos adecuados que los anemómetros de cazoletas.

Ilustración 3.2. Anemómetro de hélice. Fuente: Archivo.

• Anemómetros ultrasónicos. Miden la componente horizontal de la velocidad y de la dirección del viento y la temperatura virtual acústica. Sin embargo se requiere una conexión a la red eléctrica debido a su alto consumo. Actualmente no están acreditados por MEASNET (red internacional para la armonización de medidas en el sector eólico). Su campo de aplicación se extiende a la monitorización de parques, colocado sobre turbinas de viento, o para proyectos off-shore. La mayoría están preparados para el uso de calefacción. –101–

Ilustración 3.3. Anemómetro ultrasónico. Fuente: Archivo.

• LIDAR. La tecnología LIDAR (LIght Detection And Ranging) está basada en el uso de láser y permite realizar mediciones de campos eólicos de una forma flexible y económica. Los sistemas LIDAR detectan la velocidad y la dirección del viento basándose en el retraso temporal del haz de láser reflejado por aerosoles en el aire. Esta tecnología se ha utilizado durante décadas, principalmente en investigaciones atmosféricas. En los últimos años, la industria de la energía eólica ha visto las ventajas de esta tecnología aplicada a las mediciones de los campos eólicos.

Ilustración 3.4. LIDAR Leosphere Windcube. Fuente: Archivo.

–102–

3. El viento

• SODAR. Los sistemas SODAR (Sonic Detection And Ranging), se usan para medir la velocidad del viento a varias alturas sobre el terreno, y la estructura termodinámica de la capa baja de la atmósfera. Estos instrumentos son semejantes al radar, con la diferencia de que emplean ondas de sonido y no de radio en la detección.

Ilustración 3.5. Equipo SODAR ASC modelo 4000. Fuente: Archivo.

La dirección del viento se determina normalmente con la veleta, que consiste en un dispositivo montado sobre un eje vertical cuyo movimiento sigue al viento cuando este cambia de dirección. Para la realización de una prospección eólica, los anemómetros y las veletas se colocarán en torres soporte a una distancia mínima del suelo de dos tercios la altura del aerogenerador que se va a instalar. Se recomienda situar al menos dos niveles de medida para poder obtener información de la variación vertical del perfil de velocidades (cortadura del viento), lo que permitirá optimizar la selección de la altura de la torre de los aerogeneradores.

–103–

Ilustración 3.6. Torre meteorológica simple. Fuente: Archivo.

Para obtener datos representativos, las torres de medida se situarán en lugares bien expuestos a todas las direcciones y lejos de obstáculos alrededor (árboles, casas, etc.), para evitar la perturbación en la medida del viento. Es recomendable tomar muestras de los valores del viento cada 5 o 10 segundos, y realizar promedios en intervalos de 10 minutos. El tiempo mínimo recomendado de recogida de datos de mediciones es de un año, a fin de tener en cuenta las variaciones estacionales. Para obtener referencia de la densidad del aire en el emplazamiento se recomienda tomar medidas de la presión atmosférica y la temperatura. Para estos valores resulta suficiente la toma de medidas horarias.

3.3.2. Modelos de evaluación del potencial eólico Existen programas de cálculo, basados en modelos numéricos, que nos permitirán realizar extrapolaciones tanto espaciales como temporales a partir de datos existentes en lugares próximos y de acuerdo con la orografía del emplazamiento. Estos modelos están

–104–

3. El viento

muy desarrollados para lugares de llanos, pero son menos exactos para emplazamientos de topografía compleja como las zonas montañosas. Los modelos permiten realizar extrapolaciones de datos existentes, tanto horizontal como verticalmente, por lo que resultarán de gran ayuda para optimizar la ubicación de los aerogeneradores en un parque eólico. Uno de los más utilizados en Europa es el modelo WAsP (Wind Atlas Analisys and Application Programs). Este modelo se diseñó originalmente para funcionar en terreno llano, aunque las últimas versiones se han mejorado para poder simular más adecuadamente los efectos del terreno complejo sobre el viento. WAsP se basa en datos de viento medidos de los que calcula la distribución de Weibull para cada sector de la rosa de los vientos. Después elabora lo que se denomina atlas eólico evaluando y eliminando los efectos sobre los datos medidos de la orografía, rugosidad del terreno y obstáculos. El atlas eólico sería por tanto una representación del viento que se encuentra libre de los efectos del rozamiento con el suelo, asumiendo la hipótesis de que es constante para toda la zona de estudio. Para hacer un cálculo del viento en un punto distinto del que se midieron los datos se realiza el proceso inverso: WAsP evalúa los efectos de la orografía, rugosidad del terreno y obstáculos para el punto de cálculo y perturba el atlas eólico con estos efectos para obtener la medida del viento en el lugar deseado. Este proceso se representa esquemáticamente en la ilustración siguiente:

–105–

Ilustración 3.7. Esquema de funcionamiento del modelo WAsP. Fuente: CENER.

–106–

3. El viento

Con el modelo de campo de viento se puede elaborar un mapa con los valores medios de viento a una determinada altura sobre el nivel del suelo (gráfica 3.10) y asimismo se puede representar espacialmente la densidad de potencia o la producción energética de un aerogenerador (gráfica 3.11). También se pueden evaluar las pérdidas energéticas por efectos de estela entre los aerogeneradores para una disposición de las máquinas determinada.

Gráfica 3.16. Mapa de velocidades medias de viento a 45 m del suelo obtenida con el modelo WAsP. Fuente: CENER.

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Gráfica 3.17. Mapa de energía a altura de buje (78 m) obtenida con el modelo WAsP para un modelo de aerogenerador. Fuente: CENER.

Las principales limitaciones de este modelo son: - Está diseñado para terreno llano. - En terreno complejo la zona modelizada con cada estación de medida debe ser pequeña (< 4 km 2). - Solo tiene en cuenta una estación para cada simulación. - Hay que validar el modelo en la zona de estudio con varias estaciones de medida.

–108–

3. El viento

- El modelo es muy dependiente de los datos de entrada, por lo que la campaña de medidas es decisiva. - Utiliza el perfil logarítmico, en terreno complejo no es una buena aproximación por lo que es necesario medir el perfil vertical en la zona. En la actualidad se están desarrollando modelos físicos más avanzados que modelizan el flujo de viento con las ecuaciones de Navier-Stokes. Las ventajas de estos nuevos modelos son: - Tratan de forma más precisa la rugosidad y topografía del emplazamiento y los efectos térmicos. - Mejoran la extrapolación vertical. - Modelizan la turbulencia del emplazamiento. Estos modelos mejoran la estimación del recurso eólico en terreno complejo y facilitan la identificación de zonas que por excesiva turbulencia pudieran resultar no aptas para la colocación de aerogeneradores.

3.3.3. Predicción eólica La integración de la energía eólica en los sistemas eléctricos conlleva algunas dificultades inherentes a la naturaleza intermitente de este tipo de energía. Por ello resulta necesario conocer con antelación dichas fluctuaciones y predecir el comportamiento de la producción de energía de origen eólico, de manera que se puedan tomar las medidas compensatorias pertinentes. Por otro lado, el desarrollo de la predicción permite aumentar el índice de penetración de la energía eólica en el sistema. La necesidad de introducir más energía eólica ha implicado importantes esfuerzos para lograr el desarrollo de las herramientas de predicción por parte de los países con más utilización de esta fuente. Los modelos de predicción desarrollados permiten pronosticar con suficiente exactitud la evolución de la energía disponible y así reducir las posibles penalizaciones que al entrar en el mercado se producirían por sobreestimación o infravaloración de la producción. El horizonte temporal es muy importante en el sentido de la modelización, se consideran predicciones de corta duración (24-48-72 horas) y de muy corta duración (hasta 3 horas). –109–

En el caso de las predicciones de corta duración se abordan mediante modelos numéricos de base física y un posterior procesamiento estadístico, mientras que en el caso de las de muy corta duración se toman los modelos puramente estadísticos basados en la persistencia de condiciones meteorológicas. En los últimos años se ha avanzado mucho en la mejora de los modelos existentes y se podría decir que la raíz del error cuadrático medio de las predicciones puede llegar a ser de un 10% de la potencia instalada para horizontes de predicción de 36 horas y para terreno moderadamente llano. Dentro del V Programa Marco Europeo de I+D se llevó a cabo el proyecto ANEMOS2, con el objetivo de mejorar las herramientas de predicción de la energía eólica disponibles tanto en tierra como en mar [3]. El proyecto lo realizó un equipo de 23 organismos pertenecientes a siete países europeos, y contó con una destacada presencia de nuestro país, como lo demuestra la participación de seis organismos involucrados de una u otra manera en el desarrollo de la energía eólica: IDAE, ACCIONA, la Universidad Carlos III de Madrid, CIEMAT, CENER y REE. Esto, sin duda, refleja el peso que, a nivel europeo y mundial, presenta nuestro país en el sector eólico.

Gráfica 3.18. Ejemplo de predicción probabilística. Fuente: Proyecto ANEMOS.

–110–

3. El viento

Ante la necesidad de conocer con mayor detalle el alcance de las predicciones de energía eólica, la Asociación Empresarial Eólica (AEE) española promovió la realización de un ejercicio comparativo conocido como ejercicio de predicción [5], en el cual se han analizado las principales limitaciones con las que se encuentran actualmente los modelos de predicción y ha supuesto un avance en el conocimiento de los factores que inciden de forma determinante en los desvíos de las predicciones, con el fin de proponer soluciones que los minimicen. El estudio, en el que ha participado también el IDAE, se llevó a cabo con siete modelos de predicción para un total de siete parques eólicos situados en emplazamientos variados y representativos de la geografía peninsular. Por último, queremos destacar que en la página web del CENER se puede consultar diariamente la predicción meteorológica de viento.

Gráfica 3.19. Ejemplo de predicción de viento en la Península Ibérica. Fuente: CENER.

–111–

3.4. Estudio de sensibilidad de la producción energética de un aerogenerador A continuación se presenta un estudio de sensibilidad de la energía producida por un aerogenerador en función de las características del emplazamiento. Los aerogeneradores vienen caracterizados por su curva de potencia, que relaciona la potencia eléctrica producida en función de la velocidad media del viento incidente. La gráfica siguiente muestra la curva de potencia de un aerogenerador de 500 kW. Caurva de potencia -Aerogenerador de 500kW- paso variable

Potencia eléctrica (kW)

600

500

400

300

200

100

0

Velocidad de viento (m/s)

Gráfica 3.20. Curva de potencia aerogenerador de 500 kW.

Se define la velocidad de arranque o de conexión de una aerogenerador, como la menor velocidad de viento a la altura del buje a la cual el aerogenerador produce energía. En la gráfica anterior seria entorno a los 3 m/s. La velocidad nominal es la velocidad de viento mínima a la cual el aerogenerador produce la potencia nominal. En la grafica anterior sería a 14 m/s. –112–

3. El viento

Por último se define la velocidad de corte o desconexión, como la velocidad de viento máxima de funcionamiento del aerogenerador. Entre la velocidad de conexión y la nominal se denomina zona de operación a carga parcial, y entre la nominal y la de corte zona de funcionamiento a plena carga. Por razones de optimización del coste, a partir de la velocidad nominal se regula la potencia del aerogenerador manteniéndolo en funcionamiento a potencia nominal. La razón principal radica en que si no se realizase dicha regulación sería necesario sobredimensionar todos los componentes del aerogenerador (por ejemplo habría que utilizar un generador de mucha mayor potencia nominal) y no compensaría el incremento de energía que podría conseguirse. Conociendo la distribución de la probabilidad de velocidades del viento en el emplazamiento, podemos calcular la energía anual que produciría un aerogenerador en condiciones estándar. Además de la velocidad del viento, otros factores afectan a la producción energética de los aerogeneradores. En concreto, la densidad del viento –que depende de la presión y la temperatura– y los perfiles verticales de velocidades para cada dirección en el emplazamiento tienen una elevada repercusión en la generación energética. A modo indicativo se ha realizado un ejercicio evaluando la variación de la energía suministrada en un emplazamiento dado y para un aerogenerador tipo, en función de la variación de estos parámetros. Se ha elegido un aerogenerador de 500 kW de potencia nominal, con una altura de buje de 43,5 m, cuya curva de potencia se presenta en la gráfica anterior. Se ha escogido un emplazamiento situado a 250 m sobre el nivel del mar, con una temperatura media anual de 15 ºC y una rugosidad del terreno de = 0,02.

3.4.1. Velocidad media del emplazamiento Se ha calculado la energía suministrada en función de la velocidad media anual de viento en el emplazamiento. Las velocidades medias de viento consideradas se sitúan entre 4,5 m/s y 10 m/s (medidas a 10 m de altura). Para la distribución de probabilidad de la velocidad de viento se emplea la distribución de Rayleigh. Y, finalmente, se han considerado condiciones estándar de presión y temperatura. La gráfica siguiente muestra variación de la energía anual estimada en función de la velocidad media de viento en el emplazamiento.

–113–

Energía anual - velocidad media de viento

2.800 2.468

2.400 2.000

2.093

2.370

1.916

1.600 MWh/Año

2.245

1.715 1.495

1.200 1.263

800

1.026 793

600

Altura sobre el nivel del mar = 250 m Temperatura ambiente = 15 ºC

400 0 Viento medio a 10 m (m/s) - (Rayleigh)

Gráfica 3.21. Energía anual en función de la velocidad media del emplazamiento. Variación energía anual - Velocidad de viento

Si elegimos el caso de velocidad media de 6,5 m/s como referencia, la variación en tanto por ciento de la energía anual estimada se presenta en la gráfica siguiente:

60 44

40 31

38

22

20

(%)

12 0

3

4

5

0

6

7

8

9

10

-13 -20

-26

-40 -60

-40 -54

Altura sobre el nivel del mar = 250 m Temperatura ambiente = 15 ºC

Viento medio a 10 m (m/s) (Rayleigh)

Gráfica 3.22. Variación de la energía anual estimada en función de la velocidad media del emplazamiento.

–114–

3. El viento

Es decir, que el mismo aerogenerador situado en un emplazamiento con una velocidad media anual de 4,5 m/s, produciría un 54% menos energía que en un emplazamiento con velocidad media anual de 6,5 m/s. Si el aerogenerador se instalara en un emplazamiento con una velocidad media anual de 9 m/s, se produciría un 44% más de energía que en el emplazamiento de 6,5 m/s.

3.4.2. Presión atmosférica A más presión atmosférica la densidad del aire es mayor, lo que repercutirá en mayor producción energética. La presión atmosférica media en un emplazamiento depende fundamentalmente de la altura sobre el nivel del mar: a mayor altura, menor presión atmosférica. La gráfica siguiente muestra la variación de energía anual estimada en función de la altura sobre el nivel del mar del emplazamiento. Sensibiliad a la presión atmosférica

14 12,45 12 10,92

Disminución (%)

10

9,39

8

7,82 6,25

6 4,74 4

Rayleigh 6,5 m/s a 10 m Temperatura ambiente = 15 ºC

3,19

2

1,61

0 0

250

500

750

1.000

1.250

1.500

1.750

2.000

Altura sobre el nivel del mar (m)

Gráfica 3.23. Variación de la energía anual estimada en función de la altura sobre el nivel del mar del emplazamiento.

–115–

De la gráfica se deduce que los aerogeneradores situados en emplazamientos a 1.000 m de altura sobre el nivel del mar (para iguales velocidades medias de viento en el emplazamiento) generarían un 6,25% menos de energía que los situados a nivel del mar.

3.4.3. Temperatura atmosférica A mayor temperatura atmosférica del emplazamiento la densidad del aire es menor, lo que repercutirá en menor producción energética. Se ha realizado un estudio de la variación de la energía anual producida en función de la temperatura media del emplazamiento para un aerogenerador situado en un emplazamiento a 500 m sobre el nivel del mar, con una velocidad media de anual de viento de 6,5 m/s. Los resultados se resumen en la gráfica siguiente:

6,00 5,52

5,00

Disminución (%)

4,67

4,00

3,79

3,00

2,88

2,00

1,95

1,00

1,00 0,00

0,00 0

5

10

15

20

25

30

35

Temperatura media (ºC)

Gráfica 3.24. Variación de la energía anual estimada en función de la temperatura atmosférica media del emplazamiento.

De esta gráfica se deduce que los aerogeneradores situados en emplazamientos más calurosos generarían menos energía que los situados en emplazamientos mas fríos, si bien la diferencia de un emplazamiento con 5 ºC de temperatura media respecto a uno con 20 ºC de temperatura media sería solo de un 2,79%. –116–

3. El viento

3.4.4. Rugosidad del terreno La rugosidad del terreno influye en el perfil vertical de velocidad de viento. A mayor rugosidad, tendremos mayores velocidades devertical viento con la altura. El estudio se ha Sensibilidad perfil realizado para rugosidades del terreno entre z0 = 0 z0 = 0,40.

30 25

25,22

Incremento (%)

20

21,59

15

16,08

0

17,62

13,11 9,35

5 0

3,77 3,77

0,00

0,05

0,10

0,15

0,20

0,25

0,30

0,35

0,40

0,45

Rugosidad (Zo)

Gráfica 3.25. Variación de la energía anual estimada en función de la rugosidad del terreno.

De los resultados de la gráfica se constata que la rugosidad del terreno va a tener una influencia muy importante en la generación energética. Obviamente, en función de la rugosidad del terreno interesará elegir torres soporte de mayor o menor altura. La gráfica siguiente muestra la variación de la energía generada en función de la altura de la torre para dos emplazamientos con rugosidades de terreno de = 0,02 y = 0,22 (velocidad de viento media 6,5 m/s). –117–

Sensibilidad altura de la torre

14

Incremento (%)

12

13,5 12,6

10

10,6 10,1

8 7,2

6

7,1

4 3,1 3,2

2 0

30

40

0,0

50

60

70

80

90

Altura torre (m) Zo = 0,02

Zo = 0,22

Gráfica 3.26. Variación de la energía anual estimada en función de la altura de la torre y la rugosidad del terreno. Rayleigh 6,5 m/s a 10 m = 250 m Temperatura ambiente = 15 ºC

En emplazamientos con gran rugosidad del terreno no interesará utilizar torres muy altas, ya que el mayor coste se verá difícilmente compensado por el incremento de producción energética. Como conclusión de este estudio de sensibilidad realizado, se constata que el principal parámetro que influye en la generación energética es la velocidad de viento en el emplazamiento, si bien la variación del perfil vertical de velocidades de viento y la altura sobre el nivel del mar del emplazamiento tienen asimismo una importante influencia sobre la generación energética.

–118–

3. El viento

Referencias 1. Situación actual de la energía eólica (Temas 2 y 3). CENER, 2005. 2. Principios de conversión de la energía eólica. CIEMAT, 2010. 3. ANEMOS. Estudio sobre predicción eólica en la Unión Europea. IDAE, 2007. 4. Generación eólica con energía eólica: presente y futuro. Universidad Pontificia Comillas, 2006. 5. Ejercicio de Predicción. Asociación Empresarial Eólica. Diciembre 2006.

–119–

–120–

4. La tecnología

4 La tecnología 4.1. Introducción Como consecuencia del impulso realizado en investigación a raíz de la crisis energética de 1973, a finales de la década de los setenta aparecen los primeros aerogeneradores comerciales de lo que denominamos nueva generación de sistemas de conversión eólica. De aquellas primeras máquinas a los aerogeneradores que se están instalando en la actualidad ha existido un notable desarrollo que permite afirmar que el sector ha alcanzado un alto grado de madurez tecnológica. La optimización de los diseños y de los procesos de fabricación ha permitido una reducción importante en el coste de los aerogeneradores, que, como valor medio para el año 2010, se sitúa en 1,04 millones de euros por MW. La siguiente tabla muestra la evolución de los valores medios estimados por la Agencia Internacional de la Energía (AIE) del coste actualizado de los aerogeneradores que se instalaron en el periodo 1984-2004.

–121–

4.000 3.500 3.000

Euros / kW

2.500 2.000 1.500 1.000

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

1993

1992

1991

1990

1989

1988

1987

1986

1985

1984

0

1983

500

Año Gráfica 4.1. Evolución del coste por kilovatio de los aerogeneradores. Fuente: AIE. Annual Reports.

Se puede observar una reducción del coste próxima al 80% en un periodo de 20 años. En el documento Long-Term Research and Development Needs for Wind Energy for the time frame 2000 to 2020 [1], publicado por la AIE, se incluyen resultados del estudio cuantitativo realizado sobre las razones que motivaron esta espectacular disminución de costes en el sector, estimándose que un 40% de esa reducción fue debida a procesos de optimización tecnológica como consecuencia de los programas de I+D llevados a cabo.



Fuente de reducción de coste

(%)



Mejora del diseño: Reducción del peso de los aerogeneradores



Mejora de actuaciones. Mejora del rendimiento de conversión (aerodinámico y eléctrico)



Economía de escala. Optimización de los procesos de fabricación

50



Otras contribuciones: Cimentaciones / Conexión a red / Costes de operación y mantenimiento

10

Tabla 4.1. Fuentes de reducción del coste en el periodo 1990-2004. Fuente: IEA Wind.

–122–

35 5

4. La tecnología

Ello es claramente explicable si tenemos en cuenta la complejidad inherente al proceso de captación de la energía cinética contenida en el viento. En el diseño de los aerogeneradores realizados a mediados de los años ochenta, se utilizaban herramientas simplificadas que permitían realizar aproximaciones conservativas, que demostraron ser efectivas, pero que evidentemente distaban mucho de los actuales diseños, en los que las herramientas y el conocimiento generado sobre el comportamiento aerodinámico y aeroelástico de los sistemas, permite optimizar su diseño. Por otro lado, la experiencia generada por los aerogeneradores instalados, ha permitido disminuir notablemente los costes de operación y mantenimiento. La evolución que ha experimentado la tecnología de aprovechamiento de la energía eólica para la producción de energía eléctrica en las dos últimas décadas ha seguido un camino esencialmente basado en la optimización de los desarrollos tecnológicos existentes en los años ochenta. Este proceso ha ido ligado al desarrollo de innovaciones tecnológicas, junto con la disminución de costes debido al incremento del número de unidades fabricadas y al incremento del tamaño de los aerogeneradores.

4.2. Tipos de aeroturbinas Una aeroturbina es una máquina que transforma la energía cinética del viento en energía mecánica en un eje en rotación. Esta energía mecánica se puede usar directamente o ser transformada en energía eléctrica mediante un generador. Una primera clasificación de las turbinas eólicas distingue entre aeroturbinas de eje vertical y de eje horizontal, según sea la disposición del eje de giro del rotor eólico.

4.2.1. Aeroturbinas de eje horizontal Los rotores de eje horizontal se caracterizan porque hacen girar sus palas en dirección perpendicular a la dirección del viento incidente. La velocidad de giro sigue una relación inversa al número de sus palas. Existen dos tipos turbinas de eje horizontal, las de rotor multipala o aeroturbinas lentas y las de rotor tipo hélice o aeroturbinas rápidas. Sus características básicas y aplicaciones se indican a continuación.

–123–

4.2.1.1. Rotores multipala. Aeroturbinas lentas Se caracterizan por tener un número de palas que varía entre 6 y 24. El par motor se produce debido a la presión del viento sobre los álabes del rotor, siendo el rendimiento del sistema de captación entorno al 15%. La velocidad lineal en la punta de la pala de estas máquinas, en condiciones de diseño, es del mismo orden que la velocidad del viento incidente. Presentan elevados pares de arranque y una reducida velocidad de giro. Estas características hacen que la aplicación fundamental de estas turbinas haya sido tradicionalmente el bombeo de agua. No se utilizan en la generación de energía eléctrica debido a su bajo régimen de giro. Las primeras bombas eólicas aparecieron en Estados Unidos en 1854, desarrolladas por Daniel Halladay. Son rotores de múltiples álabes acoplados a una bomba de pistón a través de un sistema biela-manivela. Fueron exportadas a todos los países del mundo, llegándose

Ilustración 4.1. Rotor multipala americano. Fuente: Archivo.

–124–

4. La tecnología

a fabricar más de seis millones de unidades, de las que 150.000 podrían estar todavía en funcionamiento. 4.2.1.2. Rotores tipo hélice. Aeroturbinas rápidas Los rotores de t ipo hél ice genera n el pa r motor debido a la s f uerza s de sustentación que producen los per files aerodinámicos que config uran sus palas. El rendimiento del sistema de captación alcanza valores en el punto de diseño en torno al 50%. Los rotores tipo hélice giran a una velocidad mayor que los rotores multipala. La velocidad lineal en la punta de la pala de estas máquinas varía en un margen de 6 a 10 veces la velocidad del viento incidente en condiciones de diseño. Esta propiedad hace que las aeroturbinas rápidas sean muy apropiadas para la generación de energía eléctrica, ya que el elemento mecánico que acondiciona la velocidad de giro de la turbina con la velocidad de giro del generador es menor en tamaño y coste. Los rotores tipo hélice presentan un par de arranque reducido que, en la mayoría de las aplicaciones, es suficiente para hacer girar el rotor durante el proceso de conexión.

Ilustración 4.2. Aeroturbina rápida tripala. Fuente: Archivo.

Ilustración 4.3. Aeroturbina de eje horizontal bipala. Fuente: Archivo.

–125–

Entre los rotores tipo hélice los más utilizados son los de tres palas, debido fundamentalmente a su mejor estabilidad estructural y aerodinámica, menor emisión de ruido y mayor rendimiento energético frente a los rotores de una o dos palas. La ventaja fundamental de estos últimos, es que la velocidad de giro es superior y por lo tanto la relación de multiplicación de la caja de transmisión es más reducida. Además, presentan como ventaja adicional una reducción en el coste de la instalación, ya que pueden ser izados sin giros complicados tras su montaje en el suelo como pieza única. Sin embargo, plantean problemas estructurales, sobre todo durante los periodos de orientación, además de los inconvenientes asociados a un control más complejo y a una mayor emisión de ruido. Otra clasificación adicional que puede hacerse de los aerogeneradores que utilizan rotores tipo hélice es su disposición frente a la dirección del viento incidente. Así, las turbinas pueden diseñarse para que funcionen en la configuración de barlovento o sotavento. Las máquinas en posición de barlovento necesitan un sistema de orientación activo ya que la velocidad del viento incide inicialmente sobre el rotor eólico y, posteriormente, sobre la torre. Por el contrario, las máquinas orientadas a sotavento utilizan un sistema de orientación pasivo basado en una ligera inclinación de las palas de forma que en su movimiento de rotación describen un cono. Cuando el rotor no está orientado, las palas que se encuentran más a favor del viento reciben un empuje aerodinámico que tiende a cambiar la orientación del rotor hacia la posición de equilibrio.

Ilustración 4.4. Aerogenerador a sotavento. Fuente: Proven Energy 2.5kW Wind Turbine.

Ilustración 4.5. Aeroturbinas de eje horizontal monopala. Fuente: Archivo.

–126–

4. La tecnología

A pesar de utilizar un sistema de orientación activo, la configuración a barlovento es la opción elegida por la inmensa mayoría de los fabricantes debido a las mayores cargas aerodinámicas que aparecen sobre la máquina cuando la disposición es a sotavento. En esta configuración, cuando la pala pasa por la zona de influencia de la torre (sombra de la torre) da lugar a fluctuaciones de potencia y mayores cargas de fatiga en los materiales.

4.2.2. Aeroturbinas de eje vertical Las primeras aeroturbinas que aparecieron fueron de eje vertical, y consistían en un número determinado de velas unidas a un eje vertical que empujadas por el aire proporcionaban un movimiento giratorio. Entre las aeroturbinas de eje vertical podemos encontrar en el mercado actual tres tipos de tecnologías: • Tipo Savonius • Tipo Darrieus • Tipo Giromill

Giromill

Savonius

Ilustración 4.6. Aeroturbinas de eje vertical. Fuente: Archivo.

–127–

Darrieus

Las turbinas de eje vertical tienen la ventaja fundamental de no precisar de sistema de orientación para captar la energía del viento. Presentan la ventaja añadida, con respecto a las turbinas de eje horizontal, de poder disponer del tren de potencia y el sistema de generación eléctrica a nivel del suelo, lo que facilita enormemente las labores de mantenimiento. Como principales inconvenientes se encuentran la dificultad de realizar la regulación de potencia ante vientos altos, la fluctuación del par motor en el giro de la aeroturbina, así como el menor rendimiento del sistema de captación. 4.2.2.1. Aeroturbinas Savonius En 1924, el ingeniero finlandés Sigurd Savonius desarrolló un rotor muy simple, capaz de trabajar a velocidades de viento muy bajas. El sistema estaba constituido por dos semicilindros huecos, decalados y dispuestos según un eje vertical. Este tipo de máquinas por su baja velocidad de giro y gran par mecánico son apropiadas para el bombeo de agua, y por su facilidad de construcción pueden ser fabricadas en países y regiones con pocos recursos económicos. Su bajo rendimiento y su baja velocidad de giro desaconsejan su utilización para la producción de energía eléctrica. No obstante, se han desarrollado aerogeneradores Savonius de baja potencia para producción de electricidad en sistemas aislados.

Ilustración 4.7. Turbinas Savonius. Fuente: Archivo.

Ilustración 4.8. Aerogenerador Flow Wind 19 – 300 kW. Fuente: Archivo.

–128–

4. La tecnología

4.2.2.2. Aeroturbinas Darrieus Georges Darrieus desarrolló su famosa turbina de eje vertical en Francia (1927), convirtiéndose en una de las opciones de interés dentro del campo de los modernos aerogeneradores. La turbina consta de dos o más palas dispuestas como la forma que su rendimiento y velocidad de giro son comparables a las aeroturbinas de eje horizontal, sin embargo presentan algunas desventajas, por ejemplo: • Bajo de par de arranque, lo que hace necesario arrancar la aeroturbina para que comience a girar. • Fluctuación de las cargas y par motor, debido a la variación del ángulo de incidencia del viento según la posición durante el giro, así como al efecto de la estela de las palas en las otras palas. • Necesidad de tensores adicionales para garantizar la estabilidad estructural de la máquina. A pesar de estos inconvenientes se llegaron a construir distintos diseños y aparecieron varios fabricantes comerciales en la década 1980-1990, aunque desaparecieron ante los desarrollos optimizados de los aerogeneradores de eje horizontal. 4.2.2.3. Aeroturbinas Giromill Otro tipo de máquinas de eje vertical son las llamadas Giromill. Como las Darrieus, sus palas están constituidas por perfiles aerodinámicos, pero son palas rectas, por lo que la forma del rotor es de tipo cilíndrico, siendo asimismo una aeroturbina de alta velocidad de giro, muy adecuada para la producción de energía eléctrica. Este tipo de aeroturbinas fue desarrollado principalmente en Estados Unidos (por la empresa McDonnell Douglas) y en el Reino Unido, si bien no se llegó a soluciones comerciales competitivas con los aerogeneradores de eje horizontal. En la actualidad se está considerando nuevamente su utilización para pequeñas instalaciones aisladas de la red eléctrica (electrificación rural).

–129–

Ilustración 4.9. Aerogenerador Giromill. Fuente: Archivo.

Ilustración 4.10. Aerogenerador Venco Twister (Marc Twister – Marc Power GmbH). Fuente: Archivo.

4.3. Partes de una aeroturbina: componentes Si bien las distintas soluciones tecnológicas conllevan diferentes elementos, los subsistemas principales de las modernas aeroturbinas para la producción de energía eléctrica son:

–130–

4. La tecnología

1. Sistema de captación 2. Torre soporte 3. Góndola 4. Sistema de regulación y control 5. Sistema de orientación 6. Sistemas de transmisión mecánica 7. Sistemas auxiliares 8. Sistema eléctrico Ilustración 4.11. Componentes de un aerogenerador tipo. Fuente: CENER.

4.3.1. Sistema de captación Los componentes esenciales del sistema de captación son las palas y el buje de unión de las palas con el eje de baja. Las aeroturbinas de paso variable incorporan además el sistema de cambio del ángulo de paso, compuesto por los rodamientos de unión de las palas con el buje y los actuadores del cambio de paso. –131–

Respecto a los perfiles aerodinámicos empleados en el diseño de las palas, al principio los que se utilizaban mayoritariamente provenían de la industria aeronáutica, pero en la actualidad se usan familias de perfiles avanzados, diseñados específicamente para su utilización en aerogeneradores según criterios de incremento de la captación energética, disminución de cargas, facilidad de fabricación y disminución del ruido aerodinámico. Los materiales que tradicionalmente se han empleado en la fabricación de las palas de los aerogeneradores son la fibra de vidrio-poliéster y la fibra de vidrio-epoxi. En la actualidad se están utilizando nuevos diseños con laminados híbridos (fibra de carbónfibra de vidrio con resinas epoxi). Este tipo de palas resulta especialmente indicado para los aerogeneradores con cambio de paso, en los que se impone el requerimiento de palas ligeras, tanto para disminuir las cargas en los rodamientos de anclaje, como para facilitar los rápidos cambios del ángulo de paso.

Ilustración 4.12. Transporte de la pala LM 61.5P B. Fuente: LM Glassfiber.

–132–

4. La tecnología

Los procedimientos de fabricación se han automatizado considerablemente, si bien continúan utilizándose en su mayoría procedimientos semi-automáticos con alta participación de mano de obra especializada. Por último, hay que destacar que existen fabricantes que diseñan y construyen sus propias palas (Gamesa, Vestas, Enercon), si bien la mayoría utilizan las que les son suministradas por fabricantes especializados en este componente del aerogenerador.

4.3.2. Sistema de transmisión mecánica Los componentes fundamentales del sistema de transmisión son el eje de baja –que conecta el buje del rotor con la caja de multiplicación–, los cojinetes de apoyo del eje de baja, la caja de multiplicación, el eje de alta –que conecta la caja de multiplicación con el generador eléctrico–, el freno mecánico y el acoplamiento con el generador. Dependiendo del diseño, podemos encontrar aerogeneradores con diferentes configuraciones de la transmisión mecánica, como los nuevos diseños de conexión directa, en los que no existe caja de multiplicación.

Ilustración 4.13. Góndola del aerogenerador ECO 62/1300. Fuente: Ecotecnia S. Coop.

–133–

El principal parámetro que influye en el coste del tren de potencia de un aerogenerador es el par motor. La caja de engranajes se dimensiona en función del par nominal, multiplicado por un factor de servicio que tiene en cuenta las fluctuaciones de dicho par motor y que depende del concepto tecnológico de la máquina. Con respecto a la forma de construcción, se puede distinguir entre los trenes de potencia modulares y los integrados. Se estima que pueden obtenerse disminuciones en el peso del tren de potencia de hasta un 30% con los diseños integrados respecto a los modulares. Los tipos de cajas de multiplicación que se utilizan con más frecuencia son cajas de ejes paralelos de dos o tres etapas. En la actualidad, y especialmente en los nuevos diseños de grandes aerogeneradores, se utilizan cajas multiplicadoras de ejes planetarios que permiten máquinas más ligeras y compactas.

1. Soporte principal 2. Sistema de orientación 3. Generador 4. Adaptador de pala 5. Buje 6. Pala

Ilustración 4.14. Góndola de aerogenerador Enercom E33. Fuente: Enercom.

4.3.3. Sistema eléctrico Los componentes fundamentales del sistema eléctrico, son el generador, el cableado y armarios de conexión, los transformadores y, en el caso de generadores asíncronos, el sistema de compensación de la potencia reactiva. –134–

4. La tecnología

En la primera etapa de desarrollo de los aerogeneradores hubo una clara tendencia hacia el uso de generadores de inducción con rotor en jaula de ardilla, por su sencillez, bajo mantenimiento, robustez y menor coste. Existen varias opciones para los sistemas de velocidad variable, que permiten una disminución en las cargas y un mayor aprovechamiento de la energía contenida en el viento –especialmente para bajas velocidades de viento–, así como una disminución en el ruido aerodinámico producido por la aeroturbina. Para esta aplicación, los generadores síncronos y generadores de inducción de rotor bobinado con doble alimentación presentan ventajas significativas con respecto a los generadores asíncronos de jaula convencionales. Las configuraciones tradicionalmente utilizadas son:

Generador de inducción

Red

Caja engranajes

Gráfica 4.2. Generador de inducción en jaula de ardilla.

Generador de inducción de rotor bobinado Red

Caja engranajes

Control de resistencia variable con convertidor

Compensador de reactiva

Gráfica 4.3. Generación de inducción bobinado.

–135–

Generador de inducción doblemente alimentado Red

Caja engranajes

AC

DC

DC

AC

Qreac

Pact

Gráfica 4.4. Generación de inducción doblemente alimentado.

La utilización de un generador de inducción doblemente alimentado permite que tan solo en torno a un 30% de la energía generada tenga que pasar a través del convertidor de frecuencia, reduciendo el coste del mismo frente a una solución de transmisión directa con generadores síncronos, que exige la utilización de convertidores “full converter” para transformar el 100% de la energía generada. Sin embargo, presentan inconvenientes como la menor eficiencia a carga parcial, su peor comportamiento ante huecos de tensión y la necesidad de mantenimiento de anillos rozantes y elementos del rotor. La mayor revolución en el desarrollo tecnológico del sistema eléctrico fue la aparición de aerogeneradores sin caja de multiplicación, con generadores síncronos multipolo, introducida por el fabricante Enercon en 1992 en el aerogenerador E-40 de 500 kW nominales. DC

AC

Red AC

Generador sincrono multipolos

DC

DC

AC

Pact Qreac

Gráfica 4.5. Generador síncrono con transmisión directa.

–136–

4. La tecnología

Otra opción que se ha desarrollado en los últimos años son los generadores de imanes permanentes (ya utilizados con anterioridad en los pequeños aerogeneradores). Generador sincrono de imanes permanentes

AC

DC

Red

DC AC

Pact

Qreac

Gráfica 4.6. Transmisión directa con generadores de imanes permanentes.

4.3.4. Sistema de regulación y control Como ya se comentó en el subcapítulo 3.4, por razones de optimización del coste de generación, en los actuales aerogeneradores se utilizan sistemas de regulación de la potencia, para mantener el funcionamiento a potencia nominal entre la velocidad nominal y la velocidad de corte. La potencia generada por los aerogeneradores de eje horizontal se regula esencialmente por dos métodos: control por pérdida aerodinámica y control por cambio de paso. El sistema de control por pérdida aerodinámica fue ampliamente utilizado en los primeros aerogeneradores. Existe la posibilidad de que se presenten inestabilidades o vibraciones en el sentido perpendicular a la envergadura de la pala y al disco de rotación (sentido de abatimiento flap), lo cual se ha podido detectar en algunos ensayos. El sistema de control por cambio de paso (variación del ángulo de referencia de la pala), permite una extracción óptima en un amplio margen de velocidades de viento, permitiendo contar, además, con un sistema de seguridad contra vientos altos, mientras que con control por pérdida aerodinámica son necesarios dispositivos de frenado adicionales, tales como aerofrenos. Por otro lado, los sistemas de control por cambio de paso llevan asociadas complejas partes móviles, con el consiguiente riesgo de fallos y mayores necesidades de mantenimiento. Ambas soluciones son utilizadas en los aerogeneradores actuales. Hoy en día se utilizan sistemas de control de potencia mediante pérdida aerodinámica activa, que consiste en hacer girar la pala para aumentar el ángulo de paso con el fin de hacer entrar en pérdida de forma controlada. –137–

En cuanto a las diferentes estrategias de control, los actuales diseños presentan las siguientes alternativas: velocidad constante/control por pérdida aerodinámica, pequeñas variaciones en la velocidad de giro/cambio de paso en toda la pala y velocidad variable/cambio de paso en toda la pala.

4.4. Situación actual del mercado tecnológico. Tecnologías disponibles El siguiente gráfico presenta la distribución porcentual (%) del mercado de aerogeneradores en el 2010 entre los diez principales fabricantes del sector [2].

20,9

Resto de fabricantes

4,2

United Power (China)

5,9

Siemens (Dinamarca) Gamesa (España)

6,6

Dongfang (China)

6,7 6,9

Suzlon (India)

7,2

Enercon (Alemania) Goldwind (China)

9,5

Ge Wind (EEUU)

9,6 11,1

Sinovel (China)

14,8

Vestas (Dinamrca) 0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

Gráfica 4.7. Distribución del mercado mundial en 2010 por fabricantes. Fuente: Elaboración propia a partir de datos de BTM Consult ApS.

En la actualidad conviven diferentes tecnologías en el mercado. El aerogenerador de tres palas regulado por cambio de paso y con velocidad semivariable es la opción mayoritaria en el mercado actual. El aerogenerador tripala con regulación por pérdida aerodinámica, o pérdida aerodinámica activa, sigue siendo una opción de mercado, sobre todo en el sector de aerogeneradores de potencia nominal inferior al megavatio. La opción de aerogeneradores tripala, velocidad variable y cambio de paso sin caja de multiplicación (generador multipolo) representa otra de las tecnologías en uso. –138–

4. La tecnología

El tamaño unitario de los aerogeneradores empleados en las instalaciones ha ido incrementándose paulatinamente. 2.000 1.800

1.682

1.600 1.400

MW

1.200

1.235

2003

2004

2005

1.350

1.356

2006

2007

1.419

1.080

1.000 800

1.210

1.230

1.605

805

915

600 400 200 0 2000

2001

2002

2008

2009

2010

Gráfica 4.8. Tamaño medio de los aerogeneradores instalados. Fuente: Elaboración propia.

Del estudio de las instalaciones realizadas recientemente se deduce que mayoritariamente se emplean aerogeneradores entre 1,5 MW y 2,5 MW, que acumulan casi el 80% de los instalados en 2010. 0,9

79,7%

0,8

Porcentaje (%)

0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0

12,0%

3,3%

750-999 kW

1.000-1.500 kW

4,4%

0,6% 2.500 kW

Potencia nominal

Gráfica 4.9. Porcentaje de aerogeneradores instalados por sector de potencia (2010). Fuente: Elaboración propia a partir de datos de BTM Consult ApS.

–139–

Las principales ventajas de los grandes aerogeneradores es el mejor aprovechamiento del terreno y la mayor producción por metro cuadrado de área barrida debido a la mayor altura de las torres. La principal barrera es el coste específico (coste por kilovatio), que en los grandes aerogeneradores (>5 MW) es mayor. Asimismo, existe una importante limitación en cuanto al transporte e instalación, que se acentúa en terrenos de orografía compleja. No obstante, es importante remarcar que no se han detectado problemas tecnológicos que impidan el desarrollo de estos aerogeneradores de gran potencia. En la siguiente tabla se presenta una comparación entre la tecnología utilizada en las instalaciones eólicas conectadas a red, desde el inicio de la nueva etapa de desarrollo del sector eólico a principios de los años ochenta hasta el momento final de despegue en la utilización de esta tecnología veinte años más tarde. Para la comparación se han utilizado tres aerogeneradores comerciales tipo, de las tres épocas consideradas.

1980-1990 1990-2000 Inicios 2000 Relación 2000/1980 Potencia nominal (kW)

55

225

850

15,45

Diámetro de rotor (m)

15

27

52

3,47

Área barrida

(m2)

177 573 2.124 12,02

Altura de torre (m)

20

30

50

2,5

Producción anual (MWh)

110

520

2.550

23,8

Producción/área barrida (kWh/m2) 621

907

1.200

1,93

Peso total (T)

10,8

Peso góndola/área barrida

12

80

6,67

67,9 39,8 21,3 0,49 (kg/m2) Tabla 4.2. Evolución tecnológica 1980-2000. Fuente: Elaboración propia.

–140–

4. La tecnología

De la tabla anterior se deduce que no solo el tamaño unitario se fue incrementado en el proceso de desarrollo, sino que se produjo una mejora muy importante en otros aspectos específicos. Así, por ejemplo, los rendimientos de producción prácticamente se duplicaron, pasando de una producción específica en torno a los 600 kWh/año por metro cuadrado de área del rotor, a valores superiores a los 1.000 kWh/año (valores calculados para un emplazamiento eólico típico). Por otro lado, se observa una importante disminución de los pesos específicos de los aerogeneradores, pasando de los 68 kg/m 2 en los utilizados a principios de la década de los ochenta, a valores de unos 22 kg/m 2. Estas mejoras fueron posibles debido a la optimización de los nuevos diseños y a la utilización masiva de materiales avanzados en su fabricación, esencialmente los materiales compuestos. Respecto a las opciones tecnológicas desarrolladas, la tabla siguiente muestra la evolución en el tiempo de las tecnologías principales utilizadas por los fabricantes. Se puede constatar que ha existido una clara migración desde los conceptos utilizados en los primeros aerogeneradores, que se correspondían esencialmente con el modelo danés –aerogenerador tripala a barlovento de velocidad de rotación constante, con caja de multiplicación y generador de inducción en jaula de ardilla y con regulación de potencia por pérdida aerodinámica–, a las opciones actuales más empleadas, que se decantan por aerogeneradores tripalas a barlovento, con o sin caja de multiplicación, con velocidad de giro variable y con regulación de potencia mayoritariamente mediante cambio de paso de las palas.

Regulación por pérdida aerodinámica

* *

Regulación por pérdida activa Velocidad fija

*



* * *

Velocidad limitada variable Caja de multiplicación

*

* * * * * *

Cambio de paso

* * * *

Velocidad variable

* *

Sin caja de multiplicación

Evolución temporal Tabla 4.3. Evolución de la tecnología. Fuente: EWEA. Wind Energy: The facts.

–141–

*

La tecnología eólica continúa experimentando un desarrollo tecnológico muy importante en los últimos años, dirigido esencialmente hacia la reducción de costes –tanto los específicos del aerogenerador como los de instalación, operación y mantenimiento–, y también, hacia un incremento de la fiabilidad de los aerogeneradores. En la siguiente tabla se presenta un listado de los modelos de aerogeneradores comerciales de potencia superior a 1 MW, de los principales fabricantes del sector eólico.

Fabricante ACCIONA

ALSTOM

DONGFANG

ENERCON

GAMESA

GE WIND

GOLDWIND

NORDEX

REPOWER



Aerogenerador

Potencia nominal

Diámetro (m)

AW77/70

1500



3000

100/109/116 74/80/86

AW 3000

70/77/82



1,67 MW

1670



2,0 MW

2000

80



3,0 MW

3000

100/110



DEC 1,5 MW

1500

70/77



DEC 2,5 MW

2500

90/100



E82-2,0 MW

2000

82



E70-2,3 MW

2300

71



E82-3,0 MW

2300

82



E101-3,0 MW

3000

82



E126-7,5 MW

3000

101

G9X-2,0

2000

80/90/100

G10X-4,5

4500

128



1,5 MW Series

1500

77



1,5 MW Series

1600

82,5 100/103



2,5 MW Series

2500



2,5 MW Series

2750

100/113



GW 1500

1500

70/77/80



GW 2500

2500

100

N77/82

1500

N117

2400

117

N80/90/100

2500

80/90/100

MM100

1800

100

MM82/92

2050

82/92,5

3.2M114

3200

114

3400

104



3.4M 104

5M/6M

5000/6150

–142–

77/82

126

4. La tecnología

SIEMENS

SINOVEL

SUZLON

UNITED POWER

VESTAS

SWT-2.3-113

2300

113

SWT-2.3-82

2300

82,4

SWT-2.3-93/101

2300

93/101

SWT-3.0-101

3000

101

SWT3.6-107

3600

107

SL-1500

1500

70/77/82

SL-3000

3000

90/100/105/113

SL-5000

5000



S64/66-1,25 MW

1250

64/66



S82-1,5 MW

1500

82



S88- 2,1 MW

2100

88



S88 DFIG 2,25 MW

2250

128

88

UP/1500

1500

72/88/86

V82

1650

82

V100-1,8MW

1800

90

V80

2000

80



V90-1,8/2,0/3,0 MW

1800/2000/3000

90

V100-2,6MW

2600

100

V112-3,0MW

3000

112

Tabla 4.4. Aerogeneradores comerciales de los principales fabricantes (2010). Fuente: Elaboración propia.

La totalidad de los aerogeneradores son tripalas de eje horizontal. Se constata que la regulación de potencia mediante el sistema de cambio del ángulo de paso de la pala es la opción mayoritaria, si bien aún perdura la regulación por pérdida aerodinámica activa (Nordex, Siemens y Vestas). Muchos de los aerogeneradores montan generador de inducción doblemente alimentado (Gamesa, Vestas, Dongfang, Acciona) y otros utilizan generadores de imanes permanentes sin caja de multiplicación (Vestas, Siemens, Goldwind).

–143–

Ilustración 4.15. Aerogeneradores de Gamesa Eólica. Fuente: Gamesa Eólica.

• VESTAS WIND SYSTEMS A/S (Dinamarca). Principal fabricante de aerogeneradores del mundo con 30 años de experiencia (primer aerogenerador instalado en 1976), centra su actividad en el desarrollo de tecnología, fabricación, venta, montaje y mantenimiento de aerogeneradores dando empleo a más de 20.000 personas. Ha instalado 42.000 aerogeneradores en 65 países por todo el mundo, con una cartera actual de productos en el mercado desde V52-850kW hasta V112-3,0MW. Los aerogeneradores con mayor demanda son V80 y V90. Vestas dispone de plantas de fabricación en Europa, Estados Unidos y Asia, así como delegaciones comerciales en Oceanía, Brasil y Argentina.

–144–

4. La tecnología

• GAMESA (España). Con una plantilla superior a los 7.262 trabajadores (2010) y más de 15 años de experiencia, es uno de los principales fabricantes internacionales de aerogeneradores del mundo (unos 21.000 MW) y líder en España en el sector de la fabricación, venta e instalación de turbinas eólicas. Situada en España, China, India y Estados Unidos dispone de una estrategia de internalización de componentes fabricando palas, generadores, multiplicadoras, convertidores y torres. Su cartera actual de productos en el mercado va desde los 850 kW a los 4,5 MW. Gamesa ha suministrado aerogeneradores en 30 países.

MW acumulados instalados

2006 2007 2008 2009 2010

MW vendidos en 2010 Total: 2.405 MW

28% China

9.845 12.849

29% Europa

16.016 18.247 20.834

28% EEUU 8% India

7% Resto del mundo

Gráfica 4.10. Instalaciones de Gamesa acumuladas y en 2010. Fuente: Informe anual 2010.

Para el mercado eólico marino, en la actualidad están desarrollando dos aerogeneradores, el G11X de 5 MW y el G14X de 6-7 MW. • ACCIONA WIND POWER (España). AWP, que pertenece al grupo Acciona, diseña y fabrica aerogeneradores AW-1500 y AW-3000 de 1,5 y 3 MW. Con una experiencia cercana a los diez años, ha instalado más de 2.300 aerogeneradores de diferentes tecnologías en 12 países. Dispone de plantas de fabricación en España y en Estados Unidos. Esta empresa inició en 2008 la fabricación de palas de aerogeneradores con diseño propio. –145–

Ilustración 4.16. Aerogenerador AW-1500. Fuente: Acciona Energía.

• ALSTOM ECOTECNIA (España). Ecotecnia inició su actividad en los años 70, siendo una de las empresas pioneras en el sector eólico español. Fue adquirida en 2007 por el grupo francés Alstom. Su cartera de producto va desde 1,67 MW a 3 MW. En la actualidad se encuentra desarrollando un aerogenerador de 6 MW para su utilización en plantas eólicas marinas. Alstom-Ecotecnia ha instalado más de 2.100 aerogeneradores, con una potencia total superior a los 2.700 MW. La empresa dispone de plantas de fabricación en España dando empleo a más de 750 trabajadores. • SINOVEL WIND Co. Ltd (República Popular China). Es el principal fabricante de aerogeneradores en China, con un importante crecimiento en 2010 que le ha permitido pasar de la séptima a la segunda posición. Con sede principal en Pekín, dispone de plantas de fabricación distribuidas en todo el país. Su principal producto es el aerogenerador FS 1,5 MW, pero dispone de aerogeneradores de 3 MW y 5 MW. –146–

4. La tecnología

Ilustración 4.17. Aerogenerador ALSTOM ECOTECNIA de 6 MW. Fuente: www.power.alstom.com

• GE ENERGY (Estados Unidos). Ha ocupado la tercera posición como suministrador de aerogeneradores en el ejercicio 2010. Dispone de plantas de producción en Estados Unidos, Canadá, Alemania, China e India. La cartera actual de productos en el mercado va desde el modelo de 1,5 kW hasta 3,6 MW. Su modelo 1,5 MW ha sido la máquina más vendida en el mundo con más de 10.000 unidades repartidas por 19 países. El modelo de 3,6 MW fue instalado en 2002 (primer prototipo) y se convirtió en la primera máquina comercial por encima de los 3 MW, representando un hito del sector off-shore. GE Energy inició en 2008 la fabricación seriada de su aerogenerador de 2,5 MW en su planta de Alemania para abastecer al mercado europeo con una producción estimada de 1.800 unidades/año. • GOLDWIND (República Popular China). Ocuparon la cuarta posición en ventas en el 2010. Sus máquinas están especialmente diseñadas para climas extremos. Su cartera de productos incluye aerogeneradores de 600 kW, 750 kW, 800 kW 1,5 MW y 2,5 MW. –147–

• ENERCON GmbH (Alemania). Con más de 20 años de experiencia ha sido pionero en el desarrollo de innovaciones tecnológicas en el sector eólico. Actualmente dispone de más de 17.000 aerogeneradores instalados en 30 países. Se encuentra presente en los principales mercados con fabricación en Brasil, India, Portugal, Suecia y Turquia y delegaciones comerciales en más de 15 países. Dispone del mayor prototipo existente actualmente, el E-126.6 de 7,5 MW, instalado en Alemania en diciembre de 2010. • SUZLON ENERGY (India). Inició su actividad en el sector eólico en 1995 con un importante crecimiento en cuota de mercado en los últimos años. Su cartera actual de productos va desde los 350 kW a los 2,25 MW con versiones adaptadas a condiciones climatológicas adversas. Suzlon es líder indiscutible en la fabricación de aerogeneradores en la India y ocupó el sexto lugar en el ranking mundial de ventas de aerogeneradores en 2010. En 2006 adquirió uno de los principales fabricantes de multiplicadoras, Hansen Transmission, con base en Europa. En 2007, Suzlon adquirió el 66% de la empresa alemana Repower y, en 2008, llegó a un acuerdo para la adquisición de la filial portuguesa de Martifer. • DONGFANG STEAM TURBINE Co. Ltd (República Popular China). Es el tercer fabricante de aerogeneradores de origen chino y dispone de una licencia de Repower para fabricar máquinas de 1,5 MW. En la actualidad se encuentra desarrollando, con AMSC Windtec, aerogeneradores de 3,0 MW y 5,0 MW, con previsión de iniciar la fabricación en 2011. • SIEMENS WIND POWER -BONUS (Dinamarca).m Siemens adquirió la empresa Bonus, que era el fabricante de origen danés con mayor antigüedad en el mercado de aerogeneradores. Habiendo iniciado sus actividades comerciales en 1979, la empresa ha fabricado más de 9.400 unidades. Su cartera actual de productos en el mercado va desde 1 MW a los 2,3 MW y recientemente ha puesto a la venta un aerogenerador de 3,6 MW. Es el principal suministrador de aerogeneradores marinos. En la actualidad, se encuentra desarrollando un aerogenerador de 6 MW sin caja de multiplicación, para plantas eólicas marinas.

–148–

4. La tecnología

4.5. Situación de desarrollo tecnológico de la eólica marina Tanto la tecnología de los sistemas eólicos como la de las plataformas marinas para diferentes aplicaciones han alcanzado un gran desarrollo en los últimos años. La integración de ambas tecnologías requiere aún tiempo y experiencia a partir de la instalación, operación y funcionamiento de las primeras plantas en operación. Desde que se estableció, en 1992, la primera planta eólica marina (PEM) de demostración hasta el momento actual, se ha realizado un proceso de desarrollo tecnológico basado fundamentalmente en la adecuación al entorno marino de la tecnología de aerogeneradores existente, pero sin haber realizado importantes desarrollos tecnológicos específicos para el sector. Es absolutamente necesario el desarrollo de nuevos conceptos tecnológicos más adecuados para este tipo de instalaciones, que permitan facilitar las tareas de transporte e instalación, minimizar los tiempos y costes de O&M, aumentar la fiabilidad de los mismos, y maximizar la producción energética, lo que debe contribuir a reducir los costes finales de generación.

4.5.1. Estructuras de soporte Uno de los aspectos principales en el desarrollo de las PEM se centra en conseguir estructuras de soporte fiables y económicamente competitivas. Las estructuras de soporte marinas para otras aplicaciones ha tenido un elevado grado de desarrollo impulsado principalmente por el sector petrolífero. A pesar de los avances realizados en el sector petrolífero, las condiciones de diseño, el tamaño y peso de la instalación, las cargas en operación, los requisitos de coste y las características peculiares de las explotaciones eólicas, hacen necesario disponer de estructuras específicamente diseñadas para la utilización en PEM.

–149–

Conjunto rotor-góndola

Torre

Torre Estructura soporte

Plataforma

Nivel del agua Subestructura

Subestructura

Pilote

Fondo marino Pilote

Cimentación

Ilustración 4.18. Estructuras de soporte de un aerogenerador marino. Fuente: IEC standard 61400/3.

Dentro del sector eólico marino, en función de la batimetría del emplazamiento se consideran los siguientes tipos de aguas: aguas someras (0-30 m), aguas medias (30-50 m) y aguas profundas (> 50 m). –150–

4. La tecnología

Ilustración 4.19. Definición de tipos de aguas de acuerdo con la profundidad. Fuente: NREL.

Casi todas las instalaciones actualmente en operación se han ubicado en áreas con profundidades inferiores a los 20 m y distancias a la costa menores de 15 km. La gráfica siguiente muestra la profundidad media de las PEM instaladas en 2009, donde se aprecia que la mayoría se encuentran en aguas de menos de 10 m de profundidad. –151–

30

20 15 10

Storebaelt/ Spr ogo

Gunfleet Sands

Robin Rigg

G sslingegr und

Horns Rev

0

Rhyl Flats

5

Alpha Ventus

Average water depth in m

25

Gráfica 4.11. Profundidad media (m) de las PEM instaladas en 2009. Fuente: The European Offshore Wind Industry, EWEA.

Las instalaciones actuales se están situando en emplazamientos cercanos a la costa como se refleja en la gráfica siguiente, si bien en Alemania ya existen PEM con permiso aprobado en emplazamientos que se hallan a más de 100 km de la costa. 50

30

20

Storebaelt/ Spr ogo

Gunfleet Sands

Robin Rigg

Rhyl Flats

G sslingegr und

Hywind

0

Alpha Ventus

10

Horns Rev

Average distance to shore in km

40

Gráfica 4.12. Distancia media a la costa (km) de las PEM instaladas en 2009. Fuente: The European Offshore Wind Industry, EWEA.

–152–

4. La tecnología

Podemos clasificar las estructuras soporte para instalaciones eólicas marinas en: • FIJAS, enclavadas en el lecho marino: • Monopilotes • Estructuras por gravedad • Trípodes • Jackets • FLOTANTES, que mantienen la posición con sistemas de anclaje: • Flotante estabilizado con amarre • Boya lastrada con amarre • Semisumergible con cables tensionados de amarre

Ilustración 4.20. Estado de desarrollo tecnológico de la eólica marina. Fuente: NREL.

–153–

La elección de la solución estructural más adecuada depende de la batimetría y de las condiciones medioambientales del emplazamiento, así como de las cargas que deberá soportar la estructura. La tecnología actual se ha desarrollado fundamentalmente para aguas someras con instalaciones fijas. La de mayor profundidad (50 m) es el proyecto Beatrice en el Reino Unido. Las estructuras flotantes se diseñan para operar en aguas profundas donde los sistemas fijos son extremadamente costosos y muy difíciles de instalar. Existe una primera instalación flotante realizada en Noruega en el año 2009, el proyecto Hywind de la empresa Statoil.

Ilustración 4.21. Proyecto Hywind de Statoil (Noruega). Fuente: www.statoil.com.

La gráfica siguiente muestra que la opción más empleada por la mayoría de las instalaciones de PEM hasta 2009 han sido las estructuras soporte fijas con monopilotes [5]. –154–

4. La tecnología

Flotante 0,8% Jacket 2% Desconocido 0,7%

Trípode 0,8% Soporte por gravedad 23,1%

Monopilote 65,2%

Gráfica 4.13. Distribución según tipo de cimentación de la PEM (diciembre 2009). Fuente: The European Offshore Wind Industry, EWEA.

4.5.1.1 Monopilotes El monopilote es el sistema más empleado y el más económico para instalaciones en aguas someras, si bien requiere características específicas del lecho marino que permitan su instalación. Se trata de estructuras tubulares de acero de gran diámetro (pueden alcanzar los 5,5 m) que se enclavan en el fondo marino (hasta 40 m de profundidad de encastre). El enclavamiento se realiza mediante martillos hidráulicos, si bien en algún caso es preciso efectuar taladrado del suelo.

Ilustración 4.22. Estructura monopilote. Fuente: Archivo.

–155–

4.5.1.2. Estructuras por gravedad (Gravity Based Structures – GBS) Son estructuras que se depositan sobre el lecho marino (sin estar enclavadas) y soportan las cargas debido al elevado peso de las mismas. Requieren fondos planos y son relativamente fáciles de instalar. Suelen ser estructuras de hormigón que se lastran con piedras o grava.

Ilustración 4.23. Estructura soporte por gravedad. Fuente: Archivo.

Ilustración 4.24. Trípode. Fuente: Archivo.

–156–

4. La tecnología

4.5.1.3. Jackets El sistema tipo jacket proviene de la industria del petróleo. Consiste en una estructura con tres o cuatro patas enclavadas en el fondo unidas a otra estructura normalmente del tipo de celosía.

Ilustración 4.25. Jacket. Fuente: Archivo.

En la figura siguiente se muestran los principales tipos de estructuras flotantes:

Ilustración 4.26. Estructuras soporte flotantes. Fuente: NREL.

–157–

4.5.1.4. Flotante estabilizado con amarre

Soportes Flotantes Estabilizados

Ilustración 4.27. Estructuras flotantes estabilizadas con amarre. Fuente: Archivo.

Este tipo de estructura está conformada por un gran depósito flotante sobre el que se instala el aerogenerador. El depósito va amarrado al fondo marino mediante anclajes con cables o cadenas. Son fáciles de transportar e instalar, siendo su principal inconveniente la inestabilidad en condiciones adversas, lo que da lugar a elevadas cargas cuando existen fuertes vientos y oleaje. 4.5.1.5. Boya lastrada con amarre La boya normalmente es de forma cilíndrica de gran longitud. La estabilidad se consigue mediante lastre situado en la parte inferior (tipo «tentetieso»). El sistema de amarre suele ser mediante cadenas o cables enclavados en el fondo y conectados con el tubo soporte. –158–

4. La tecnología

Soporte Flotante Lastrado

Ilustración 4.28. Boyas lastradas con amarre.

Son asimismo fáciles de transportar e instalar, estando limitadas a aguas de profundidades superiores a los 100 m debido a la elevada longitud del tubo soporte.

4.5.1.6. Semisumergible con cables tensionados de amarre (Tension Leg Platforms – TLP). Este tipo de estructura flotante es la más estable de las existentes. La boya está amarrada al fondo marino mediante cables tensionados quedando semisumergida, por lo que la afección de las olas es menor. El principal inconveniente radica en que la realización de los enclaves es costosa y de gran dificultad debido a los fuertes requerimientos de tener que soportar los cables elevadas fuerzas de tracción. –159–

Soportes Flotantes Amarrados

Ilustración 4.29. Estructuras semisumergibles con cables tensionados de amarre.

Ilustración 4.30. BlueH Project. Fuente: www.bluehgroup.com

–160–

4. La tecnología

La gráfica siguiente muestra resultados comparativos del coste de diferentes tipos de estructuras soporte en función de las características batimétricas del emplazamiento [7].

Gráfica 4.14. Costes de las estructuras soporte en función de la profundidad de las aguas. Fuente: NREL.

4.5.2. Aerogeneradores marinos Como se ha comentado anteriormente, el proceso de desarrollo tecnológico en el ámbito de la energía eólica marina se ha basado fundamentalmente en adecuar al entorno propio la tecnología de aerogeneradores existente, sin atender a la especificidad del sector. Los problemas experimentados en las instalaciones en operación, junto con los resultados obtenidos en proyectos de I+D, identifican la necesidad de implementar nuevos conceptos tecnológicos más adecuados para este tipo de instalaciones, que permitan minimizar los tiempos y costes de operación y mantenimiento y aumentar su fiabilidad. –161–

Es evidente que la solución óptima en cuanto a aerogeneradores marinos, es decir, la más económica dentro de las limitaciones técnicas, diferirá notablemente de las soluciones actuales para energía eólica terrestre. También es notorio que el enfoque actual supone el uso de aerogeneradores terrestres ligeramente modificados en un ambiente marino. Aún no se ha desarrollado una solución completa e integrada para la energía eólica marina. Los desarrollos realizados se han basado fundamentalmente en un escalamiento de la tecnología de los aerogeneradores existentes en el mercado terrestre acompañado de lo que se ha denominado marinización del producto, mediante el incremento de la protección de los componentes y sistemas frente a la corrosión marina. La idea del escalamiento surge como consecuencia del mayor porcentaje de la contribución en el coste total de las instalaciones marinas de la estructura soporte del aerogenerador, por lo que es aconsejable aumentar el tamaño de los aerogeneradores. Por otro lado, existen menores limitaciones para el transporte de grandes estructuras en el entorno marino. Los actuales desarrollos se encuentran en los 120 m de diámetro de rotor y 5 MW de potencia nominal y son máquinas muy pesadas, que dificultan las tareas de transporte, instalación, operación y mantenimiento. El problema surge ante el incremento del peso específico de los aerogeneradores (peso sobre la torre dividido por el área del rotor) con el tamaño del rotor, que varía próximo al cubo del diámetro. Los nuevos prototipos desarrollados presentan pesos específicos bastante superiores a los de los actuales aerogeneradores instalados en los parques eólicos terrestres, de ahí a que sean diseños más costosos y presenten problemas en las tareas de operación y mantenimiento, derivados del peso y tamaño de los diferentes componentes del aerogenerador. Solo cinco modelos diferentes se han instalado en los parques eólicos marinos en los últimos años, todos ellos con potencia nominal igual o superior a los 2 MW. Los gráficos siguientes muestran la distribución por fabricantes que han suministrado aerogeneradores para las plantas marinas en operación (datos de finales 2009) [5]. El mercado está dominado por dos empresas, Vestas y Siemens, que han suministrado casi el 90% de los aerogeneradores de las PEM.

–162–

4. La tecnología

GE 1,7%

Repower 1,9% Multibrid 1,5%

Win Wind 2,6% Otros 1,6%

Siemens 50,3% Vestas 39,6%

Enercon 0,2% Bard 0,2% Nordex 0,2% Gráfica 4.15. Distribución por fabricantes de la potencia acumulada en PEM (diciembre 2009). Fuente: The European Offshore Wind Industry, EWEA.

El tamaño medio de los aerogeneradores prácticamente se ha estabilizado en torno a los 3 MW en los últimos años. 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

1993

1992

1991

0,0

Gráfica 4.16. Tamaño medio de los aerogeneradores (MW) instalados en las PEM. Fuente: The European Offshore Wind Industry, EWEA.

–163–

La tabla siguiente lista los prototipos desarrollados y actualmente en desarrollo:

Fabricante Modelo

Potencia (MW)

Diámetro del rotor (m)

Fecha desarrollo

V90 3 90 Prototipo 2002 Comercial 2005-2007 VESTAS

SIEMENS

GE WIND

ENERCON

V100 2.75 100

Comercial 2007-2008

V120 4.5 120

Comercial 2008-2010



S2.3

2.3

84

Comercial 2003



S3.6

3.6

107

Comercial 2006



3.6s

3.6

104

Comercial 2004



3.6s1

3.6

111

Comercial 2006



5

5-7

Iniciado diseño

E112 4.5 112 Prototipo 2004. 8 Instalados Ensayado a 6 MW

E-126/-E127

6

126-127

Prototipo 2006

REPOWER

5M 5 126 Prototipo 2004 Comercial 2007

MULTIBRID

M5000 5 116 Prototipo 2004 Comercial 2008

BARD



BARD VM

5

122

Prototipo 2008

NORDEX



N90/2500

2.3

90

Prototipo 2006

Tabla 4.5. Prototipos de aerogeneradores para plantas eólicas marinas en desarrollo. Fuente: Elaboración propia.

En el siguiente gráfico se presentan los pesos específicos de diferentes aerogeneradores utilizados en PEM y en desarrollo dentro del sector. –164–

Peso específico grandes generadores marinos

4. La tecnología

60 50,75

50 37,64

Kg/m2

40

34,81 30,28

30

26,87

25,50

20

22,24 15,72

10

ENERCON E 112

BARD 5M -132

Repower 5M -126

MULTIBIRD 116

GE 3.6 sl -111

Siemens SWT -3.6-107

VESTAS V90

Siemens SWT -2.3-82

0

Gráfica 4.17. Peso específico de aerogeneradores para plantas eólicas marinas. Fuente: Elaboración propia.

Hay que resaltar la importante reducción del peso específico conseguida por el modelo Vestas V90, lo que es un factor fundamental para la reducción de coste del aerogenerador y de la estructura soporte. La razón del menor peso radica en la utilización de palas en fibra de carbono/madera/epoxi y el diseño integrado del tren de potencia.

4.6. Tecnología de pequeños aerogeneradores para sistemas aislados de la red A pesar de la rápida evolución de los aerogeneradores conectados a la red que está teniendo lugar, los sistemas eólicos para generación eléctrica en áreas sin acceso a la red (sistemas descentralizados en zonas rurales o instalaciones en países en vía de desarrollo) han experimentado un crecimiento mucho más lento. Las razones son

–165–

múltiples: mercados menos atractivos, desarrollos realizados por pequeñas empresas sin acceso a las sofisticadas herramientas de diseño, mayor complejidad técnica, etc. Es de resaltar que el mercado potencial de sistemas aislados es importantísimo, no solo en países en vías de desarrollo, donde se estima que hay más de 2.000 millones de personas sin acceso a la electricidad, sino también en países desarrollados.

Aerogenerador

Rectificador AC/DC

Receptores AC

Baterías

Inversor DC/AC

Gráfica 4.18. Esquema de un sistema eólico aislado. Fuente: Elaboración propia.

Los sistemas eólicos para funcionamiento aislado presentan una problemática claramente diferenciada respecto de los sistemas conectados a red. En las instalaciones aisladas hay que cubrir las necesidades de la demanda, por lo que son necesarios sistemas de acumulación y regulación. Por otro lado, desde el punto de vista técnico, en los aerogeneradores conectados a red, es la propia red, a través de la frecuencia constante, la que mantiene la velocidad de giro de los aerogeneradores, lo cual en las instalaciones aisladas hay que controlar a través de subsistemas específicamente diseñados a tal efecto. En las normas de certificación de aerogeneradores del Comité Electrotécnico Internacional (IEC), los pequeños aerogeneradores (IEC 61400-2) son caracterizados como «aeroturbinas eólicas con una superficie de captación inferior a 200 m2 para producción de electricidad». Para los aerogeneradores de eje horizontal, esto corresponde a rotores con un diámetro inferior a 16 m, lo que equivale a una potencia nominal máxima de 100 kW. –166–

4. La tecnología

La tecnología para funcionamiento aislado es diferente de la de los sistemas conectados a red. Las diferencias entre ambos tipos de aerogeneradores afectan a la práctica totalidad de los subsistemas, con especial incidencia en los sistemas eléctrico y de control, y, también, en el diseño del rotor. Es necesario un esfuerzo continuado en la puesta a punto de la tecnología existente que permita disminuir los costes de estos pequeños aerogeneradores y aumentar su fiabilidad y, también, que posibilite una mejor adaptación de los mismos a las condiciones de funcionamiento en las distintas aplicaciones aisladas posibles. El mercado de los pequeños aerogeneradores es muy prometedor. Hay un número creciente de fabricantes de pequeños aerogeneradores, y la industria de grandes aerogeneradores empieza a realizar incursiones en el nuevo sector atraída por las posibilidades del mercado. En el caso de sistemas eólicos para electrificación rural (redes locales), ya se están instalando aerogeneradores similares a los utilizados en las plantas conectadas a red en paralelo con grupos diésel.

Ilustracón 4.31. Instalación unifamiliar. Fuente: www.allwindenergy.com

–167–

Unos 200 fabricantes han sacado al mercado más de 500 modelos de pequeños aerogeneradores cuyas potencias unitarias oscilan entre 20 W y 100 kW. A continuación se presenta un análisis de las soluciones adoptadas en el diseño para cada uno de los subsistemas del aerogenerador, y las opciones más frecuentemente utilizadas en los modelos existentes en el mercado actual.

Rotor La mayor parte de los aerogeneradores presentan el eje horizontal a barlovento, si bien existen modelos comerciales de eje horizontal a sotavento, así como de eje vertical.

Ilustración 4.32. Aerogenerador de eje vertical Kliux. Fuente: www.kliux.com

Ilustración 4.33. Aerogenerador D400 (400 W)t. Fuente: www.d400.co.uk

La tecnología de los aerogeneradores de eje horizontal emplea desde rotores de dos palas hasta los de 6 palas, cubriendo todas las soluciones intermedias: 3, 4 y 5 palas. La mayoría de los modelos corresponde a aerogeneradores tripalas y bipalas, utilizándose mayor número de palas cuando la potencia nominal es inferior a 250 W. Los aerogeneradores de dos palas presentan generalmente niveles más altos de ruido aerodinámico, lo que condiciona su uso en muchas aplicaciones. El material de las palas es mayoritariamente fibra de vidrio-poliéster y, en algunos casos, madera. –168–

4. La tecnología

Ilustración 4.34. Aerogenerador TLG Windpower. Fuente: www.tlgwindpower.com

Generador La mayoría de los diseños de pequeña potencia usan conexión directa entre el rotor del aerogenerador y el generador eléctrico, sin existencia de caja de multiplicación, si bien se han localizado algunos modelos con una multiplicadora de dos etapas. En los aerogeneradores de baja potencia (< 3kW) el tipo de generador utilizado prácticamente en la totalidad de los diseños es un alternador de imanes permanentes de 4, 6, 8 o 10 polos. En el caso de aerogeneradores en el rango de los 3-30 kW, si bien hay una tendencia generalizada al uso de alternador de imanes permanentes (Bergey, Westwind, Proven, LMW), también se utiliza la opción de generadores de inducción (Australian Energy 5 kW, Wenus Inventus, Vergnet). Asimismo, existen algunos modelos con generadores de reluctancia variable (A.O.C).

Sistema de regulación de velocidad La norma UNE-EN 61400-2 [1.9] en su apartado 5 sobre protección de los aerogeneradores dice textualmente: «Deben utilizarse uno o más sistemas de protección si es necesario para mantener el aerogenerador dentro de los límites de diseño. En particular, deben existir medios disponibles para prevenir que se supere la velocidad límite de rotación de cálculo». Existe una gran variedad de soluciones utilizadas para regular la potencia y la velocidad de giro en los pequeños aerogeneradores. Entre ellas se incluyen: –169–

• Sin regulación: el aerogenerador se diseña para poder soportar las cargas que se produzcan en todas las condiciones de operación, incluidas las velocidades de giro que puedan presentarse en funcionamiento en vacío. • Regulación por desorientación: el eje del rotor esta desalineado con el plano horizontal respecto a la dirección del viento incidente. Existen distintas soluciones para que se produzca esta desorientación del rotor, si bien la más utilizada es mediante un diseño en el que el centro de empuje del rotor no queda alineado con el centro del rodamiento de orientación. • Regulación por cabeceo: es similar al anterior, pero la desalineación se produce en el plano vertical. • Regulación por cambio de paso: en este caso la solución adoptada es similar a la de los aerogeneradores más grandes, aunque la mayoría emplea sistemas de cambio de paso pasivos en los que la variación del ángulo de ataque de las palas se produce mediante sistemas centrífugos. Actualmente se ensayan soluciones en las que se eliminan los rodamientos en el encastre de las palas diseñando el cuello de la pala con baja resistencia a torsión, lo que permite que las cargas que actúan sobre la pala sean capaces de producir giro de la misma sobre su eje. • Regulación por pérdida aerodinámica: es similar a la utilizada en grandes aerogeneradores. Los sistemas más empleados son por cabeceo del aerogenerador debido al empuje, y por cambio de paso centrífugo y eléctrico. El punto clave en los pequeños aerogeneradores es conseguir una regulación adecuada mediante sistemas pasivos, puesto que las soluciones con mecanismos activos de paso variable, similar a los empleados en los aerogeneradores de mayor tamaño, dan lugar a diseños más complejos, y por tanto, más caros y con mayor labor de mantenimiento. En cuanto al sistema de frenado, el apartado 5 de la norma UNE-EN 61400-2 sobre protección de los aerogeneradores se dice textualmente: «El fabricante deberá precisar un procedimiento seguro para detener el aerogenerador». Asimismo, define freno como «mecanismo capaz de reducir la velocidad del rotor o detener la rotación». Existe una cierta indefinición, pues se ha encontrado frecuentemente en la documentación técnica descriptiva de los aerogeneradores, que los fabricantes indican el sistema de control de velocidad como sistema de frenado, lo que de acuerdo con la definición de la norma resultaría correcto, pero que no sería suficiente para detener el aerogenerador en todas las condiciones de funcionamiento.

–170–

4. La tecnología

En los aerogeneradores que tienen un único sistema de frenado, la solución mayoritaria es mediante cortocircuito del generador eléctrico. En el caso de tener dos sistemas de frenado, el principal es el freno mecánico o aerodinámico mediante posicionamiento de las palas en la posición de bandera. Para el sistema secundario se utiliza freno mecánico, aerodinámico o por cortocircuito del generador eléctrico dependiendo fundamentalmente de la solución utilizada para el sistema de frenado principal.

Sistema de orientación El sistema de orientación más utilizado para los aerogeneradores de eje horizontal a barlovento es por veleta de cola. El timón veleta de orientación utilizado es, indistintamente, recto o elevado, con el fin de disminuir la acción de la estela del rotor sobre el timón.

Ilustración 4.36. Aerogenerador a sotavento. Fuente: www.turbotricity.com

Ilustración 4.35. AEOLOS 500 W. Fuente: www.tehnosat.ro

En los aerogeneradores a sotavento la orientación se produce por la acción del viento sobre el rotor, si bien aparecen inestabilidades difíciles de controlar.

–171–

Torre soporte Respecto al tipo de torre encontramos una amplia dispersión, usándose torres atirantadas o autoportantes, tubulares y de celosía. Es práctica habitual que el fabricante oferte distintos tipos de acuerdo a las características del emplazamiento. Lo mismo ocurre respecto a la altura de la torre. Así, es posible encontrar casos en los que el mismo modelo se ofrece con torres de 6, 8, 12, 18, 24, 30 y 40 metros.

Ilustración 4.37. Aerogenerador Fortis WT. Fuente: www.fortiswindenergy.com

Ilustración 4.38. Aerogenerador Bornay 6 kW. Fuente: www.bornay.com

Como conclusión, el aerogenerador tipo de pequeña potencia tendría las siguientes características: eje horizontal, tripala a barlovento, con un generador síncrono de imanes permanentes, orientado por timón de cola y con regulación de la velocidad mediante cabeceo. Dispondría de sistema redundante de frenado, siendo uno de los sistemas un freno mecánico. El aerogenerador se ofrecería con diferentes tipos y alturas de torre. Los principales fabricantes nacionales de pequeños aerogeneradores son: • J. BORNAY es una de las empresas nacionales pioneras en la producción de pequeños aerogeneradores. En la actualidad fabrica y comercializa aerogeneradores desde 800 W a 6 kW para cubrir las necesidades de todo tipo de consumos, desde repetidores de telecomunicaciones, pequeñas granjas o viviendas de uso habitual

–172–

4. La tecnología

La mayor parte de los aerogeneradores Bornay montan palas fabricadas con fibra de vidrio-fibra de carbono y llevan alternadores trifásicos de imanes de neodimio. El sistema de regulación de potencia es mediante cabeceo del rotor. • SOLENER comercializa aerogeneradores de diseño propio, y en la actualidad dispone de cinco modelos, desde 300 W a 15 kW. • SONKYO ENERGY es una empresa ubicada en Santander que fabrica los aerogeneradores Windspot con modelos desde 1,5 kW hasta 15 kW.

–173–

Referencias 1. Long-Term Research and Development Needs for Wind Energy for the time frame 2000 to 2020.



IEA 2001

2. Principios de conversión de la energía eólica. CIEMAT 2010 3. World Market Update 2010. Forecast 2011-2015. 2011 BTM Consult ApS 4. Wind Energy – The Facts. European Wind Energy Association (EWEA). 2011 5. The European Offshore Wind Industry. EWEA 2009. 6. Wind in our Sails. EWEA 2011

–174–

5. La red y el almacenamiento

5 La red y el almacenamiento En los últimos tiempos se están incorporando al sistema eléctrico nuevas fuentes de producción de energía, conocidas como no convencionales, como es la energía eólica. El impacto de la generación no convencional sobre el sistema eléctrico es muy importante y será mucho más relevante en un futuro, a medida que se incremente la penetración de las fuentes no convencionales en el sistema. A nivel nacional, estas energías quedan englobadas dentro del régimen especial y dadas sus características técnicas, han requerido que las compañías eléctricas estén realizando diversas acciones para evaluar su influencia sobre la red eléctrica. La interacción de un generador eólico con la red eléctrica engloba: • Los efectos del generador sobre la red eléctrica.

• Cómo afectan las perturbaciones de la red en los generadores eólicos.

–175–

Idealmente, un generador convencional genera una potencia activa y reactiva regulable. En una central de generación convencional, la potencia activa es en un principio igual a la planificada. Esta consigna se modifica según la frecuencia de la red (regulación primaria). Por su parte, la potencia reactiva se regula para obtener una tensión en bornes constante. En cambio, en la mayor parte de las centrales de energía renovable no se tiene control de la energía generada. En el caso de un generador eólico, la energía generada no es constante, porque la energía depende de la velocidad del viento, que es fluctuante (turbulencias, rachas...). Ante este hecho existen dos posibles soluciones que pueden adoptarse: – Incrementar la capacidad de importación / exportación de energía (esta opción no es factible a corto plazo). – Mejorar la tecnología de los parques eólicos y aerogeneradores para reducir el impacto en la integración de red.

5.1. La conexión de los parques eólicos a la red eléctrica Las turbinas eólicas que operan en sistemas eléctricos de potencia se deben equipar con los dispositivos y sistemas pertinentes. El esquema eléctrico general de las turbinas eólicas consiste en tres secciones principales: • Sección del generador. • Sección de BT (baja tensión). • Secciones del transformador elevador MT/BT (media / baja tensión).

5.1.1. Estructuras para la conexión de un parque eólico a la red Existen varias estructuras para la conexión de un parque eólico a la red superior, aunque la conexión tradicional es a una red de media tensión mediante un transformador de acoplamiento. A continuación se citan las estructuras más comunes:

–176–

5. La red y el almacenamiento

Aerogeneradores con máquina de inducción doblemente alimentada y red de media tensión. Esta estructura es muy común ya que los aerogeneradores se conectan a la red en forma modular.

Parque A Generador de inducción doblemente alimentado

Multiplicadora

Multiplicadora

AC

AC

DC

DC

Red eléctrica de corriente alterna

DC

DC

AC

AC

Gráfica 5.1. Conexión de máquina de inducción doblemente alimentada a media tensión. Fuente: Elaboración propia.

Aerogeneradores con máquina de inducción y compensación de reactiva centralizado Esta estructura es también muy común en parques eólicos con máquinas de inducción de velocidad fija. La compensación de energía reactiva es centralizada e incluye la compensación de la reactiva generada por el transformador de interconexión. También existe la posibilidad de una combinación entre compensación individual y centralizada. –177–

Parque B Generador de inducción

Red eléctrica de corriente alterna

Multiplicadora

ASVC STATCOM Compensador de reactiva

Multiplicadora

Gráfica 5.2. Conexión de máquina de inducción con compensación de reactiva centralizado. Fuente: Elaboración propia.

Aerogeneradores con control de velocidad individual a través de una red interna de continua La estructura de la figura es aplicable a conceptos de turbinas con convertidor, con la diferencia de que las salidas de los aerogeneradores se rectifican y están conectados a una red de continua a un ondulador centralizado. Se utiliza dicha estructura más para potencias elevadas y en instalaciones off-shore.

–178–

5. La red y el almacenamiento

Parque C Generador de inducción

Red eléctrica de corriente alterna

Red eléctrica de corriente contínua AC

DC

DC

AC

P1

Multiplicadora

AC

DC

P2

Multiplicadora

Gráfica 5.3. Conexión de aerogeneradores con control de velocidad a través de una red interna de continua. Fuente: Elaboración propia.

Aerogeneradores sin control de velocidad individual con una red interna de continua Esta estructura es aplicable a conceptos de turbinas con convertidor, con la diferencia de que las salidas de los aerogeneradores están unidas con una red de media tensión. A la salida de dicha red se encuentra un rectificador centralizado y se transmite la energía eólica a través de una red de continua a un ondulador centralizado. Puesto que todos los aerogeneradores están conectados a la misma red de media tensión, el control de velocidad no es posible. Se utiliza dicha estructura más para potencias elevadas y en instalaciones off-shore. Parque D Generador de inducción AC

Red eléctrica de corriente contínua DC

DC

Red eléctrica de corriente alterna AC

Multiplicadora

Multiplicadora

Gráfica 5.4. Conexión de aerogeneradores de velocidad constante con una red interna de continua. Fuente: Elaboración propia.

–179–

5.1.2. Requerimientos técnicos de conexión Al establecer las condiciones de conexión a la red pública se tienen en cuenta su tensión nominal y de funcionamiento, la potencia máxima de cortocircuito admisible, la capacidad de transporte de las líneas, etc., fijándose las condiciones específicas de funcionamiento e interconexión según las características de la central a conectar. Estas condiciones son limitaciones en las perturbaciones que pueda transmitir el sistema eólico a la red y especificaciones para el comportamiento del parque eólico tanto en situación normal como ante perturbaciones provenientes de la red eléctrica. En concreto, se describen a continuación las condiciones técnicas para generación en régimen especial y los procedimientos de operación del sistema (publicados en el Boletín Oficial del Estado mediante resolución ministerial) aplicables a nivel nacional. 5.1.2.1. Requerimientos técnicos para la conexión de generación eólica Red Eléctrica Española (REE) establece una serie de condiciones técnicas para productores de energía eléctrica en régimen especial conectados a la red de transporte (220 y 400 kV), clasificados como no gestionables (unidades de producción en régimen especial como eólicas, solares, etc.). Información para solicitar el acceso a la red Las condiciones de acceso a la red de productores de energía no gestionable son similares a las de régimen ordinario. El titular de la instalación debe facilitar a REE una determinada información, independientemente de si la instalación se conecta a la red de transporte o la red de distribución. Cumplimiento de los procedimientos de operación y de las condiciones técnicas de conexión Además de la información anterior, se exige el cumplimiento de los procedimientos de operación (P. O.), los cuales establecen los requisitos y condiciones necesarias para la solicitud de acceso y las relaciones con los requisitos mínimos de diseño y equipamiento de red de transporte. De igual forma, es necesario cumplir las condiciones técnicas de conexión

–180–

5. La red y el almacenamiento

de la empresa transportista (distribuidora) a la cual se realiza la conexión. A continuación se resumen las condiciones de respuesta del sistema tanto en régimen estacionario como en dinámico. 5.1.2.2. Condiciones de respuesta en régimen estacionario Capacidad térmica de la línea La potencia máxima admisible en la interconexión de una instalación de producción en régimen especial, con potencia eléctrica instalada hasta 50 MW, según el artículo 20 del Real Decreto 2818/1998, cuando se realice la conexión con la distribuidora a una línea o subestación será: – Líneas: la potencia total de la instalación conectada a la línea no superará el 50% de la capacidad de la línea en el punto de conexión (capacidad térmica de diseño de la línea). – Subestaciones y centro de transformación: la potencia total de la instalación conectada a una subestación o centro de transformación, no superará el 50% de la capacidad de transformación instalada para ese nivel de tensión. Potencia máxima evacuable La potencia máxima evacuable, en MVA, en cada punto de conexión al sistema eléctrico no será superior al 5% de la potencia mínima de cortocircuito en dicho punto sin la aportación de la nueva instalación (Pmáx. = Scc / 20 en [MVA]). Cuando el punto de conexión sea a la red de transporte, en lugar de la potencia mínima de cortocircuito se tomará el valor que se supera durante el 50% del tiempo, que será obtenido a partir de los valores de potencia de cortocircuito en los nudos de la red de transporte publicados por REE, según el artículo 2 de la O. M. de 5 de septiembre de 1985, publicada en el BOE número 219. Márgenes de tensión a respetar En el procedimiento de operación (P. O. 1.4) por el que se definen las condiciones de entrega de la energía en los puntos frontera de la red gestionada por el operador del sistema (aprobado mediante la Resolución de 30 de julio de 1998, publicada en BOE número 197,

–181–

de 18 de agosto de 1998) se especifican unos valores de tensión en los nudos en condiciones normales de operación. Las variaciones de tensión normales de la red de transporte con los agentes conectados a ella van a ser de la siguiente forma: – La red de 400 kV entre 390 kV y 420 kV (97,5-105%) – La red de 220 kV entre 205 kV y 245 kV (93,2-111%) Compensación de reactiva En la disposición transitoria tercera del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo de 2004, señala que la energía suministrada a la red deberá tener un cos j lo más cercano a la unidad. Comportamiento del sistema frente a contingencias El sistema deberá mantener sus parámetros de control dentro de los límites que se indican a continuación para las siguientes contingencias (según el P. O. 1.1 Criterios de funcionamiento y seguridad para la operación del sistema eléctrico, aprobado mediante la Resolución de 30 de julio de 1998, publicada en el BOE núm. 197): • Fallo simple (N-1) de línea, transformador, grupo o reactancia: No se producen cortes de mercado. No existen sobrecargas permanentes en las líneas. Se admiten sobrecargas transitorias de hasta un 15% con una duración inferior a 20 minutos. Se admiten sobrecargas en transformadores de un 10% en invierno (noviembre a marzo, ambos inclusive) y un 0% el resto del año. Las tensiones en situación estable deben estar comprendidas entre 380-435 kV para el nivel de 400 kV y 205-245 kV para el nivel de tensión de 220 kV. • Fallo de doble circuito o grupo más una de las líneas: No se producen cortes de mercado. Se admite un 15% de sobrecarga en las líneas. Se admiten sobrecargas en transformadores de un 20% en invierno (noviembre hasta marzo), un 10% en verano (junio, julio y agosto) y un 15% en los meses restantes. Protección, conexión a la red eléctrica y comunicaciones Las instalaciones de régimen especial que por su potencia tengan que conectarse a los niveles de tensión de 220 kV o de 400 kV se conectarán a una subestación existente en la

–182–

5. La red y el almacenamiento

red mallada de transporte. Únicamente se crearán nuevas subestaciones, abriendo líneas ya existentes, tras la emisión de un informe favorable por parte de REE y siguiendo las directrices del procedimiento de operación por el que se establecen los criterios de desarrollo de la red transporte. También se exige la comunicación de datos de generación en tiempo real, en forma de telemedidas. Se precisan los siguientes datos: – Tensión (kV) – Potencia activa entregada (MW) – Potencia reactiva entregada / absorbida (MVar) – Potencia instalada disponible (MW) – Velocidad del viento en m/s (en el caso) – Dirección del viento (en el caso) El resto de las posibles señales de telecontrol se especifican en el procedimiento de operación por REE (P.O. 9: Información intercambiada por Red Eléctrica).

5.1.2.3. Condiciones a la respuesta dinámica del sistema eólico Variación de tensión durante la conexión y frecuencia de conexiones La frecuencia de las conexiones será como máximo de tres por minuto, siendo el límite de la caída de tensión del 2% de la tensión nominal (Art. 4 de la O. M. de 5 de septiembre de 1985, publicada en el BOE número 219, de 12 de septiembre de 1985). Continuidad de suministro frente a huecos de tensión Los códigos eléctricos de conexión de hace algunos años, incluyendo el vigente español, del año 1985, establecían que ante una tensión del 85% de su valor, los aerogeneradores tenían que desconectarse. Pero ante el aumento de la potencia eólica conectada, supondría que al producirse una falta y con ello el subsiguiente hueco de tensión, si la tensión es inferior al 85% de la nominal, dispararían un número importante de parques eólicos, perjudicando la recuperación del sistema de potencia. Esto llevó a las compañías eléctricas a variar su estrategia, imponiendo que tenían que soportar los huecos de tensión, previamente establecidos, permaneciendo conectados y contribuyendo a la estabilidad de la red. –183–

Actualmente es de obligado cumplimiento para todas las instalaciones eólicas el P. O. 12.3 [1], de tal manera que se garantice que el aerogenerador es capaz de soportar sin desconexión huecos de tensión en el punto de conexión a red, producidos por cortocircuitos trifásicos, bifásicos a tierra o monofásicos con los perfiles de magnitud y duración requeridos por REE, a la vez que no se deben sobrepasar unos consumos máximos de energía activa y reactiva. A lo largo de los años 2008-2010 los fabricantes de aerogeneradores junto con fabricantes de FACTS han diseñado soluciones que permiten a prácticamente todos los modelos de aerogeneradores cumplir la normativa de huecos de tensión. Calidad de suministro Respecto a la calidad de onda, la zona de la red donde esté conectado el parque eólico debe cumplir con la Norma Europea EN 50160.

5.2. Impacto de una alta penetración de energía eólica en la red eléctrica En los últimos diez años, la energía eólica ha incrementado su potencia instalada dramáticamente. Hay países con una alta penetración eólica, si bien la situación varía dependiendo de la estructura del sistema energético y de sus interconexiones internacionales. Por ejemplo, Dinamarca, con una penetración de eólica anual del 20%, tiene una alta interconexión con sus países vecinos Noruega, Suecia y Alemania, por lo que puede exportar e importar el 100% del pico de demanda. Por el contrario, España, que también tiene un alto porcentaje de penetración eólica (16% en 2010) tiene solo alrededor del 2% de capacidad de interconexión con la UCTE a través de Francia. En algunos casos, España y Portugal son considerados como un único sistema suficientemente interconectado y, ambos países, con una alta penetración eólica.

[1] Procedimiento de operación 12.3: Requisitos de respuesta frente a huecos de tensión de las instalaciones eólicas.

–184–

5. La red y el almacenamiento

Contribución de la eólica a Demanda nacional de Contribución de la eólica País la cobertura de la demanda electricidad en 2010 a la cobertura de la en 2009 (%) (TWh/año) demanda en 2010 (%) Dinamarca

19,3

35,6

21,9

Portugal

15,0

52,2

17,0

España

14,4

259,9

16,4

Irlanda

10,5

27,5

10,5

Alemania

6,5

604,0

6.0

Grecia

4,4

57,0

4,0

Países Bajos

4,0

115,0

4,0

Austria

3,0

70,7

3,0

Reino Unido

1,7

356,1

2,8

Italia

2,1

326,2

2,6

Suecia

1,8

132,2

2,6

Estados Unidos

1,9

Australia Canadá China

4.120,0

2,3

1,6

261

2,0

1,8

549,9

1,8

no disponible

4.192,0

1,2

Noruega

0,8

130,4

0,7

México

0,2

219,0

0,6

Suiza

0,04

57,7

0,05

Japón

0,4

901,5

0,4

Finlandia

0,3

86,3

0,3

Corea

0,2

451,1

0,2

Total

2,5%

12.949,9

2,3%

Tabla 5.1. Contribución de la eólica a la demanda nacional de electricidad 2010. Fuente: IEA Wind. 2010 Annual Report.

–185–

Dependiendo de las características del sistema, la estructura del sistema de generación y la capacidad de interconexión, cada país escoge su propio modo de integración de energía eólica y cada caso debería analizarse de manera independiente. La energía eólica tiene algunas características especiales que pueden tener un efecto significativo en el sistema eléctrico, las más importantes son su intermitencia y variabilidad. La operación y capacidades de la energía eólica deben adaptarse al sistema y se deben reconocer sus características específicas y adecuar su operación y estrategias de gestión para integrar mejor esta nueva fuente de energía. El impacto de la energía eólica en el sistema eléctrico afecta a la seguridad de operación, fiabilidad y eficiencia y debe analizarse desde un punto de vista técnico y económico. Los impactos técnicos pueden estar relacionados con tres áreas: • Balance de energía • Adecuación de la potencia • La red

5.2.1. Balance de energía La operación del sistema eléctrico actual está diseñada para poder seguir las fluctuaciones de la carga en cada momento. Los cortes en plantas de generación, la variabilidad estocástica de los consumos y las fluctuaciones de la energía eólica son los factores a tener en cuenta para controlar y ajustar la energía. El desarrollo de modelos para estimaciones de predicciones dinámicas de incertidumbre, así como para predicciones de generación eólica son áreas prioritarias debido a sus aplicaciones relacionadas con tomas de decisiones relativas a la provisión de potencia de ajuste y requerimientos de reservas, planificaciones de la operación de plantas de generación y estrategias en mercados eléctricos, entre otras. La precisión en la predicción de la energía eólica influye en la capacidad de operación de las plantas convencionales así como en sus compromisos en el mercado.

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5. La red y el almacenamiento

5.2.2. Adecuación de la potencia Para estimar la capacidad de generación requerida, principalmente durante situaciones de picos de demanda, se tiene en cuenta el sistema de demanda de carga y mantenimiento de las plantas de generación con criterios como la pérdida de carga esperada, la pérdida de probabilidad de carga y la pérdida de energía esperada. En los sistemas de potencia con una penetración creciente de energía eólica y mayores índices de potencia, los aerogeneradores y parques eólicos deben asegurar la estabilidad de la frecuencia en el sistema o cumplir los requerimientos de control de potencia y frecuencia. Esto significa que la generación eólica podría proporcionar servicios auxiliares que incluyen la provisión de energía primaria, secundaria e inercial (reserva spinning).

5.2.3. La red La energía eólica afecta al flujo de potencia en la red y tiene una influencia relevante en la estabilidad de la tensión. El impacto en la red de transporte depende de la situación relativa del parque eólico y de la correlación entre la generación eólica y el consumo energético. La tecnología de los aerogeneradores se ha adaptado a los requerimientos de estabilidad de tensión de la red y los fabricantes proporcionan sistemas con filtros para calidad de energía, para controlar la potencia reactiva y para satisfacer las regulaciones de calidad de tensión. Asimismo, los parques eólicos están obligados a cumplir los requerimientos contra huecos de tensión para mantener la estabilidad de la red en caso de faltas. Algunos procedimientos y códigos requieren un soporte de la red con huecos de 0% para distintos tiempos y muchos aerogeneradores actuales ya están equipados para cumplir esta especificación. En los últimos años, el incremento de energía eólica conectada a la red ha sido un reto para los operadores del sistema y los mercados eléctricos. Sin embargo, es posible una mayor integración de eólica si se establece una adaptación mutua entre las reglas de operación del sistema y las nuevas capacidades técnicas y económicas. Los promotores eólicos y los fabricantes han trabajado duramente para superar la mayoría de los problemas planteados por el operador del sistema. Así, los aerogeneradores son capaces de soportar huecos de tensión, hay herramientas de predicción que permiten al viento participar en mercados eléctricos de ajuste, la visibilidad y controlabilidad de la generación eólica se ha incrementado y se trabaja en el control de la frecuencia y tensión o los servicios auxiliares de los parques eólicos. –187–

El sistema tiene que adaptarse también a la energía eólica y así, los sistemas se están diseñando para hacer frente a las variaciones debidas a fluctuaciones de la carga (demanda) por medio de herramientas cuyas prestaciones pueden mejorarse para gestionar también la variabilidad de la energía eólica. El operador del sistema puede supervisar una colección de plantas de renovables mediante centros de control, y las mejoras en la predicción de la generación eólica pueden permitir una mejor integración en el mercado eléctrico. La estructura del sistema de generación de un país tiene que cumplir los requerimientos de fiabilidad del sistema, intentar diversificar los combustibles utilizados, reducir en la medida de lo posible las emisiones e integrar la mayor cantidad posible de energías renovables en el sistema. Este último punto depende de la capacidad de las renovables, eólica fundamentalmente, para comportarse como un generador síncrono gestionable y en la medida en que no lo sean, existirá un límite técnico a la potencia que puede estar en cada momento en servicio. La energía eólica es aleatoria y una fuente de energía activa que en general no aporta otros servicios complementarios al sistema como los de inercia, regulación frecuencia-potencia, control de tensión, etc., lo que quiere decir que otras centrales deben estar en servicio para proveerlos. Se calcula que dados los requerimientos por inercia y regulación primaria del sistema es necesario entre un 55% y un 60% de generación hidráulica, térmica y nuclear en servicio en condiciones de demanda alta y media, y porcentajes superiores con demandas menores, con el fin de mantener una respuesta adecuada ante incidentes o perturbaciones del sistema [1]. Las plantas hidráulicas, al igual que las de bombeo, tienen arranques rápidos y alta velocidad de respuesta con una gran flexibilidad en la operación (rangos de tiempo y potencia). Esto las hace idóneas para el ajuste o balance de las fluctuaciones debidas a la eólica y la demanda o, en el caso del bombeo, también para almacenar energía fundamentalmente en horas valle, cubriendo picos de demanda durante el día. En el caso de España, además, la implantación de energía eólica ha ido acompañada de la instalación de más plantas de ciclo combinado para asegurar la correcta operación del sistema ante faltas debidas a, por ejemplo, caídas de generación inesperadas y para cubrir necesidades de regulación o servicios que, por el momento, los parques eólicos no proporcionan. El incremento de la potencia eólica instalada y su priorización en la estructura del sistema de generación respecto de otras generaciones de tipo convencional ha hecho que algunas de estas plantas reduzcan su factor de utilización considerablemente y así, en el año 2010, el factor de utilización de los ciclos combinados, por ejemplo, fue del orden del 30%.

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5. La red y el almacenamiento

5.2.4. La contribución de las centrales de gas de ciclo combinado Las centrales de ciclo combinado a gas natural ofrecen un arranque y una conexión muy rápidos que permiten compensar los momentos de baja producción de energía eléctrica de las fuentes de energía renovables.

Ilustración 5.1. Generación de electricidad en centrales de ciclo combinado. Fuente: Sedigas

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euro/kW

La Asociación Española del Gas, Sedigas, reitera la condición de indispensable que tienen las centrales térmicas de ciclos combinados por su papel de potencia de respaldo de las energías renovables y garante del sistema cuando estas no están disponibles. En momentos de puntas de carga, que se producen en aquellos meses más fríos y calurosos del año, el sistema ha llegado a requerir la casi totalidad de ciclos combinados para garantizar el suministro eléctrico. Cabe destacar que existe una fuerte correlación entre la generación por ciclos combinados y la eólica, cuya volatilidad es alta. En el siguiente gráfico elaborado por Enagás, correspondiente al primer semestre de 2011, se observa como la máxima aportación por parte de los ciclos combinados –32% sobre la generación total en enero–, coincide con una de las mínimas aportaciones de la energía eólica -8% sobre la generación total-. Esta situación se repite a la inversa en el mes de mayo, cuando en un momento de máxima generación eólica -con un 38% sobre la generación total-, los ciclos pasan a estar disponibles ante cualquier eventualidad sin generar, con un 7% del total de la generación en ese momento. Fuerte correlación entre CTCC’s y eólica 40%

38%

35%

32%

30% 25% 20% 15% 10%

0%

8%

8%

5%

ene-11

feb-11

mar-11

% generación eólica

abr-11

may-11

jun-11

jul-11

% generación CTCC’s

Gráfica 5.5. Generación de las Plantas Eólicas y Centrales Térmicas de Ciclo Combinado en España (Primer semestre de 2011 ) Fuente: Enagás.

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5. La red y el almacenamiento

Como ejemplo, según datos de Red Eléctrica de España, REE, la demanda de energía fue de 19.947 GWh hasta el 28 de julio. Ante la intermitencia en la producción de las energías renovables, especialmente la energía eólica, las centrales de ciclo combinado a gas natural aportaron el 20,1% de la generación. Se reconoce en estos párrafos la situación de la generación con ciclos combinados y la necesidad de corregir la distorsión del sistema. El presidente de Sedigas, Antoni Peris, ha explicado que «con la crisis y la caída del consumo, los ciclos combinados han reducido a la mitad sus horas de funcionamiento, pero deben estar siempre disponibles por si deben suplir una caída de producción de las renovables, algo que es posible gracias a que los ciclos tienen un tiempo muy reducido de puesta en marcha y parada». El gas natural se mantiene como la mejor alternativa en calidad de energía de soporte a las renovables gracias a las características de los ciclos combinados: flexibilidad operativa, eficiencia, coste de inversión y menor emisión de CO2. Antes se regulaba principalmente con centrales hidráulicas y centrales de bombeo; con ellas se puede aumentar de forma muy rápida la producción de electricidad soltando el agua embalsada. Esto mismo también se hace hoy principalmente con centrales de ciclo combinado (ya que las plantas nucleares en España, debido a su tecnología más antigua, no son capaces de realizar este trabajo) como puede verse en la contribución a la gestión de desvíos de cada tecnología. A subir Consumo bombeo 10%

A bajar Ciclo combinado 44%

Turbinación bombeo 8%

Hidráulica 20%

Consumo bombeo 6% Turbinación bombeo 13%

Hidráulica 23%

Carbón 18% Carbón 14%

Gráfica 5.6. Gestión de desvios. Desglose por tecnologías. Total anual (%). Fuente: REE. Informe del sistema eléctrico en 2010.

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Ciclo combinado 44%

Una planta de gas tarda en calentarse y arrancar entre 1 o 2 horas mientras que una central de carbón necesita entre 6 y 12 horas. Por ello, para solucionar posibles desvíos, hay que tener algunas instalaciones de ciclo combinado conectadas y funcionando al mínimo técnico. Estas son centrales rápidas, que pueden subir o bajar su producción eléctrica 20 MW por minuto. Mientras que las de carbón son centrales lentas que están en unos 5 MW por minuto. Así pues, la seguridad del sistema eléctrico recae en centrales hidráulicas y plantas de ciclo combinado. Esto tiene un impacto económico, pues se debe pagar a estas instalaciones que están conectadas sin producir electricidad en previsión de posibles desvíos. Este concepto se denomina «pagos por capacidad», que es una retribución complementaria a la del mercado, que permite a las tecnologías de generación recuperar sus costes fijos, tanto de operación como de mantenimiento. Es claro, por tanto, que para seguir aumentando la proporción de energías renovables en el sistema eléctrico hay que incrementar el número de plantas de generación que puedan actuar como respaldo, como pueden ser los ciclos combinados. Sin embargo, y dado que cada vez es mayor la potencia instalada de tipo eólico que aparta del sistema a la generación convencional, es necesario un sistema complementario de retribución destinado a promover la construcción de nuevas instalaciones de generación a través de pagos que facilitarán a sus promotores la recuperación de los costes de inversión.

5.3. Beneficios de los sistemas de almacenamiento de electricidad El almacenamiento de energía en sistemas interconectados se ha estudiado durante muchos años y sus beneficios son bien conocidos y en general comprendidos. [2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11]. Se ha trabajado bastante menos en el área de almacenamiento distribuido, pero la mayoría de los beneficios también se aplican aquí. En ambos casos, los costes de almacenamiento, las limitaciones de emplazamiento (por ejemplo en el bombeo hidráulico) y las limitaciones tecnológicas han restringido el uso del almacenamiento de energía. Entre los beneficios potenciales producidos por el almacenamiento de energía en diversas aplicaciones se pueden destacar: – Restructuración del mercado eléctrico. – Mejora de la capacidad de la red de transporte y aplazamiento de nuevas ampliaciones.

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5. La red y el almacenamiento

– Mejora de la calidad de energía, fiabilidad del sistema y estabilidad dinámica. – Reducción de pérdidas en las líneas y disponibilidad de generación por estabilización de la frecuencia. – Integración de fuentes renovables dado que permiten la gestión de las fluctuaciones de energía. – Apoyo al desarrollo de la generación distribuida. – Ayuda a la operación de la red bajo requerimientos medioambientales más restrictivos. Los sistemas de almacenamiento de energía (SAE) conectados a redes de distribución o asociados a la generación distribuida presentan los mismos beneficios que los centralizados, con menores problemas relacionados con el emplazamiento. Los SAE aportan especiales beneficios en la calidad de la energía en redes de distribución, incluyendo huecos de tensión y mitigación de microcortes. Además, su capacidad de seguimiento del perfil de demanda reduce la necesidad de capacidad instalada de las plantas de generación distribuida [12]. Sin embargo, hay un número de obstáculos a superar para poder comercializar estos sistemas, incluyendo la falta de experiencia y el estado de desarrollo de algunas tecnologías, las dificultades para cuantificar beneficios tanto en ahorros energéticos como en calidad de la energía, los elevados costes de capital y el bajo interés por parte de los operadores del sistema de transporte (TSO) en los SAE. No obstante, como las fuentes renovables y la calidad de energía son cada vez más importantes, los costes y problemas relacionados con los SAE, presumiblemente, irán reduciéndose. Hoy en día existen numerosos sistemas de almacenamiento de energía disponibles o en desarrollo. Desde las baterías electroquímicas y los condensadores, hasta los volantes de inercia, superconductores magnéticos, bombeo hidráulico y otros, juntos pueden dar soporte a un amplio rango de aplicaciones energéticas [13]. Los requerimientos para almacenar varían no solo en la escala de la energía y la potencia sino también en el tiempo de operación. En la gráfica siguiente se recogen las áreas de aplicación y los sistemas mejor adaptados a ellas.

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Gráfica 5.7. Sistemas de almacenamiento de energía y aplicaciones. Fuente: Adaptado de Electricity Storage Association.

5.3.1. Bombeo hidráulico El bombeo hidráulico es la tecnología de almacenamiento de energía más madura y utilizada de todas. En este sistema, la energía se almacena en forma de agua bombeada desde un reservorio inferior hasta otro en una posición más elevada. Durante las horas valle se bombea el agua y durante las horas pico se turbina y se produce electricidad. Es el sistema disponible de mayor capacidad de almacenamiento de energía de la red y tiene tiempos de descarga desde varias horas hasta pocos días. La principal aplicación del bombeo es el balance de carga, debido a su gran capacidad de almacenamiento y su rápida respuesta. También se utiliza para la regulación de la

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5. La red y el almacenamiento

frecuencia en ambos modos, bombeo y generación, lo que hace más útil la instalación, aumenta su eficiencia global hasta un 3% [14] y su vida útil. Las plantas de bombeo también se utilizan para cubrir picos de demanda y para black starts por su gran capacidad de potencia y su rapidez de descarga. Durante las horas valle, además, las plantas de bombeo constituyen una carga base. No obstante, estas plantas tienen también algunas desventajas debido a sus requerimientos en el diseño: dependen de emplazamientos geológicos específicos y la construcción es muy costosa y con largos tiempos. Hay unas 150 plantas con una capacidad de 22.000 MW en Estados Unidos y unos 90.000 MW de bombeo hidráulico en todo el mundo, lo que equivale aproximadamente a un 3% de la capacidad de generación total. Hasta el momento, no hay plantas de bombeo directamente conectadas a parques eólicos, pero sí se utiliza la capacidad de bombeo de varios países del norte de Europa para gestionar y aprovechar los excesos eólicos de Dinamarca. Las tecnologías nuevas con mayor potencial son el uso de minas de sal como reservorios inferiores, o el uso de lagos para bombear agua de mar aprovechando además la energía marina.

5.3.2. Almacenamiento de energía con aire comprimido (CAE) Esta tecnología utiliza electricidad en las horas valle, cuando su coste es menor, para hacer que un motor/generador mueva unos compresores con el fin de inyectar aire en un reservorio bajo tierra. Durante el día, cuando el coste de la electricidad es mayor y la demanda se incrementa, el aire comprimido se hace pasar por unos expansores a alta y baja presión para que el motor/generador produzca electricidad. La eficiencia del ciclo completo se calcula entre 64-75% [14,15], y las capacidades esperadas se encuentran en el rango de 50-300 MW. Las aplicaciones son semejantes a las del bombeo hidráulico. Son capaces de proporcionar grandes cantidades de energía, hasta varios miles de megavatios/hora a bajo coste para gestión de carga. Pueden operar como reservas spinning y para black starts con encendidos del orden de 10-12 minutos. Las principales desventajas son los elevados costes de instalación, la necesidad de emplazamientos adecuados con requerimientos de tamaño específicos cerca de la red –195–

y que al utilizar gas natural su impacto medioambiental es mayor que otros sistemas de almacenamiento.

5.3.3. Volantes de inercia Estos sistemas almacenan la energía eléctrica en forma de energía cinética. El volante se alimenta de energía eléctrica acelerando el rotor a alta velocidad y, cuando la energía se necesita, se genera energía eléctrica disminuyendo la velocidad del volante. Los volantes de inercia avanzados tienen rotores fabricados con fibra de carbono de alta resistencia suspendidos con anclajes magnéticos y las velocidades pueden oscilar entre 20.000 rpm y 50.000 rpm en vacío. Tienen poco mantenimiento y larga vida útil. Además, ofrecen una respuesta dinámica muy rápida por lo que pueden cubrir huecos de tensión y seguimiento de la demanda. Los volantes de inercia se utilizan sobre todo en aplicaciones de alta potencia como el frenado regenerativo o arranque en trenes. Se utilizan también en aplicaciones de standby, para balance de carga con baterías grandes y como UPS. Además, se pueden utilizar para regulación de frecuencia, lo que los hace muy útiles combinados con sistemas eólicos.

5.3.4. Supercondensadores El condensador eléctrico de doble capa es también conocido como supercondensador. Las principales características de estos sistemas es que se cargan y descargan muy rápidamente y no se degradan, incluso tras cientos de miles de ciclos de carga/descarga. Tienen una larga vida útil, no tienen efecto memoria, no se calientan y no producen productos peligrosos, tienen un bajo coste por ciclo y una buena reversibilidad, son muy seguros y no precisan de métodos complejos de recarga, ni hay riesgo de sobrecargas. Sin embargo, también tienen desventajas ya que poseen una baja densidad de energía almacenada y para aplicaciones a gran escala son caros, pesados y voluminosos. Entre las principales aplicaciones de los supercondensadores se encuentran las de encendido de motores, así como la recuperación de energía de frenado en tanques y submarinos y, también, en trenes o grandes camiones. Se plantea su uso asimismo en coches eléctricos como complemento de las baterías. –196–

5. La red y el almacenamiento

5.3.5. Superconductores magnéticos SME Los superconductores magnéticos (SME) almacenan la energía en un campo magnético creado por el flujo de corriente continua en un anillo superconductor. La principales ventajas de estos sistemas son su elevada eficiencia de ciclo, de más del 95%, y que la potencia está disponible de manera casi instantánea en gran cantidad, aunque por cortos periodos de tiempo. Las capacidades de almacenamiento pueden ser de hasta 2 MW y presentan capacidad de ciclado de miles de ciclos sin degradación, por lo que su vida útil es superior a 20 años. La principal desventaja es la necesidad de refrigeración criogénica, lo que incrementa mucho los costes, por ello, los SME se utilizan para almacenamiento de energía de corta duración y sus principales aplicaciones son la estabilización de la tensión y la mejora de la calidad de la energía en grandes consumidores industriales. También se utilizan en sistemas de generación distribuida para estabilización de la red y se adecuan bien a aplicaciones de tipo pico, cargándolos durante la noche y cubriendo picos de demanda durante el día.

5.3.6. Almacenamiento de energía en baterías Las baterías almacenan la energía en forma de energía química y dependiendo del electrolito existen distintos tipos de baterías. Baterías de plomo ácido Estas baterías utilizan plomo y ácido sulfúrico como reactivos químicos y es la tecnología más antigua y más desarrollada de todas. Las baterías de plomo ácido tienen un bajo coste y por ello es el sistema de almacenamiento más corriente utilizado para calidad de energía, UPS y aplicaciones de reservas spinning. Las principales desventajas son su corta vida útil y su baja densidad de energía, del orden de 25-40 Wh/kg, por lo que su aplicación a gran escala para gestión de la energía es poco probable.

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Baterías de níquel-cadmio (Ni-Cd) En los años 90, estas baterías constituyeron la primera opción en el mercado de los sistemas electrónicos. Las principales ventajas son su capacidad de soportar un gran número de ciclos de carga/descarga sin deterioro. Además, son relativamente ligeras, tienen una densidad de energía buena y toleran una recarga parcial cuando están adecuadamente diseñadas. Las principales desventajas son que tienen efecto memoria y una alta autodescarga. Además, el cadmio es tóxico y se produce hidrógeno durante la carga, por lo que se requieren medidas de seguridad. Las baterías de níquel-cadmio se utilizan en calidad de la energía, como protección en huecos de tensión y para aplicaciones de standby en condiciones extremas. Baterías de ion-litio Comúnmente, la denominación baterías de litio hace referencia a toda una familia de baterías con químicas de litio diferentes que comprenden muchos tipos de cátodos y electrolitos. Son sistemas muy ligeros y tienen la densidad de energía más alta de todas las baterías recargables [16]. Tienen una alta tensión en circuito abierto y operan a altas tensiones, lo que permite aumentar la potencia transferida para una menor corriente nominal. No tienen efecto memoria y presentan una baja autodescarga. Estas baterías no son tan duraderas como las de níquel y son peligrosas si se manejan mal. Además, pueden sufrir fugas térmicas y rupturas por sobrecalentamiento y sobrecarga. Las baterías de litio se utilizan en dispositivos electrónicos de pequeño tamaño. Baterías de sodio-sulfuro (NaS) Es un tipo de batería de metal fundido construida con sodio y azufre. Estas baterías están formadas por celdas cilíndricas que contienen el electrodo negativo de sodio fundido y el electrodo positivo de azufre fundido. Estas baterías tienen una densidad de energía bastante alta, en el rango de 150-240 Wh/kg [17] con una vida útil estimada de 15 años y 2.500 ciclos al 100% DOD. La eficiencia media del ciclo es del 86-89% y están diseñadas especialmente para descargas lentas de unas 8 horas, pero pueden descargarse rápidamente y con numerosas potencias, con capacidad de dar pulsos de potencia hasta seis veces su potencia nominal durante 30 segundos. –198–

5. La red y el almacenamiento

Por esta razón, estas baterías son muy útiles en aplicaciones de gestión de energía y calidad de energía, o para evitar refuerzos de redes de transporte. El principal problema es que hay que mantener el sistema a alta temperatura, lo que significa un consumo de energía así como problemas de gestión térmica y de seguridad. Además, el entorno químico severo hace que los aislantes se hagan poco a poco conductores y que se descargue la batería. Baterías de flujo Una batería de flujo es una batería recargable en la que el electrolito, que contiene una o más especies electroactivas, fluye a través de la celda electroquímica que convierte la energía química en electricidad. Estas baterías tienen una gran rapidez de respuesta de carga/descarga, en un milisegundo pueden proporcionar altas potencias y más de dos veces su potencia nominal en cortos periodos de tiempo hasta varios minutos. Por ello pueden utilizarse en calidad de energía y huecos de tensión. Las principales desventajas de estas baterías son la relativa baja densidad de energía por volumen y la complejidad del sistema en comparación con las baterías convencionales. La extrema capacidad de estas baterías las convierte en una excelente opción para grandes almacenamientos y en aplicaciones para soporte en el suavizado del perfil de generación de sistemas muy variables como el eólico.

5.3.7. Hidrógeno El hidrógeno es probablemente una de las más prometedoras técnicas de almacenamiento de energía disponibles. Sin embargo, el hidrógeno no es un sistema sino un vector energético por lo que presenta numerosas aplicaciones además de las energéticas. Es posible almacenar hidrógeno como gas comprimido, líquido criogénico o incluso en estado sólido con hidruros para reconvertirlo en electricidad o energía térmica con turbinas de gas y motores de combustión interna adaptados para H 2 y con pilas de combustible, tecnología especialmente desarrollada para operar con hidrógeno. No se van a describir aquí las distintas tecnologías del hidrógeno ya que esta información está contenida en el libro publicado por la Fundación Gas Natural Fenosa Las energías renovables en España. –199–

Gráfica 5.8. Esquema de pila de combustible. Fuente: Naval Facilities Engineering Service Center.

La pila de combustible convierte la energía química almacenada como hidrógeno directamente en electricidad. Hay diversos tipos de pilas de combustible que se clasifican en función del electrolito utilizado o en función de la temperatura de operación: • Pila PEM (membrana de intercambio de protones) • Pila alcalina (AFC)

–200–

5. La red y el almacenamiento

• Pila de ácido fosfórico (PAFC) • Pila de carbonatos fundidos (MCFC) • Pila de óxido sólido (SOFC). Las principales características de estos sistemas se recogen en la tabla 5.2. Pese a que, probablemente, las tecnologías del hidrógeno son las más inmaduras de todos los sistemas de almacenamiento de energía, hay numerosos proyectos en todo el mundo relacionados con la energía eólica, principalmente en España.

Pila Electrolito Catalizador

Eficiencia (%)

Temperatura (ºC)

Potencia (kW)

Aplicación

Comentarios

H2 de muy alta PEMFC pureza, celdas Membrana Pt 45-50 60-80 50-250 Portátil y polimérica transporte sensibles a impurezas

Pila fácilmente Espacio AFC KOH 60-70 65-220 0.3-12 envenenada (NASA) por CO2 Gran generación Puede usar H2 Ácido estacionaria impuro de PAFC Pt 40 150-200 200 fosfórico y cogeneración combustibles (eficiencia 85%) fósiles Alta temperatura Variedad de operación y MCFC Carbonatos de metales 60 650 10-2.000 Cogeneración problemas de K, Na o Li no preciosos (eficiencia 85%) corrosión, vida útil reducida

Alta temperatura Variedad SOFC Servicios energéticos de operación, Óxido 60 800-1.000 100 de metales y cogeneración encendidos lentos, sólido de Zr no preciosos (eficiencia 85%) vida útil reducida Tabla 5.2.Tipos de pilas de combustible (Adaptado de Naval Facilities Engineering Service Center [18]).

La mayor planta experimental instalada en Europa se encuentra en el parque de Sotavento (Lugo) con una capacidad de 17,5 MW de eólica [18]. –201–

Ilustración 5.2. Planta de hidrógeno en el parque eólico de Sotavento. Fuente: Gas Natural Fenosa.

Este proyecto estudia la idoneidad del hidrógeno como sistema de almacenamiento de energía que permita la gestión energética y económica de un parque eólico. Su desarrollo es fruto del acuerdo alcanzado por Gas Natural Fenosa y la Consellería de Innovación, Industria y Comercio de la Xunta de Galicia para la promoción de las energías renovables, con la colaboración del Parque Eólico Experimental Sotavento. El alcance del proyecto comprende la construcción de una planta experimental en el parque eólico de Sotavento ubicado en Galicia. El esquema de funcionamiento de la instalación se basa en la transformación de energía eléctrica producida en el parque en hidrógeno para su almacenamiento y uso. En la planta desarrollada en Sotavento la energía eléctrica excedentaria se conduce a un electrolizador que, por medio de este aporte de energía eléctrica, descompone el agua en sus dos componentes: oxígeno (O2) e hidrógeno (H2). El O2 obtenido se libera a la atmósfera mientras que el H2 pasa por un proceso de purificación y secado, para finalmente almacenarse a presión hasta el momento de su uso.

–202–

5. La red y el almacenamiento

El proceso se completa utilizando el hidrógeno generado y almacenado en la planta como combustible de un grupo motor-generador para la producción de electricidad en situaciones en las que interese incrementar la generación eléctrica del parque. La combustión del H2 y O2 en el motor libera solo agua en un proceso inverso al que se había producido en el electrolizador.

Gráfica 5.9. Esquema del sistema. Fuente: Gas Natural Fenosa.

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La planta cuenta con un sistema de control integrado desde el cual se obtiene información de todos los equipos, señales de campo, datos del parque eólico y precios eléctricos. Con toda esta información se realiza la operación optimizada de la instalación.

5.4. Aplicaciones de los sistemas de almacenamiento de energía Existen numerosos parámetros que describen las características y adecuación de los distintos sistemas de almacenamiento de energía (SAE) en las diferentes aplicaciones energéticas. Entre ellos se puede mencionar el tamaño, el tiempo de almacenamiento, el tiempo de carga y descarga, los costes, etc. Es difícil, por lo tanto, comparar los SAE, y para determinar cuál es más conveniente para una aplicación es necesario analizar varios parámetros además de la aplicación específica. No obstante, es posible clasificar los SAE dependiendo del rango de descarga en muy cortos periodos de tiempo (< 1 minuto), cortos periodos de tiempo (< 2 horas), largos periodos de tiempo (2-8 horas) y muy largos periodos de tiempo (días o semanas). En la siguiente tabla se recogen las principales aplicaciones de energía y las tecnologías más adecuadas para lograr los objetivos de acuerdo con un estudio realizado por Sandia National Laboratories [19]. En la tabla se muestran aplicaciones específicas asociadas a energías renovables, no obstante, todas las aplicaciones energéticas pueden relacionarse con una creciente integración de energía eólica en la red, tanto de transporte como de distribución, gracias a la generación distribuida y las microrredes. Como puede verse, los volantes, los supercondensadores y los SME se adecuan mejor a aplicaciones de muy cortos y cortos periodos de tiempo mientras que los CAES y el bombeo hidráulico son mejores para aplicaciones a largo plazo y, en algunos casos, para aplicaciones de muy alta energía y corto plazo (alta potencia). Las principales aplicaciones están relacionadas con la gestión de la carga y las reservas de emergencia. Las baterías en general se adaptan bien a cualquier aplicación, al igual que las tecnologías del hidrógeno teniendo en cuenta que electrolizadores y pilas de combustible son sistemas electroquímicos como las baterías. Las aplicaciones van desde calidad de energía hasta balance de carga o generación distribuida.

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5. La red y el almacenamiento

Aplicación

Potencia

Tiempo almacenamiento

Energía

Transición

Estabilización T&D

Tecnologías

kWh

Muy corto periodo tiempo Huecos de tensión, calidad de energía, arranques de motor

Tiempo respuesta

≤ 1 MW

segundos

~0,2

< 1/4 ciclo

Volante de inercia, supercondensadores, micro-SME, batería plomo ácido, baterías de flujo, H 2

< 1 MW

segundos

~0,2

< 1 ciclo

Volante de inercia, Supercondensadores.Micro-SME. batería plomo ácido, baterías de flujo, H 2

hasta 100’s MW

segundos

20-50

< 1/4 ciclo

SMES, H 2, batería plomo ácido, baterías de flujo

kWh

Corto periodo de tiempo Generación distribuida (peaking)

0,5-5 MW

~1 hora

5.000-50.000