DSMA.PI: energia elolicas informacion (HECHO POR DANIEL AGUILERA)

Tecnología:

2.1 El viento
Cómo se forma el viento
Si se colocan seis aerogeneradores imaginarios de última
tecnología (1,5 MW de potencia y 77 metros de diámetro de
rotor) en cada kilómetro cuadrado de las áreas terrestres con
los mejores vientos del planeta, la potencia eléctrica que se
obtendría sería de 72 teravatios (TW)2, que son 72 billones
de vatios, y podría reemplazar 54.000 millones de toneladas
equivalentes de petróleo (Mtep). Es decir: el aprovechamiento
del viento cubriría diez veces el consumo de electricidad
mundial del año 2002 (14.700 TWh)3. Para ello, habría que
colocar nada menos que 48 millones de turbinas, en un
espacio de 8 millones de km2, una extensión equivalente

16 veces España, si bien el terreno realmente afectado por infraestructuras eólicas no superaría

los 250.000 km

teórico, pero sirve para hacerse una idea de los enormes recursos eólicos disponibles sobre la

Tierra. Para conseguir aprovechar la mayor parte posible de ellos, resulta esencial entender el

comportamiento de ese fluido transparente, incoloro e inodoro, que se mueve paralelamente a

la superficie terrestre: el viento.

En realidad, y una vez más, la existencia del viento en el planeta es consecuencia de la acción del

Sol, pues es la radiación de esta estrella, en combinación con otros factores como la inclinación y

el desplazamiento de la Tierra

en el Espacio o la distribución

de los continentes y los océanos,

lo que activa la circulación

de las masas de aire en el globo

al calentar de forma desigual

las distintas zonas de la superficie

y de la atmósfera terrestres.

El aire que más se calienta

se vuelve más ligero (al agitarse

sus moléculas y perder

densidad) y se desplaza hacia

arriba, siendo ocupado su lugar

por masas más frías.

A gran escala, existe una serie de corrientes de

viento dominantes que circulan por todo el

planeta en capas de la estratosfera. Estos

vientos globales se rigen por los cambios de

2: 0,0005 veces toda la superficie del planeta. Este es un mero ejercicio

Energía Eólica
¿Qué es el aire?
Un litro de aire pesa 1,225 gramos. A nivel del mar, y excluidos el contenido en agua (y
otros productos en suspensión como materia orgánica o partículas contaminantes), su
composición es la siguiente:
78,08%
Nitrógeno (N2)
20,95%
Oxígeno (O2)
0,93%
Argón (Ar)
0,03%
Dióxido de carbono (CO2)
0,01%
(Kr), hidrógeno (H
(NO
temperatura y de presión atmosférica, pero también por otros factores, como la fuerza de Coriolis,
que hace que, visto desde el Espacio, el viento del hemisferio norte tienda a girar en el
sentido de las agujas del reloj cuando se acerca a un área de bajas presiones y el del hemisferio
sur lo haga en dirección opuesta.
Por otro lado, cerca de la superficie terrestre, a nivel local, soplan otros vientos más específicos
caracterizados por el relieve
del terreno y otras variables
como la rugosidad o la altura.
Neón (Ne), helio (He), metano (CH4), kriptón2), dióxido de nitrógeno2), xenón (Xe), ozono (O3)…
• Rugosidad:
muy rugosa como
un bosque o una aglomeración
de casas
causará turbulencias y
frenará el viento, mientras
que otra muy lisa
como el mar o las pistas
de un aeropuerto
favorecerá el desplazamiento
del aire.
Una superficie
• Altura:
rugoso, se necesitarán
aerogeneradores de mayor altura
para alcanzar la misma velocidad de
viento que en otros emplazamientos
más lisos.
Si el terreno es
Tecnología
25
El aumento de la velocidad del viento en función de la altura, en terrenos no demasiado
complejos, puede evaluarse mediante la siguiente expresión:
V(h) = V
o * (h/ho)a
V(h) = Velocidad del viento que se desea estimar, a la altura h del suelo
V
o = Velocidad del viento conocida a una altura ho
h = Altura a la que se quiere estimar la velocidad del viento
h
o = Altura de referencia
a
Estimación del valor
= Valor que depende de la rugosidad existente en el emplazamiento (ver cuadro)a para distintos terrenos
Tipo de terreno
a
Liso (mar, arena, nieve) 0,10-0,13
Rugosidad moderada (hierba, cultivos) 0,13-0,20
Rugoso (bosques, edificaciones) 0,20-0,27
Muy rugoso (ciudades) 0,27-0,40

Cuánta energía contiene el viento
Aproximadamente el 2% de la energía que llega del sol se transforma en energía cinética de los
vientos atmosféricos. El 35% de esta energía se disipa en la capa atmosférica a tan solo un kilómetro
por encima del suelo. Del resto se estima que por su aleatoriedad y dispersión solo
podría ser utilizada 1/13 parte, cantidad que hubiera sido suficiente para abastecer 10 veces el
consumo de energía primaria mundial del año 2002 (10.000 Mtep), de ahí su enorme potencial
e interés.
La masa de aire en movimiento es energía cinética que puede ser transformada en energía eléctrica.
Al incidir el viento sobre las palas de una aeroturbina se produce un trabajo mecánico de
rotación que mueve a su vez un generador para producir electricidad. La cantidad de energía
que contiene el viento antes de pasar por un rotor en movimiento depende de tres parámetros:
la velocidad del viento incidente, la densidad del aire y el área barrida por el rotor.
La velocidad a la que el aire pase por las palas resulta determinante, pues la energía cinética
del viento aumenta proporcionalmente al cubo de la velocidad a la que se mueve. Por ejemplo:
si la velocidad se duplica, la energía será ocho veces mayor (2
3).
26
Energía Eólica
En cuanto a la densidad, la energía contenida en el viento aumenta de forma proporcional a la
masa por unidad de volumen de aire, que en condiciones normales (a nivel del mar, a una presión
atmosférica de 1.013 milibares y a una temperatura de 15 °C) es de 1,225 kilogramos por
cada metro cúbico. Esto quiere decir que, cuando el aire se enfríe y aumente de peso al volverse
más denso, transferirá más energía al aerogenerador. Y, al contrario, cuando el aire se caliente
o cuando se asciende en altitud, será menor la energía cinética que llegue a la turbina.
En lo que respecta al área barrida, cuanto más aire en movimiento sea capaz de capturar un aerogenerador
más energía cinética encontrará. En el caso de un rotor de una turbina de 1.000 kW
de potencia nominal, el rotor puede tener un diámetro de unos 54 metros, así que barrerá una
superficie de unos 2.300 m
La energía cinética contenida en el viento es muy grande. Sin embargo, no puede ser extraída
toda por los aerogeneradores. Primero porque esto implicaría detener por completo el viento,
lo que impediría que éste pasara de forma continua a través de las palas de la turbina; de hecho,
y según el
puede teóricamente obtenerse,
como máximo, el 59% de la
energía que llega al rotor. Y segundo,
porque también se
pierde parte en el proceso de
transformación de la energía
en la máquina. Al final, hoy en
día, un aerogenerador aprovecha
cerca del 40% de la energía
almacenada en el viento. Un
porcentaje muy alto, pues supone extraer la
gran mayoría una vez aplicado el
2.Límite de Betz,Límite de Betz.
Tecnología
27
Para cuantificar la cantidad de energía contenida en el viento antes de pasar a través
de un rotor se utiliza la siguiente fórmula:
P = 1/2
r S V3
P = potencia en vatios (W)
r
= densidad del aire en kg/m3
S = superficie o área barrida por el rotor en m
2V = velocidad del viento en m/s

El principal inconveniente a la hora de producir energía a partir del viento es que éste no
es un recurso del que se pueda disponer de forma constante. Igual aparece que desaparece.
Esto resulta especialmente problemático para gestionar la oferta de energía dentro
de la red general de suministro, en especial cuando los parques eólicos superan ya los
9.000 MW de potencia. Por este motivo, el Real Decreto 436/04 introdujo una gran novedad
en el sector eólico español, y es la obligación de predecir con antelación cuánta
energía se va a producir para poder participar en el mercado energético (una obligación
que se extenderá también a las instalaciones que permanezcan en tarifa regulada en
enero de 2007 y tengan más de 10 MW de potencia).
Esto está forzando a poner a punto sistemas de predicción meteorológicos que ayuden a estimar
con la mayor precisión posible el viento que soplará en cada zona. Y, dentro de este
proceso, resulta especialmente interesante el Ejercicio de Predicción, pionero en el mundo,
puesto en marcha a mediados de 2004 por la Asociación Empresarial Eólica (AEE) en España.
Este ejercicio, que también cuenta con la participación del Instituto para la Diversificación y
Ahorro de la Energía (IDAE), consiste en analizar el estado actual del arte de la predicción eólica
(niveles de resultados alcanzables, detección de variables con más trascendencia en los
resultados, influencia del tipo de modelo de predicción seleccionado, importancia de la cuenca
eólica considerada, influencia del tamaño y características del parque y de los
aerogeneradores, etc.), además de detectar fuentes de mejora de los modelos y del propio intercambio
de información entre los parques eólicos y los modelos de predicción.
Para ello, se cuenta con seis modelos de predicción (de las empresas Meteológica, Meteotemp,
CENER, Casandra, Garrad & Hassan y Meteosim), a los que posteriormente se
Tecnología
29
añadieron otros dos (Aleasoft y Aeolis), aplicados a siete parques del país (Páramo de
Poza y Villacastín, en Castilla y León; Pena da Loba, en Galicia; El Pilar, en Aragón; Muela,
en Castilla-La Mancha; Buenavista, en Andalucía; y Punta Gaviota, en Canarias).
Además, para ello están contando con datos del Instituto Nacional de Meteorología
(INM) para cuadrículas de 5 x 5 km
la AEE ha ofrecido ya algunos resultados:
• El promedio de error de producción hasta ahora entre la producción estimada y
la real es muy variable según el parque del que se trate y del modelo que se utilice,
rondando entre el 30% y el 60%, incluso superándose estos valores en
algunos casos.
• Con el estado del arte actual, resulta muy difícil reducir el error de producción
por debajo del 30%.
• Cuanto más baja es la producción de un parque, mayor es el porcentaje de error.
• No se ha encontrado una influencia apreciable de la complejidad del terreno.
Quizá porque la dispersión de parques y el diseño del Ejercicio no permite detectar
la influencia de este parámetro. En cualquier caso, sí se demuestra que
otros parámetros influirían de manera más decisiva que la complejidad, tales
como el Factor de Capacidad y la cuenca eólica donde se ubica el parque.
Paralelamente a este Ejercicio, se está llevando a cabo otro con un carácter más científico
a nivel europeo: el proyecto ANEMOS, en el que participan 22 organizaciones de 7
países, 5 de ellas españolas, entre ellas el IDAE, financiado con cargo a fondos del extinto
V Programa Marco de la UE, y se desarrolla un sistema de predicción eólico a gran
escala para la integración en la red de la mayor parte de la potencia eólica
2. El ejercicio todavía no ha terminado. No obstante,onshore yoffshore

2.2 El aerogenerador
Cómo es un aerogenerador
La torre:
(perfiles de acero soldados) son más económicas, pero han dejado de usarse por estética y por
ser más incómodas e inseguras para los trabajadores. En terrenos rugosos, las torres más altas
captarán vientos de mayor velocidad.
Soporta la góndola y el rotor. Hoy en día suelen ser tubulares de acero. Las de celosía
Rotor:
cinética del viento en energía mecánica. Cuanto mayor sea el área barrida del rotor mayor será
la producción. Los rotores pueden ser de paso variable (que permiten girar sobre sí mismas a
las palas) o de paso fijo (en el que no pueden girar). También puede ser de velocidad variable
(cuando la velocidad de giro del rotor es variable) o constante.
Conjunto formado por las palas y el buje que las une. Sirve para transformar la energía
Las palas:
la mayoría de las turbinas cuentan con tres palas. Y suelen ser de poliéster o epoxy reforzado
con fibra de vidrio.
Las palas de un aerogenerador son muy similares a las alas de un avión. Hoy en día,
Góndola:
que van a transformar la energía mecánica del rotor en energía
eléctrica. Además, en su exterior cuentan con un
anemómetro y una veleta que facilitan información continua
a todo el sistema para su control.
En su interior contiene los diferentes dispositivos
Multiplicador:
rotor para adaptarla a las necesidades del generador. El movimiento
de giro de los aerogeneradores suele ser bastante
Multiplica la velocidad de giro que llega del
30
Energía Eólica
lento. El rotor de una turbina de 1.500 kW de potencia, por ejemplo, suele girar a una velocidad
de entre 10 y 20 revoluciones por minuto (r.p.m.). El multiplicador aumentará esta velocidad
hasta las 1.500 r.p.m.
Generador:
una bicicleta, aunque generando normalmente corriente alterna. El alternador puede ser síncrono
o asíncrono. El primero suministra una energía de mayor calidad, pero es más caro y
complejo. Esta es la razón por la que el asíncrono es el más extendido de los dos.
Transforma la energía mecánica en energía eléctrica, tal y como hace la dinamo de
Controlador electrónico:
del aerogenerador mediante el análisis de las señales captadas por múltiples sensores
que miden temperaturas, presiones, velocidad y dirección del viento, tensiones e intensidades
eléctricas, vibraciones...
Un ordenador controla continuamente las condiciones de funcionamiento
Sistemas hidráulicos:
auxiliares que permiten el
accionamiento del giro de las
palas sobre su eje, así como el
frenado del rotor o el giro y
frenado de la góndola.
Elementos
Sistema de orientación:
aerogeneradores disponen de
un sistema de orientación
que, con ayuda de los datos
recogidos por la veleta, coloca
siempre el rotor de manera
perpendicular al viento.
Los
Tecnología
31
La potencia de los aerogeneradores
Es común utilizar la potencia nominal para clasificar un aerogenerador. Sin embargo,
esto puede llevar a errores, sobre todo si se usa este parámetro para comparar turbinas,
pues la potencia nominal representa la capacidad de generación máxima que puede suministrar
cada máquina. Resulta mucho más correcto definir una turbina por su curva de
potencia, que determina la potencia que proporciona para cada velocidad de viento. Si
no se dispone de esta información, entonces es preferible utilizar el diámetro del rotor,
más fiable para calcular la energía que puede generar. De hecho, para identificar cada
modelo de aerogenerador se emplea una serie de letras y números, como G80 2.000 o
V72 1.500, pertenecientes, en este orden, al nombre del fabricante (en este caso Gamesa
o Vestas), el diámetro del rotor y su potencia nominal.

Tipos de turbinas eólicas
El aerogenerador de eje horizontal con rotor tripala a barlovento es hoy el modelo más utilizado
para generar electricidad. Existen, sin embargo, variaciones en las turbinas.
Aerogenerador Darrieus:
horizontal, otros modelos lo hacen sobre un eje vertical, perpendicularmente al suelo. La máquina
más conocida de este tipo es la turbina Darrieus, que fue
patentada por el ingeniero francés George Darrieus en 1931 y
comercializada por la empresa estadounidense Flowind hasta
su quiebra en 1997. El aerogenerador está compuesto por un
eje vertical, en el que giran varias palas con forma de C. Algo
similar a un batidor de huevos. Su ventaja principal es que no
necesita ningún sistema de orientación que lo dirija hacia el
viento. No obstante, es menos eficiente que un aerogenerador
de eje horizontal, requiere ayuda para arrancar y recibe
menos viento al estar pegado al suelo.
Si bien el rotor de los aerogeneradores más comunes gira sobre un eje
Aerogenerador monopala, bipala, tripala o multipala:
dos, tres o muchas palas. ¿Qué resulta más eficiente para extraer
la energía del viento? Los primeros aerogeneradores
tenían un gran número de palas, pero con los años se han reducido
a tres. Este es el número menor de palas que
proporciona mayor estabilidad. Es decir, el número que permite
ahorrar más material y peso, sin complicar el sistema.
Algunos modelos utilizan rotores bipala o monopala, que logran
un ahorro todavía mayor, pero resultan menos eficientes
y deben introducir sistemas de control más complicados para
Una,
32
Energía Eólica
mejorar la estabilidad. El
multipala americano también
sigue utilizándose,
aunque solo para vientos
moderados.
Aerogenerador con rotor a
sotavento:
las turbinas tienen el rotor a
barlovento, es decir, delante
de la góndola, para que
no haya ningún elemento
del aerogenerador que pueda
frenar el viento o crear
turbulencias. Sin embargo,
existen también turbinas
con rotor a sotavento, en las
que las palas se encuentran
en la parte trasera de la
góndola. En máquinas pequeñas,
este sistema puede
ser interesante para que la
carcasa de la góndola haga
de veleta y oriente el aerogenerador
en dirección al
viento sin necesidad de
otros dispositivos.
Normalmente,

　
　
TÍTULO
Energía eólica
DIRECCIÓN TÉCNICA
Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía
AUTOR DE APIA
Clemente Álvarez
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Este manual forma parte de una colección de 7 títulos dedicados a las energías renovables; uno de
carácter general y seis monografías sobre las diferentes tecnologías.
La colección es fruto de un convenio de colaboración firmado por el Instituto para la Diversificación y
Ahorro de la Energía (IDAE) y la Asociación de Periodistas de Información Ambiental (APIA).
Esta publicación ha sido producida por el IDAE y está incluida en su fondo editorial, dentro de la Serie
“Manuales de Energías Renovables”.
Cualquier reproducción, total o parcial, de la presente publicación debe contar con la aprobación del IDAE.
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
IDAE
Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía
C/ Madera, 8
E-28004-Madrid
comunicacion@idae.es
www.idae.es
Madrid, septiembre de 2006
I
1 S
NTRODUCCIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5ITUACIÓN ACTUAL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
1.1 En el mundo
1.2 En España
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
2 T
ECNOLOGÍA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
2.1 El viento
2.2 El aerogenerador
2.3 El parque eólico
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39
3 L
A ENERGÍA EÓLICA EN EL MAR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49
3.1 Los recursos eólicos en el mar
3.2 Evolución de la tecnología mar adentro
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54
4 O
TROS USOS Y APLICACIONES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59
4.1 Generación eléctrica a escala “mini”
4.2 Bombeo de agua
4.3 Hidrógeno “verde”
4.4 Desalinización
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66
5 S
OSTENIBILIDAD Y MEDIO AMBIENTE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69
5.1 Aspectos ambientales
5.2 Aspectos socioeconómicos
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77
6 I
7 P
NSTALACIONES MÁS REPRESENTATIVAS EN ESPAÑA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83ERSPECTIVAS FUTURAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 127
7.1 El Plan de Energías Renovables
7.2 Barreras
7.3 Medidas
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 129. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 131. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 133
8 S
ABER MÁS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 137
8.1 Orígenes de la energía eólica en España
8.2 Curiosidades
8.3 Glosario de términos
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 139. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 142. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 143
A
NEXOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 151
I. Legislación y normativa
II. Direcciones de interés
III. Referencias y Bibliografía
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 153. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 161. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 171
Energía Eólica
Frente a la mayoría de los pronósticos realizados hace apenas unos años, hoy la energía eólica
no solo crece de forma imparable en España y bate todos los récords, sino que además se ha
convertido en la mejor demostración de que las energías renovables pueden contribuir a transformar
el modelo energético tradicional. Y esto en un momento en el que el precio del petróleo
supera los 60 dólares el barril. Cuando se escribía esta publicación eran más de 12.000 los aerogeneradores
que se recortaban en el horizonte nacional, y la potencia eólica acumulada
rebasaba los 9.000 megavatios (MW); es decir, 80 veces más de la que había hace ahora casi
diez años, y de la que se hablaba con entusiasmo en la introducción de la anterior guía sobre
energía eólica editada por el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) en
1996. Entonces eran muy pocos los que creían que una energía renovable como la eólica llegaría
a competir con las convencionales. Sin embargo, este milagro se ha producido y en el año
2005 se han podido observar algunas señales inequívocas de que así ha ocurrido.
Primera señal:
megavatios acumulados (8.155) de energía eólica y el segundo en megavatios instalados.
Además, esta marca suponía un hito energético adicional pues, por primera vez, la potencia
eólica acumulada en el país superaba a la nuclear. Aunque esto fuese solo sobre el papel,
pues nunca sopla viento para hacer girar todos los aerogeneradores simultáneamente; sobre
todo, como se dice, cuando más se los necesita: en los días más fríos del invierno y los más
calurosos del verano.
A finales de 2004, España se convertía en el segundo país del mundo con más
5
Introducción
Segunda señal:
El 26 de enero de 2005, en medio de un intenso temporal y temperaturas gélidas, la
demanda peninsular de electricidad telemedida por Red Eléctrica de España batía todos los récords
y se situaba en 42.950 MW a las 19:30 horas. Si no sucedió nada fue porque
afortunadamente los parques eólicos estaban funcionando a pleno rendimiento y se estima
que aportaron más de 5.000 MW que cubrieron el 12% de la demanda. No se trató de una casualidad,
pues solo unos días después, el 15 de febrero, los aerogeneradores del país
mejoraban su propia marca y aportaban esta vez casi 6.000 MW, el 70% de toda la potencia eólica
instalada (cuando la media anual no alcanza el 30%), lo que permitió atender el 17% de la
demanda existente en aquellos momentos.
¿Quién dijo que las turbinas eólicas no aportan energía cuando más se las necesita?
Tercera señal:
Energías Renovables 1999-2010, en agosto de 2005, el Gobierno aprobaba un nuevo objetivo
para el desarrollo de la energía eólica, una vez superado el que aparecía con anterioridad sobre
el papel. La nueva meta fijada en el Plan de Energías Renovables en España 2005-2010 son
20.155 MW de potencia: más del doble de lo instalado hoy en día. Una potencia ya nada despreciable,
incluso con los parques funcionando al 30%.
A pesar de estas señales, todavía hay voces que cuestionan
la energía eólica y argumentan que, por muchos récords que
se logren, los aerogeneradores no han servido para cerrar
una sola central térmica en España. Cada vez que se vierte la
energía de los parques eólicos en la red eléctrica, esto supone
miles de toneladas de CO
atmósfera porque se ha sustituido una o varias centrales térmicas
de combustión convencionales que estarían
funcionando si no hubiese aerogeneradores.
Poco más de cinco años antes de que llegue a su fin el Plan de Fomento de las2 que se dejan de emitir a la
6
Energía Eólica
En cualquier caso, tampoco hay que caer en triunfalismos, pues todo esto no implica que la
energía eólica no mantenga importantes retos por delante. Uno de los mayores desafíos del
sector es conseguir dar mayores garantías de estabilidad conjunta al sistema eléctrico. Para
ello, se trabaja en la mejora de la predicción de la producción, en la adaptación de los parques
a las crecientes exigencias de la red eléctrica y en la búsqueda de soluciones para llegar a almacenar
la energía extraída del viento; como, por ejemplo, mediante hidrógeno a alta presión.
Del mismo modo, con 20.155 MW en el horizonte de 2010, otra cuestión por resolver es encontrar
emplazamientos para duplicar la actual potencia eólica. En este terreno, el sector avanza
hacia turbinas más grandes y eficientes que reemplacen a las antiguas, o hacia máquinas que
puedan aprovechar vientos más moderados. Por otro lado, aunque la energía eólica sea mucho
menos impactante que cualquiera de las fuentes tradicionales, tampoco podemos dejar de cuidar
la huella que deja en el entorno, particularmente en el paisaje. Quizá el desafío esté
entonces en dar el salto al agua, con parques eólicos mar adentro.
De estas cuestiones, y todo lo relacionado con la energía eólica, se ocupa esta guía. Con ella el
lector podrá realizar un recorrido por la situación en el mundo, la tecnología, las aplicaciones,
las instalaciones, los planes de futuro, la historia o la normativa de esta fuente de energía “limpia”,
inagotable y autóctona como es el viento.
Introducción
7
En este terreno, el
sector avanza hacia
turbinas má grandes
y eficientes
1
Situación
actual
1.1 En el mundo
Al finalizar 2004 la potencia eólica instalada en el conjunto del
planeta se situaba aproximadamente en 47.200 MW. Esto suponía
un nuevo récord de crecimiento anual, con 7.700 MW
nuevos instalados durante el año 2004. Pero, sobre todo, confirmaba
un cambio significativo en el desarrollo de esta
industria: la globalización de la energía eólica. Si bien la Unión
Europea (UE) representa aún el 72% de toda la potencia instalada
en el mundo, lo cierto es que el aprovechamiento
energético del viento ha dejado de ser cuestión de un único
continente. Solo unos datos
diez los países que construyeron parques eólicos por encima
de los 100 MW, en 2004 esta lista aumentaba a 19, de los cuales
9 eran no europeos. Del mismo modo, el continente
asiático poseía ya el 10% de la potencia eólica instalada.
1: mientras que en 2003 fueron
1
Situación
actual
11
1
Fuente: World Wind Energy Association.
En lo que respecta al ranking mundial, los cinco países del mundo con más potencia eólica acumulada
a finales de 2004 volvían a ser: Alemania (16.630 MW), España (8.155), EE. UU. (6.750),
Dinamarca (3.120) e India (3.000). España no sólo escalaba a la segunda posición superando a
EE. UU. en potencia acumulada, sino que también fue el segundo país del mundo que más megavatios
eólicos nuevos instaló (1.920) durante el año 2004, muy cerca de Alemania (2.020),
líder indiscutible del actual desarrollo eólico mundial.
Europa
El continente europeo sigue siendo el más destacado en el desarrollo de la energía eólica. En especial
tres países, Alemania, España y Dinamarca, que juntos suman 27.905 MW de los más de
47.000 instalados en el planeta. No obstante, en los últimos años los aerogeneradores se han multiplicado
en otras naciones del continente. Italia y Holanda entraron a formar parte en 2004 del
exclusivo grupo de siete países del mundo que han rebasado la barrera de los 1.000 MW de potencia.
Y por detrás se acercan a gran velocidad Reino Unido y Portugal. En su conjunto, el continente
europeo terminó 2004 con 34.360 MW. Y, de ellos, 600 MW correspondían a parques eólicos marinos
en Dinamarca, Holanda, Reino Unido, Suecia e Irlanda. Los países del Este adheridos en 2004
a la UE aportan hoy en día muy pocos megavatios, aunque son mercados más prometedores.
• Alemania:
factor decisivo que ha convertido a este país en el número uno mundial de la industria
eólica. El gran despegue se produjo con la aprobación en 1991 de una ley fundamental,
que garantizaba a los productores de energías renovables la percepción de hasta el 90%
del precio que las compañías eléctricas cobraban a los consumidores domésticos por
cada kilovatio-hora que generasen. Además, esta legislación nacional ha estado acompañada
por fuertes políticas regionales. A finales de 2004, Alemania contaba con una
potencia eólica acumulada de 16.630 MW, el 35% de la instalada en todo el mundo.
El fuerte apoyo de las autoridades federales y regionales alemanas ha sido el
12
Energía Eólica
• Dinamarca:
una potencia eólica acumulada de 3.120 MW, capaz de proporcionar en un año medio
el 20% de su consumo de electricidad. En este caso, la clave del éxito ha venido de la
mano de la industria danesa de aerogeneradores, que domina el mercado mundial
desde los años 80. Dinamarca es el país número uno en parques mar adentro, con más
de 400 MW instalados. Sin embargo, últimamente el crecimiento del parque eólico danés
prácticamente se ha paralizado.
Este país de apenas 5 millones y medio de habitantes disponía en 2004 de
• Reino Unido:
Reino Unido cuenta con los mayores recursos eólicos
del continente. Sin embargo, es ahora cuando
empieza a explotarlos. En 2004, este país disponía
de una potencia eólica acumulada de 890 MW, de
los que más de 120 estaban en el mar. Las previsiones
apuntan a la instalación de cerca de 8.000
MW, a partes iguales entre tierra y mar, en los próximos
años.
Los atlas eólicos muestran que el
• Portugal:
instalados en Portugal, pero este país espera llegar
a 1.000 en 2005 y tiene concedidas licencias
para alcanzar los 3.000 en 2008. Este “boom” ha
sido impulsado por una nueva regulación que propone
mantener la tarifa actual durante 15 años.
Varios promotores españoles han impulsado de
forma decisiva el despegue de esta tecnología en
el país vecino.
Al final de 2004 eran 520 los megavatios
Situación actual
13
América
El continente americano tenía instalados a finales de 2004 un total de 7.410 MW de potencia,
de los cuales 6.750 pertenecían a EE.UU. Aun así, EE.UU. no está solo. El mercado
canadiense se muestra bastante activo y hay fundadas expectativas en torno a países como
Brasil o Argentina.
• EE.UU.:
ritmo similar al europeo. En 2004 acumulaba 6.750 MW, pero la instalación de nuevos
megavatios (375) se frenó debido al retraso en la prolongación de la exención
fiscal a la producción
bonificación hasta 2007 permite aventurar una pronta recuperación que pudiera ser
muy importante. Estados Unidos, junto con Canadá, dispone de los mayores recursos
eólicos comprobados del planeta.
Ha sido el único país del mundo en el que la energía eólica ha crecido a un(Production Tax Credit, PTC). La ampliación del plazo de esta
• Canadá:
450 MW acumulados. No obstante, la Canadian Wind Energy Association ha anunciado
un ambicioso plan para disponer de un total de 10.000 MW eólicos en 2010.
Tiene excelentes recursos y comienza a despertarse. En 2004 terminó con
• Brasil y Argentina:
el aprovechamiento energético del viento, se espera que Brasil (30 MW) logre un
desarrollo significativo en el bienio 2006-2007, cuando se pongan en marcha las primeras
instalaciones impulsadas por el programa gubernamental PROINFA, en cuya
construcción participan varias empresas españolas. Argentina (25 MW) posee enormes
recursos en la Patagonia, y algunas compañías europeas elaboraron ya planes
de negocio para explotarlos, pero los años de recesión han alejado provisionalmente
a los inversores.
Aunque ninguno de los dos está entre los 20 primeros países en
14
Energía Eólica
Asia
Asia concluyó 2004 con 4.650 MW acumulados, después de
instalarse ese mismo año más megavatios nuevos que en
América. Por otro lado, India, Japón y China están entre los
diez primeros países del mundo en potencia eólica acumulada.
Entre los tres disponen del 9,7% de la potencia mundial.
• India:
recurso eólico entre los países en vías de desarrollo
comenzó a impulsar esta fuente de energía de forma
poco racional y con equipos inadecuados. Los promotores
buscaban beneficios fiscales más que
generación eléctrica y el 70% de los aerogeneradores
eran fabricados por empresas nacionales. En los últimos
años, el mercado indio ha vuelto a resurgir, pero
de forma más ordenada, presentando unas elevadas
probabilidades de rápido crecimiento. En 2004 acumulaba
3.000 MW en operación, situándose en
quinta posición mundial. El fabricante indio de aerogeneradores
Suzlon ha comenzado su expansión internacional recientemente, mediante
la adquisición de varias fábricas de componentes de primer nivel.
La nación pionera en el aprovechamiento del
• China:
2004, más la reciente aprobación de legislación sobre energías renovables, hace esperar
un fuerte impulso del mercado eólico en el gigante asiático. Este país posee buenos
recursos eólicos, disponiendo a finales de 2004 de 750 MW.
El hecho de que China organizase la Conferencia Mundial de Energía Eólica en
Situación actual
15
Oceanía
Australia, Nueva Zelanda y los archipiélagos del Pacífico solo disponían en conjunto de 555 MW
de potencia eólica en 2004. Sin embargo, 325 de estos fueron instalados ese mismo año, siendo
esta región donde más creció relativamente la energía eólica.
• Australia:
de la energía eólica. Por ahora, la implantación de aerogeneradores es
modesta, pero empiezan a aparecer planes bastante activos. Tiene buenos recursos,
pero faltan infraestructuras eléctricas que interconecten su vasto territorio.
Muchos creen que Australia será la “España del sur del Pacífico” en el aprovechamiento
16
Energía Eólica
África
Sin disponer de información suficiente en buena parte de su territorio sobre la existencia de recursos
eólicos apreciables, sí que hay ciertas zonas que en los últimos tiempos han sido
intensamente evaluadas, presentando un elevado potencial (norte de Marruecos, Mar Rojo,
Sudáfrica...). Aun así, la mayor parte del continente posee una red eléctrica muy débil para posibilitar
la evacuación de la posible energía generada, por lo que se considera que la mejor forma
de contribuir a la electrificación es mediante el empleo de instalaciones
a pequeña escala en poblaciones aisladas. Al
finalizar el año 2004 África contaba con 225 MW.
Se prevé que en el año 2050 África doble su población actual,
alcanzando los 2.000 millones de habitantes (el 21% de la
población del planeta prevista para entonces). Hoy en día su
población consume únicamente el 3% de la electricidad mundial.
A pesar de la pobreza imperante, se constata un notable
crecimiento económico conexo a un mayor incremento de la
demanda energética. Fuentes de energía como la originada
por el viento servirán para paliar en el futuro la escasez de recursos
energéticos endógenos.
• Egipto y Marruecos:
han mostrado un especial interés por la promoción
de la energía eólica. Algunos han presentado ya planes
de desarrollo, pero éstos no han cuajado
todavía. Egipto es el primero en el ranking eólico
africano con 145 MW en 2004, seguido de Marruecos,
con 55 MW.
Los países del norte de África
Situación actual
17
1.2 En España
Con unos 400 parques eólicos y casi 11.500 aerogeneradores, España concluyó el año 2004
como el segundo país del mundo con más potencia eólica acumulada (8.155 MW) y como el segundo
en donde más creció esta fuente de energía: uno de cada cuatro megavatios nuevos en
el mundo se instalaron en suelo español. Ese mismo año, la energía puesta en la red comercial
por los aerogeneradores fue de 16.000 GWh, el 6,5% del consumo neto nacional.
La fórmula de este espectacular desarrollo no es ningún secreto:
un apoyo continuado de todos los Gobiernos mediante
la aprobación de una legislación estatal favorable (como la
Ley 82/80 de Conservación de la Energía o la Ley 54/97 del
Sector Eléctrico), el despegue de la industria nacional de aerogeneradores
(Gamesa y Ecotècnia terminaron el año en
segunda y novena posición en el ranking mundial) y la atracción
ejercida sobre los inversores de gran capacidad
financiera. Eso y la apuesta decidida de distintas comunidades
autónomas que han confiado en esta tecnología para
suministrar una parte de su demanda eléctrica. El resultado
es que hoy hay cuatro comunidades por encima de los 1.000
MW instalados: Galicia (1.830), Castilla y León (1.543), Castilla-
La Mancha (1.534) y Aragón (1.154). Juntas representan
las tres cuartas partes de la potencia eólica que opera en España
y siguen autorizando nuevos proyectos, a la vez que
amplían y mejoran sus redes eléctricas. La siguiente en potencia
eólica es Navarra (854), la región con más porcentaje
de energías renovables, donde el Gobierno regional mantiene
18
Energía Eólica
una política singular: no permite construir más parques eólicos, pero apoya el desarrollo de aerogeneradores
más potentes y eficientes, con los que se están reemplazando los más antiguos
e incrementando la potencia total de una forma apreciable, sin aumentar el impacto visual.
Comunidades como La Rioja (356) o Andalucía (350) superan a países como Irlanda, Noruega
o Bélgica, lo que resulta especialmente llamativo en una comunidad del tamaño de La Rioja. En
Asturias (145) y Canarias (139) la energía eólica tiene un peso apreciable, pero todavía se está
lejos de sus objetivos.
Por debajo de los 100 MW están Cataluña (94), País Vasco (85), Murcia (49), Comunidad Valenciana
(21) y Baleares (3), donde se dan los primeros pasos en la implantación de los
aerogeneradores. Y, finalmente, quedan Madrid, Extremadura y Cantabria, que son las únicas
comunidades que en 2004 tenían todavía su cuenta de megavatios a cero. Aunque no debería
ser así por mucho tiempo, habida cuenta de las iniciativas existentes para implantar los primeros
parques eólicos.
Situación actual
19
España concluyó
el año 2004 como
el segundo país
del mundo con
mayor potencia
eólica acumulada
2
Tecnología
2.1 El viento
Cómo se forma el viento
Si se colocan seis aerogeneradores imaginarios de última
tecnología (1,5 MW de potencia y 77 metros de diámetro de
rotor) en cada kilómetro cuadrado de las áreas terrestres con
los mejores vientos del planeta, la potencia eléctrica que se
obtendría sería de 72 teravatios (TW)
de vatios, y podría reemplazar 54.000 millones de toneladas
equivalentes de petróleo (Mtep). Es decir: el aprovechamiento
del viento cubriría diez veces el consumo de electricidad
mundial del año 2002 (14.700 TWh)
colocar nada menos que 48 millones de turbinas, en un
espacio de 8 millones de km
2, que son 72 billones3. Para ello, habría que2, una extensión equivalente a
2
Tecnología
23
2
Stanford University. 2005.
Evaluation of global wind power. C.L. Archer y M.Z. Jacobson.
3
Key World Energy Statistics 2004. International Energy Agency. 2005.
16 veces España, si bien el terreno realmente afectado por infraestructuras eólicas no superaría
los 250.000 km
teórico, pero sirve para hacerse una idea de los enormes recursos eólicos disponibles sobre la
Tierra. Para conseguir aprovechar la mayor parte posible de ellos, resulta esencial entender el
comportamiento de ese fluido transparente, incoloro e inodoro, que se mueve paralelamente a
la superficie terrestre: el viento.
En realidad, y una vez más, la existencia del viento en el planeta es consecuencia de la acción del
Sol, pues es la radiación de esta estrella, en combinación con otros factores como la inclinación y
el desplazamiento de la Tierra
en el Espacio o la distribución
de los continentes y los océanos,
lo que activa la circulación
de las masas de aire en el globo
al calentar de forma desigual
las distintas zonas de la superficie
y de la atmósfera terrestres.
El aire que más se calienta
se vuelve más ligero (al agitarse
sus moléculas y perder
densidad) y se desplaza hacia
arriba, siendo ocupado su lugar
por masas más frías.
A gran escala, existe una serie de corrientes de
viento dominantes que circulan por todo el
planeta en capas de la estratosfera. Estos
vientos globales se rigen por los cambios de
2: 0,0005 veces toda la superficie del planeta. Este es un mero ejercicio
24
Energía Eólica
¿Qué es el aire?
Un litro de aire pesa 1,225 gramos. A nivel del mar, y excluidos el contenido en agua (y
otros productos en suspensión como materia orgánica o partículas contaminantes), su
composición es la siguiente:
78,08%
Nitrógeno (N2)
20,95%
Oxígeno (O2)
0,93%
Argón (Ar)
0,03%
Dióxido de carbono (CO2)
0,01%
(Kr), hidrógeno (H
(NO
temperatura y de presión atmosférica, pero también por otros factores, como la fuerza de Coriolis,
que hace que, visto desde el Espacio, el viento del hemisferio norte tienda a girar en el
sentido de las agujas del reloj cuando se acerca a un área de bajas presiones y el del hemisferio
sur lo haga en dirección opuesta.
Por otro lado, cerca de la superficie terrestre, a nivel local, soplan otros vientos más específicos
caracterizados por el relieve
del terreno y otras variables
como la rugosidad o la altura.
Neón (Ne), helio (He), metano (CH4), kriptón2), dióxido de nitrógeno2), xenón (Xe), ozono (O3)…
• Rugosidad:
muy rugosa como
un bosque o una aglomeración
de casas
causará turbulencias y
frenará el viento, mientras
que otra muy lisa
como el mar o las pistas
de un aeropuerto
favorecerá el desplazamiento
del aire.
Una superficie
• Altura:
rugoso, se necesitarán
aerogeneradores de mayor altura
para alcanzar la misma velocidad de
viento que en otros emplazamientos
más lisos.
Si el terreno es
Tecnología
25
El aumento de la velocidad del viento en función de la altura, en terrenos no demasiado
complejos, puede evaluarse mediante la siguiente expresión:
V(h) = V
o * (h/ho)a
V(h) = Velocidad del viento que se desea estimar, a la altura h del suelo
V
o = Velocidad del viento conocida a una altura ho
h = Altura a la que se quiere estimar la velocidad del viento
h
o = Altura de referencia
a
Estimación del valor
= Valor que depende de la rugosidad existente en el emplazamiento (ver cuadro)a para distintos terrenos
Tipo de terreno
a
Liso (mar, arena, nieve) 0,10-0,13
Rugosidad moderada (hierba, cultivos) 0,13-0,20
Rugoso (bosques, edificaciones) 0,20-0,27
Muy rugoso (ciudades) 0,27-0,40
Para conocer el viento que hará en un punto determinado se deben analizar tanto los
vientos globales como los locales. A veces serán los primeros los que predominen sobre
los segundos, y otras, al revés.
Los dos valores clave para analizar el viento son su velocidad (medida con un anemómetro) y
su dirección (medida con una veleta). No todo el viento sirve para generar energía. Por lo general,
para que las palas de un aerogenerador giren se necesitan vientos moderados por encima
de los 4 m/s y por debajo de los 25. No obstante, cada máquina está diseñada para una determinada
velocidad de viento, a partir de la cual generalmente se conseguirá la máxima potencia.
Cuánta energía contiene el viento
Aproximadamente el 2% de la energía que llega del sol se transforma en energía cinética de los
vientos atmosféricos. El 35% de esta energía se disipa en la capa atmosférica a tan solo un kilómetro
por encima del suelo. Del resto se estima que por su aleatoriedad y dispersión solo
podría ser utilizada 1/13 parte, cantidad que hubiera sido suficiente para abastecer 10 veces el
consumo de energía primaria mundial del año 2002 (10.000 Mtep), de ahí su enorme potencial
e interés.
La masa de aire en movimiento es energía cinética que puede ser transformada en energía eléctrica.
Al incidir el viento sobre las palas de una aeroturbina se produce un trabajo mecánico de
rotación que mueve a su vez un generador para producir electricidad. La cantidad de energía
que contiene el viento antes de pasar por un rotor en movimiento depende de tres parámetros:
la velocidad del viento incidente, la densidad del aire y el área barrida por el rotor.
La velocidad a la que el aire pase por las palas resulta determinante, pues la energía cinética
del viento aumenta proporcionalmente al cubo de la velocidad a la que se mueve. Por ejemplo:
si la velocidad se duplica, la energía será ocho veces mayor (2
3).
26
Energía Eólica
En cuanto a la densidad, la energía contenida en el viento aumenta de forma proporcional a la
masa por unidad de volumen de aire, que en condiciones normales (a nivel del mar, a una presión
atmosférica de 1.013 milibares y a una temperatura de 15 °C) es de 1,225 kilogramos por
cada metro cúbico. Esto quiere decir que, cuando el aire se enfríe y aumente de peso al volverse
más denso, transferirá más energía al aerogenerador. Y, al contrario, cuando el aire se caliente
o cuando se asciende en altitud, será menor la energía cinética que llegue a la turbina.
En lo que respecta al área barrida, cuanto más aire en movimiento sea capaz de capturar un aerogenerador
más energía cinética encontrará. En el caso de un rotor de una turbina de 1.000 kW
de potencia nominal, el rotor puede tener un diámetro de unos 54 metros, así que barrerá una
superficie de unos 2.300 m
La energía cinética contenida en el viento es muy grande. Sin embargo, no puede ser extraída
toda por los aerogeneradores. Primero porque esto implicaría detener por completo el viento,
lo que impediría que éste pasara de forma continua a través de las palas de la turbina; de hecho,
y según el
puede teóricamente obtenerse,
como máximo, el 59% de la
energía que llega al rotor. Y segundo,
porque también se
pierde parte en el proceso de
transformación de la energía
en la máquina. Al final, hoy en
día, un aerogenerador aprovecha
cerca del 40% de la energía
almacenada en el viento. Un
porcentaje muy alto, pues supone extraer la
gran mayoría una vez aplicado el
2.Límite de Betz,Límite de Betz.
Tecnología
27
Para cuantificar la cantidad de energía contenida en el viento antes de pasar a través
de un rotor se utiliza la siguiente fórmula:
P = 1/2
r S V3
P = potencia en vatios (W)
r
= densidad del aire en kg/m3
S = superficie o área barrida por el rotor en m
2
V = velocidad del viento en m/s
Aproximadamente el
2% de la energía
que llega del sol se
transforma en
energía cinética
28
Energía Eólica
Modelos meteorológicos para predecir el viento
El principal inconveniente a la hora de producir energía a partir del viento es que éste no
es un recurso del que se pueda disponer de forma constante. Igual aparece que desaparece.
Esto resulta especialmente problemático para gestionar la oferta de energía dentro
de la red general de suministro, en especial cuando los parques eólicos superan ya los
9.000 MW de potencia. Por este motivo, el Real Decreto 436/04 introdujo una gran novedad
en el sector eólico español, y es la obligación de predecir con antelación cuánta
energía se va a producir para poder participar en el mercado energético (una obligación
que se extenderá también a las instalaciones que permanezcan en tarifa regulada en
enero de 2007 y tengan más de 10 MW de potencia).
Esto está forzando a poner a punto sistemas de predicción meteorológicos que ayuden a estimar
con la mayor precisión posible el viento que soplará en cada zona. Y, dentro de este
proceso, resulta especialmente interesante el Ejercicio de Predicción, pionero en el mundo,
puesto en marcha a mediados de 2004 por la Asociación Empresarial Eólica (AEE) en España.
Este ejercicio, que también cuenta con la participación del Instituto para la Diversificación y
Ahorro de la Energía (IDAE), consiste en analizar el estado actual del arte de la predicción eólica
(niveles de resultados alcanzables, detección de variables con más trascendencia en los
resultados, influencia del tipo de modelo de predicción seleccionado, importancia de la cuenca
eólica considerada, influencia del tamaño y características del parque y de los
aerogeneradores, etc.), además de detectar fuentes de mejora de los modelos y del propio intercambio
de información entre los parques eólicos y los modelos de predicción.
Para ello, se cuenta con seis modelos de predicción (de las empresas Meteológica, Meteotemp,
CENER, Casandra, Garrad & Hassan y Meteosim), a los que posteriormente se
Tecnología
29
añadieron otros dos (Aleasoft y Aeolis), aplicados a siete parques del país (Páramo de
Poza y Villacastín, en Castilla y León; Pena da Loba, en Galicia; El Pilar, en Aragón; Muela,
en Castilla-La Mancha; Buenavista, en Andalucía; y Punta Gaviota, en Canarias).
Además, para ello están contando con datos del Instituto Nacional de Meteorología
(INM) para cuadrículas de 5 x 5 km
la AEE ha ofrecido ya algunos resultados:
• El promedio de error de producción hasta ahora entre la producción estimada y
la real es muy variable según el parque del que se trate y del modelo que se utilice,
rondando entre el 30% y el 60%, incluso superándose estos valores en
algunos casos.
• Con el estado del arte actual, resulta muy difícil reducir el error de producción
por debajo del 30%.
• Cuanto más baja es la producción de un parque, mayor es el porcentaje de error.
• No se ha encontrado una influencia apreciable de la complejidad del terreno.
Quizá porque la dispersión de parques y el diseño del Ejercicio no permite detectar
la influencia de este parámetro. En cualquier caso, sí se demuestra que
otros parámetros influirían de manera más decisiva que la complejidad, tales
como el Factor de Capacidad y la cuenca eólica donde se ubica el parque.
Paralelamente a este Ejercicio, se está llevando a cabo otro con un carácter más científico
a nivel europeo: el proyecto ANEMOS, en el que participan 22 organizaciones de 7
países, 5 de ellas españolas, entre ellas el IDAE, financiado con cargo a fondos del extinto
V Programa Marco de la UE, y se desarrolla un sistema de predicción eólico a gran
escala para la integración en la red de la mayor parte de la potencia eólica
2. El ejercicio todavía no ha terminado. No obstante,onshore y
offshore
generada en la Unión Europea.
2.2 El aerogenerador
Cómo es un aerogenerador
La torre:
(perfiles de acero soldados) son más económicas, pero han dejado de usarse por estética y por
ser más incómodas e inseguras para los trabajadores. En terrenos rugosos, las torres más altas
captarán vientos de mayor velocidad.
Soporta la góndola y el rotor. Hoy en día suelen ser tubulares de acero. Las de celosía
Rotor:
cinética del viento en energía mecánica. Cuanto mayor sea el área barrida del rotor mayor será
la producción. Los rotores pueden ser de paso variable (que permiten girar sobre sí mismas a
las palas) o de paso fijo (en el que no pueden girar). También puede ser de velocidad variable
(cuando la velocidad de giro del rotor es variable) o constante.
Conjunto formado por las palas y el buje que las une. Sirve para transformar la energía
Las palas:
la mayoría de las turbinas cuentan con tres palas. Y suelen ser de poliéster o epoxy reforzado
con fibra de vidrio.
Las palas de un aerogenerador son muy similares a las alas de un avión. Hoy en día,
Góndola:
que van a transformar la energía mecánica del rotor en energía
eléctrica. Además, en su exterior cuentan con un
anemómetro y una veleta que facilitan información continua
a todo el sistema para su control.
En su interior contiene los diferentes dispositivos
Multiplicador:
rotor para adaptarla a las necesidades del generador. El movimiento
de giro de los aerogeneradores suele ser bastante
Multiplica la velocidad de giro que llega del
30
Energía Eólica
lento. El rotor de una turbina de 1.500 kW de potencia, por ejemplo, suele girar a una velocidad
de entre 10 y 20 revoluciones por minuto (r.p.m.). El multiplicador aumentará esta velocidad
hasta las 1.500 r.p.m.
Generador:
una bicicleta, aunque generando normalmente corriente alterna. El alternador puede ser síncrono
o asíncrono. El primero suministra una energía de mayor calidad, pero es más caro y
complejo. Esta es la razón por la que el asíncrono es el más extendido de los dos.
Transforma la energía mecánica en energía eléctrica, tal y como hace la dinamo de
Controlador electrónico:
del aerogenerador mediante el análisis de las señales captadas por múltiples sensores
que miden temperaturas, presiones, velocidad y dirección del viento, tensiones e intensidades
eléctricas, vibraciones...
Un ordenador controla continuamente las condiciones de funcionamiento
Sistemas hidráulicos:
auxiliares que permiten el
accionamiento del giro de las
palas sobre su eje, así como el
frenado del rotor o el giro y
frenado de la góndola.
Elementos
Sistema de orientación:
aerogeneradores disponen de
un sistema de orientación
que, con ayuda de los datos
recogidos por la veleta, coloca
siempre el rotor de manera
perpendicular al viento.
Los
Tecnología
31
La potencia de los aerogeneradores
Es común utilizar la potencia nominal para clasificar un aerogenerador. Sin embargo,
esto puede llevar a errores, sobre todo si se usa este parámetro para comparar turbinas,
pues la potencia nominal representa la capacidad de generación máxima que puede suministrar
cada máquina. Resulta mucho más correcto definir una turbina por su curva de
potencia, que determina la potencia que proporciona para cada velocidad de viento. Si
no se dispone de esta información, entonces es preferible utilizar el diámetro del rotor,
más fiable para calcular la energía que puede generar. De hecho, para identificar cada
modelo de aerogenerador se emplea una serie de letras y números, como G80 2.000 o
V72 1.500, pertenecientes, en este orden, al nombre del fabricante (en este caso Gamesa
o Vestas), el diámetro del rotor y su potencia nominal.
Tipos de turbinas eólicas
El aerogenerador de eje horizontal con rotor tripala a barlovento es hoy el modelo más utilizado
para generar electricidad. Existen, sin embargo, variaciones en las turbinas.
Aerogenerador Darrieus:
horizontal, otros modelos lo hacen sobre un eje vertical, perpendicularmente al suelo. La máquina
más conocida de este tipo es la turbina Darrieus, que fue
patentada por el ingeniero francés George Darrieus en 1931 y
comercializada por la empresa estadounidense Flowind hasta
su quiebra en 1997. El aerogenerador está compuesto por un
eje vertical, en el que giran varias palas con forma de C. Algo
similar a un batidor de huevos. Su ventaja principal es que no
necesita ningún sistema de orientación que lo dirija hacia el
viento. No obstante, es menos eficiente que un aerogenerador
de eje horizontal, requiere ayuda para arrancar y recibe
menos viento al estar pegado al suelo.
Si bien el rotor de los aerogeneradores más comunes gira sobre un eje
Aerogenerador monopala, bipala, tripala o multipala:
dos, tres o muchas palas. ¿Qué resulta más eficiente para extraer
la energía del viento? Los primeros aerogeneradores
tenían un gran número de palas, pero con los años se han reducido
a tres. Este es el número menor de palas que
proporciona mayor estabilidad. Es decir, el número que permite
ahorrar más material y peso, sin complicar el sistema.
Algunos modelos utilizan rotores bipala o monopala, que logran
un ahorro todavía mayor, pero resultan menos eficientes
y deben introducir sistemas de control más complicados para
Una,
32
Energía Eólica
mejorar la estabilidad. El
multipala americano también
sigue utilizándose,
aunque solo para vientos
moderados.
Aerogenerador con rotor a
sotavento:
las turbinas tienen el rotor a
barlovento, es decir, delante
de la góndola, para que
no haya ningún elemento
del aerogenerador que pueda
frenar el viento o crear
turbulencias. Sin embargo,
existen también turbinas
con rotor a sotavento, en las
que las palas se encuentran
en la parte trasera de la
góndola. En máquinas pequeñas,
este sistema puede
ser interesante para que la
carcasa de la góndola haga
de veleta y oriente el aerogenerador
en dirección al
viento sin necesidad de
otros dispositivos.
Normalmente,Tecnología
33
Clasificación de aerogeneradores de eje horizontal para producción eléctrica
en función de su potencia
Denominación P
N (kW) R (m)4 Aplicaciones
Muy baja
Embarcaciones, sistemas de
comunicación, refugios de
montaña, iluminación...
1-10 1-3
Granjas, viviendas aisladas
(sistemas EO-FV), bombeo…
Baja 10-100 3-9
Comunidades de vecinos, PYME´s
(sistemas mixtos EO-diésel),
drenaje, tratamiento de aguas...
Media 100-1.000 9-27
Parques Eólicos (terreno
complejo).
Alta 1.000-10.000 27-81
Parques Eólicos (terreno llano,
mar adentro).
Muy alta
En fase de investigación y
desarrollo, requieren nuevos
diseños y materiales no
convencionales. Suponen un salto
tecnológico.
No antes del año 2010.
5 < 1 < 1> 10.000 > 81
34
Energía Eólica
4
Los valores de la dimensión característica radio de la circunferencia descrita por el rotor (R) son aproximados.
5
Esta clase se subdivide según la potencia nominal (PN) en microaerogeneradores (< 1 kW) y miniaerogeneradores (1 < PN < 10 kW).
Tecnología propia de aviones para el diseño de las palas
Las palas de un aerogenerador no son muy distintas de las alas de un avión. Y es que el diseño
de una turbina le debe mucho a la tecnología aeronáutica, aunque luego haya sido adaptada
de forma específica a las condiciones en las que trabajan estas máquinas. De hecho, los aerogeneradores
modernos utilizan principios aerodinámicos procedentes de la aviación para
mejorar la eficiencia de los rotores, como el de sustentación.
El principio de sustentación explica cómo el perfil especial de
un ala provoca que el aire fluya más despacio por debajo del
ala que por encima, lo que conlleva que el avión sea empujado
hacia arriba y sostenido así por el aire. Esta sustentación
depende principalmente del área expuesta al flujo del aire, la
velocidad con la que incide y la inclinación del ángulo de ataque
del ala. Si el área expuesta no es uniforme o el ala se
inclina demasiado, entonces el aire deja de sostener el avión
o el aerogenerador se frena.
Las aeroturbinas modernas usan la resistencia y la sustentación
del viento no solo para extraer la máxima energía, sino
también para controlar el funcionamiento de la máquina. Así,
en los aerogeneradores de paso variable (en los que las palas
pueden girar sobre sí mismas en el buje) basta colocar las
palas en un ángulo en el que encuentren la fuerza suficiente
para que comiencen a dar vueltas. Por el contrario, si el viento
se vuelve demasiado fuerte, entonces se giran en sentido
contrario y el rotor se irá frenando.
Tecnología
35
En el caso de las palas de paso fijo, cuyo anclaje al buje no permite moverlas, el diseño de la
pala hace que, llegados a una velocidad de viento alta, sean los propios perfiles los que entren
en pérdida, controlando aerodinámicamente la potencia de salida.
Los “molinos de viento” se
vuelven gigantes
No hay nada que ejemplarice
mejor el salto dado por la
energía eólica en los últimos
años como los cambios experimentados
por los propios
aerogeneradores. En sí, la tecnología
básica no ha variado
en gran medida desde aquellas
primeras turbinas instaladas
en España en los años ochenta.
Sin embargo, los “molinos
de viento” han ido aumentando
constantemente de tamaño
hasta convertirse en auténticos
gigantes. Se ha pasado de
pequeñas máquinas de unas
pocas decenas de kilovatios
a colosos de varios miles; es
decir, se ha multiplicado la potencia
por cien. De hecho, al
36
Energía Eólica
La turbina más grande del mundo: REpower 5 MW
Una torre tan alta como un edificio de 40 pisos, un rotor con un área barrida mayor que
un campo de fútbol y una generación eléctrica con la que abastecer a cerca de 3.500 hogares
españoles. Estas son las proporciones colosales del que, a día de hoy, es el
aerogenerador más grande del mundo: el REpower 5 MW. De momento, sólo existe una
de estas máquinas y es un prototipo instalado en Brunsbüttel (Alemania), en septiembre
de 2004, que ya vierte energía a la red eléctrica. Está diseñada especialmente para parques
eólicos marinos y constituye el límite tecnológico al que han llegado hasta ahora
los ingenieros. Fabricada por la empresa alemana REpower, esta turbina instalada en tierra
tiene una torre de 120 metros de alto y un rotor de 126 metros de diámetro, que gira
a una velocidad de entre 7 y 12 revoluciones por minuto. Una de sus particularidades más
interesantes son sus palas, fabricadas por LM, pues si bien son las más grandes del mundo
con una longitud de 61,5 metros, los materiales con los que están fabricadas a base
de fibra de vidrio y de carbono con resinas sintéticas logran que cada unidad pese tan
sólo 18 toneladas. El aerogenerador está equipado con un innovador sistema de generación
de velocidad variable y con cambio de paso independiente en cada pala. La pregunta
es: ¿hasta dónde más pueden crecer los aerogeneradores? Muchos técnicos piensan que
a partir de los 5 MW resulta realmente difícil lograr la viabilidad económica de las máquinas.
No obstante, otros consideran que éste es simplemente un nuevo desafío.
final de 2004, el tamaño medio de los nuevos aerogeneradores instalados en España superaba
ya los 1.000 kW.
Esta revolución en el tamaño de las turbinas constituye todo un hito de la ingeniería y ha resultado
decisivo para lograr el despegue de esta energía renovable. Primero, porque supuso
multiplicar la potencia de los parques a la vez que se reducían
los costes por cada kilovatio: con menos máquinas se
podía generar más energía. Pero también porque ha permitido
mejorar la eficiencia y la fiabilidad de las máquinas. La
pieza clave, una vez más, está en el rotor de las turbinas. Para
una misma potencia, pongamos 1.500 kW, la media europea
del diámetro del rotor ha pasado de 65 metros en 1997, a 69
en 2000 y 74 en 2003. Esto ha significado tener que izar torres
cada vez más altas y aumentar el gasto en materiales. Sin embargo,
se ha visto compensado por el incremento de la
producción de energía como consecuencia del aumento del
área barrida y de la captación de mejores vientos a mayores
alturas. ¿El resultado? A la vez que ha crecido el tamaño de los
aerogeneradores, ha descendido el coste por kilovatio de potencia.
Hoy en día, el coste de cada kilovatio instalado en un
parque eólico en España es de unos 940 euros, cuando en
1990 era superior a 1.200. Y a esto hay que sumar una mayor
profesionalización del sector y la drástica reducción de los
gastos de operación y mantenimiento, que en los últimos diez
años se han reducido prácticamente a la mitad.
Sin embargo, se percibe un cierto estancamiento en el crecimiento
de la rentabilidad de las nuevas instalaciones por la
Tecnología
37
38
Energía Eólica
Aunque sea como una aproximación, la obtención de una velocidad media anual del
viento en m/s (V) sí que permite realizar una estimación de la producción neta de electricidad
en kWh/año (E) para un único aerogenerador, considerado como representativo
del conjunto del parque, tomando como referencia el diámetro del rotor en m (D):
Esta fórmula aproximada es válida para aerogeneradores convencionales de paso y
velocidad variable, situados a una altitud de entre 0 y 1.500 metros sobre el nivel del
mar, sometidos a un viento que sigue una distribución de Weibull con un factor de forma
cercano a 2. La relación es útil para velocidades medias de viento comprendidas
entre 7 y 10 m/s si la relación Área barrida / Potencia nominal (S/P
mientras que cuando la relación S/P
6 y 8 m/s. En la expresión están implícitamente consideradas todo tipo de pérdidas,
mediante un coeficiente global de corrección del 85%: indisponibilidad técnica, pérdidas
electromagnéticas (incluidos los autoconsumos de la instalación), pérdidas por
estela provocadas por el resto de aerogeneradores, estado de conservación de las
palas y envejecimiento de los equipos, indisponibilidad por causas ajenas a la instalación
(mantenimiento de la red eléctrica de evacuación y gestión técnica del
sistema), operatividad de la turbina (estrategias de control, rearranques...) y ajuste
de la curva de potencia del aerogenerador al emplazamiento. La energía así calculada
no varía generalmente más de un 10% respecto a la que se obtiene en la realidad.
N) se acerca a 2,5;N es cercana a 3 las velocidades se hallan entre
E [2 - (V-7)/4)] D
2 V3 g
La evaluación
económica de un
parque eólico es un
camino largo y
complejo
paulatina desaparición de los enclaves con vientos de mayor intensidad aún no ocupados en el
país. Aunque la aparición de aerogeneradores de mayor tamaño y eficiencia supone también aprovechar
mejor el territorio disponible (y reducir el impacto paisajístico) y abre la posibilidad de ir
renovando los parques mediante la sustitución de las turbinas antiguas por otras modernas. Un
método conocido en inglés como
“repowering”, que se abre paso ya en Alemania o en Dinamarca.
2.3 El parque eólico
Evaluación económica
Desde que un promotor se lanza a la construcción de un parque eólico hasta que los aerogeneradores
instalados empiezan a verter energía en la red eléctrica suelen pasar más de cinco años.
En ese tiempo, habrá sido necesario realizar evaluaciones de viento, analizar la viabilidad económica,
redactar el proyecto y el estudio de impacto ambiental, negociar el alquiler de los
terrenos, resolver la evacuación eléctrica, conseguir financiación, lograr todos los permisos administrativos,
abrir vías de acceso, cerrar los contratos de compra-venta de la energía, trasladar
las piezas, montar los aerogeneradores, probar los equipos... Se trata sin duda de un largo y arduo
camino. Y, además, caro, pues una instalación requiere una inversión de decenas o cientos
de millones de euros que ha de amortizarse a largo plazo. Por ello, solo se emprenderá el proyecto
si al principio del todo se comprueba que es viable ambiental y económicamente. Y esto
depende, antes que nada, de los vientos que soplen en el lugar seleccionado, de ahí la importancia
de contar con evaluaciones rigurosas. Un error del 10% en la estimación de la velocidad
media puede llegar a suponer desvíos del 30% en la producción de energía.
Existen simulaciones numéricas, basadas en modelos físico-estadísticos, como las que proporciona
el programa informático WASP
(Wind Atlas Analysis and Application Program) con las
Tecnología
39
que se pueden calcular distribuciones espaciales de la velocidad del viento y la producción de
energía esperada a largo plazo en un determinado emplazamiento. Mediante la hábil combinación
en el ordenador de la descripción detallada del terreno y datos eólicos reales, adquiridos
durante períodos de tiempo significativos, validados por estaciones meteorológicas de referencia
cercanas, se obtiene el atlas eólico local. Este atlas será el que se utilice, junto con las
características de los aerogeneradores seleccionados (curva de potencia y empuje) para calcular
la producción energética de cada
Resulta interesante medir las características del viento a la altura a la que vaya a situarse el buje
de los aerogeneradores y, cuando la zona sea grande o accidentada, simultáneamente en varios
puntos del emplazamiento. Y no vale sólo con una velocidad media, que no deja de ser un promedio
de los vientos más rápidos y más lentos, y que no describe realmente la distribución estadística
de la velocidad del viento. De hecho, puede llevar a sobreestimar o subestimar los recursos, pues
puede ocurrir que vientos rápidos pero escasos, aporten mucha más energía que otros lentos muy
abundantes (no hay que olvidar que la energía del viento aumenta con el cubo de la velocidad).
El siguiente paso tras evaluar de forma rigurosa la velocidad del viento y estimar la producción
de energía previsible es analizar la viabilidad económica del proyecto. Para valorar el
proyecto se debe tener en cuenta la inversión necesaria para promover, construir y poner en
marcha la planta, los costes de explotación a lo largo de la
vida operativa de la misma y la previsión de la evolución en
el tiempo del precio percibido por cada kilovatio-hora puesto
en red. Con estos datos y aplicando la tasa impositiva
correspondiente será suficiente para calcular el beneficio
neto estimado anualmente y, añadiendo la amortización, los
flujos de caja, para calcular
del proyecto. Y, por tanto, la decisión de seguir adelante
o no con la inversión.
lay-out (distribución de aerogeneradores) propuesto.ex ante la rentabilidad económica
40
Energía Eólica
De acuerdo con datos facilitados por los propietarios de los parques eólicos a las comunidades autónomas,
transmitidos y corroborados por la experiencia de IDAE mediante la participación en
numerosos proyectos, la inversión total, llevada al “momento cero”, es decir, cuando inicia su operación
comercial, para un parque tipo en el año 2005 se establece en 940
Las características del parque tipo son:
Û/MW (IVA no incluido).
•
Potencia nominal: 25 MW
•
Potencia unitaria máquina: 1.250 kW
•
Diámetro rotor / Altura buje: 65 m/60 m
•
Orografía y accesibilidad: Normal
•
El desglose porcentual del coste de la inversión es el siguiente:
Línea de evacuación: 10 km/132 kV
•
Aerogeneradores: 74%•
Equipamiento Eléctrico: 17%•
Obra Civil: 5%•
En la partida Equipamiento Eléctrico se incluyen los transformadores
de BT/MT que normalmente se encuentran
instalados dentro del aerogenerador. Igualmente, se ha considerado
un capítulo que tiene en cuenta la participación de
la Propiedad del parque en la financiación de la ejecución de
nuevas líneas de distribución/transporte o en la remodelación
y repotenciación de las ya existentes, incluso alejadas
del parque eólico en cuestión, pero necesarias para permitir
su evacuación.
Varios: 4%Tecnología
41
Se supone que el suministro se realiza “llave en mano”, donde un único Contratista asume solidariamente
ante la Propiedad y las entidades financieras el riesgo de ejecución y puesta en
marcha de la totalidad del proyecto hasta la Recepción Provisional. Bajo esta modalidad de suministro
la Propiedad se inhibe en buena parte del proyecto durante la fase de ejecución. El
Contratista se hace cargo de todo lo necesario para poner en operación la planta, responsabilizándose
del Suministro, Ingeniería, Construcción, Transporte, Instalación, Pruebas, Puesta en
Marcha, Ensayos de Funcionamiento, Dirección del Proyecto, Seguridad y Salud, Control de Calidad,
Seguros, Vigilancia, etc. Por su parte, la Propiedad contrata al Director Facultativo y al
Coordinador de Seguridad y Salud para asegurarse de la buena marcha del proyecto, así como
la Asistencia Técnica externa durante la fase de construcción. El gasto que conllevan estos tres
conceptos se incluye en el apartado Varios, junto con los gastos de promoción del proyecto
enumerados más adelante.
Si se contrata el suministro por partidas el coste total muy probablemente sería menor, aunque
en este caso la Propiedad tendría que supervisar y controlar rigurosamente el desarrollo del
proyecto para evitar desviaciones y errores en la planificación que incrementarían fácilmente el
coste de la instalación.
Los intereses intercalarios, abonados por la Propiedad para la financiación del proyecto mediante
la contratación de una póliza de crédito puente durante la fase de construcción, es decir,
desde la firma del contrato “llave en mano” hasta su puesta en marcha, así como los intereses
inherentes al préstamo a corto plazo otorgado por las entidades financieras para la financiación
del IVA de la inversión, que se recuperará después, se estiman en un coste efectivo del
2,5% de la totalidad del proyecto, y están incluidos capitalizados proporcionalmente en los
apartados Aerogeneradores, Equipamiento Eléctrico y Obra Civil.
El apartado Varios se financia normalmente con recursos propios e incluye los gastos realizados
en la promoción del proyecto: evaluación y validación de los recursos eólicos, realización
42
Energía Eólica
de estudios de impacto ambiental y arqueológico, elaboración de documentación y proyectos
de ejecución, tramitación, relaciones con la administración, particulares y compañía eléctrica,
gestión de compras (elaboración de especificaciones técnicas, petición y adjudicación de ofertas,
contratación, etc.), obtención de licencias y permisos, gestión integral del proyecto,
contratación de asesores técnicos, legales, de seguros, financieros, etc.
Los gastos de explotación han sufrido una importante disminución durante los últimos años, al
tiempo que mejoraba la fiabilidad y disponibilidad de los equipos. En total representan en media
aproximadamente el 22% de la facturación anual del parque (1,5 c
ingresos, considerando tarifa regulada, de 6,9 c
Û/kWh sobre unosÛ/kWh para 2005), y pueden desglosarse porcentualmente:•
Operación y Mantenimiento 57%•
Alquiler de terrenos 16%•
Seguros e Impuestos 14%•
Las cifras expuestas representan los valores medios a lo largo de la vida operativa de la instalación,
estimada en 20 años. Ha sido considerada una garantía inicial ofertada por el fabricante
(o por el suministrador de la instalación completa) de dos años, período durante el cual los gastos
de O&M son nulos o muy pequeños (solo se facturan los consumibles, el correctivo está
cubierto por la garantía) y son realizados por el Contratista.
La partida de O&M puede desglosarse a su vez en:
Gestión y Administración 13%•
Aerogeneradores 87%•
Cada uno de estos epígrafes se divide a su vez en gastos de personal, repuestos y consumibles.
Resto de instalaciones 13%Tecnología
43
Rentabilidad del proyecto
La hipótesis realizada para el cálculo de la rentabilidad del
proyecto (sin financiación) para el parque tipo, con una producción
media de 2.350 horas anuales equivalentes, en
relación con los gastos de explotación es que evolucionarán
de acuerdo con el IPC previsto (2,5%), en consecuencia no
variarán en términos reales a lo largo de su vida.
En cuanto a los ingresos por venta de energía eléctrica se ha elegido
la opción tarifa regulada siguiendo una evolución, durante
los 20 años de vida útil de la instalación, estimada en un incremento
medio anual del 1,4%.
Con los datos anteriores se obtiene una tasa interna de rendimiento (TIR) del proyecto,
sin financiación, en moneda corriente, después de impuestos superior al 7% y sin riesgo
regulatorio.
Sensibilidad económico-financiera
Finalmente, si se considera la financiación y se realiza un análisis de sensibilidad con las diferentes
variables del proyecto se muestra que desde el punto de vista económico-financiero es:
•
Extremadamente sensible al precio de venta del kWh producido.
•
Muy sensible a la producción y a la relación Fondos Propios/Fondos Ajenos a Largo Plazo.
•
la duración del mismo.
Sensible a la inversión, a los gastos de explotación, al tipo de interés del préstamo y a
•
(atendiendo a lo que marca la legislación vigente).
Menos sensible a la inflación (si no se supera el 4%) y al período de amortización fiscal
44
Energía Eólica
Composición y diseño del parque
El diseño de cada parque va a depender de las condiciones del viento, de la tecnología empleada
y del proyecto específico realizado por el promotor, junto con las condiciones
impuestas por los órganos implicados en su aprobación, fundamentalmente de carácter ambiental
y urbanístico. No obstante, toda instalación de estas características debe contar con
los siguientes elementos:
Terrenos
Los terrenos sobre los que se asientan los parques eólicos suelen ser propiedad de municipios
o particulares a los que se alquila (el alquiler en promedio ronda el 3,5% del
valor de la energía producida, aunque los límites oscilan mucho, entre el 1% y el 15%
–en algunas zonas de las Islas Canarias–, dependiendo fundamentalmente del potencial
eólico y de la voluntad negociadora de las partes). Este alquiler está ayudando muy
positivamente a promocionar la energía eólica en las poblaciones rurales. Por otro
lado, unas de las virtudes de esta fuente de energía es que la instalación de los aerogeneradores
no impide que se siga aprovechando los terrenos para otros usos, como
campos agrícolas o pastos.
Aerogeneradores
Para sacar el máximo rendimiento a los recursos eólicos, los aerogeneradores deben alinearse
de forma perpendicular a la dirección predominante de los vientos que
proporcionen mayor generación eléctrica. En cuanto a la separación entre máquinas,
ésta dependerá del diámetro de los rotores, la disponibilidad de terreno y la dirección
de los vientos dominantes. Generalmente se superan los 2,5 diámetros del rotor para
aerogeneradores situados en una misma hilera y los 7,5 diámetros para aerogeneradores
de hileras paralelas. En la fase de construcción debe tenerse en cuenta también el
tamaño cada vez mayor de las aeroturbinas y la necesidad de accesos amplios por los
Tecnología
45
que entren los remolques con las piezas y las grúas de montaje para elevar góndolas con
pesos del orden de las 100 toneladas (y en un futuro próximo superiores).
Infraestructura eléctrica
Un parque eólico requiere toda una infraestructura eléctrica para recoger la energía de
los aerogeneradores (normalmente a 690 voltios de tensión) y llevarla hasta la línea de
distribución de la compañía eléctrica más adecuada o hasta las grandes líneas de
transporte de REE (de hasta 400.000 V). En instalaciones de poca potencia la evacuación
se realiza a la tensión de generación de los aerogeneradores hasta un
transformador que eleva la tensión hasta la existente en el punto de conexión, siendo
las pérdidas eléctricas importantes. En grandes instalaciones, en cambio, se suelen
agrupar por sectores los aerogeneradores, existiendo distintos transformadores. En estos
casos se necesitan líneas de media tensión aéreas, de unos 30.000 V, que van
desde los transformadores hasta una subestación
central del parque, donde se eleva la
tensión hasta alcanzar la de la distribución general
de la compañía eléctrica. Con el objeto de
reducir el impacto visual que ocasionan en el
paisaje los centros de transformación dispersos
por el parque es habitual que los aerogeneradores
incorporen en su interior el transformador
elevador de baja a media tensión -BT/MT- (disminuyéndose
las pérdidas eléctricas pero
incrementándose el coste de la inversión) y mediante
líneas subterráneas llevar la energía
producida hasta la subestación central del parque
eólico.
46
Energía Eólica
Infraestructura de control
Aunque un parque eólico está hoy totalmente automatizado y no requiere la intervención
humana para funcionar, a partir de cierto tamaño estas instalaciones cuentan con
un centro de control que recibe y analiza todos los datos de funcionamiento y ambientales
registrados por los aerogeneradores. De este modo, un operador puede seguir en
su pantalla de ordenador todos los pormenores del parque o detectar cualquier incidencia,
lo que resulta muy útil para optimizar su operación. Los valores captados sirven
también para generar bases de datos históricas del funcionamiento del parque, que son
fundamentales para implementar y poner a punto el programa de mantenimiento predictivo
de la instalación.
Otras dependencias
La instalación suele contar además con algún almacén donde guardar repuestos, consumibles
y herramientas y donde acumular el aceite usado de los aerogeneradores. Este es el
residuo más importante generado por una instalación, ya que cada 18 meses se debe renovar
el aceite de las máquinas.
Tecnología
47
Un operador
puede seguir en
su pantalla todos
los pormenores
del parque eólico,
detectando en el
acto cualquier
incidencia
3
La energía
eólica
en el mar
3.1 Los recursos eólicos en el mar
Con cerca de 600 MW acumulados al finalizar el año 2004,
los parques eólicos marinos representan todavía una proporción
pequeña de la potencia instalada en el mundo. No
obstante, la industria eólica europea es consciente de que
estas instalaciones marinas constituyen uno de los grandes
desafíos actuales y una de las áreas con más proyección de
futuro. Se han llevado a cabo diversos estudios para evaluar
los recursos eólicos de los mares europeos: algunos estiman
en unos 3.000 TWh/año
extraer, y de ellos, 140 TWh/año en España. Otros
rebajan este cálculo a alrededor de 500 TWh/año
y 7 TWh/año en España, lo que sigue siendo un valor
apreciable. En cualquier caso, el dato que mejor refleja el potencial
de esta tecnología es que en la actualidad son ya más
6 la cantidad de energía que se podría7 en el continente
3
La energía
eólica
en el mar
51
6
Garrad Hassan; Germanischer Lloyd; Windtest (1995).
7
et al. 2001.
Concerted Action on Offshore Wind Energy in Europe. Delft University
de 20.000 los megavatios propuestos en los mares del norte de Europa. Greenpeace
parte, estima que podría satisfacerse un 23% de la demanda eléctrica prevista en la UE-15 para
el año 2020 si para entonces se tienen instalados en las costas 240 GW (720 TWh/año).
¿Por qué en el mar? Las condiciones especiales del medio marino suponen importantes ventajas
para el aprovechamiento de la energía eólica:
• En el mar la rugosidad superficial es muy baja en comparación con el medio terrestre
y no existen obstáculos que puedan reducir la velocidad del viento. Esto favorece la circulación
del viento a mayores velocidades y hace innecesario el tener que subir la
altura de la torre más de lo que obligue la suma del semidiámetro del rotor y la altura
máxima de la ola prevista. Por lo general, los vientos van ganando en velocidad al separarnos
de la costa.
• El recurso eólico es mayor y menos turbulento que en localizaciones próximas en línea
de costa sin accidentes geográficos. La existencia de menor turbulencia ambiental en
el mar disminuye la fatiga a la cual se encuentra sometido un aerogenerador aislado,
y aumenta su vida útil.
• Las áreas marinas disponen además de enormes espacios donde colocar aerogeneradores,
lo que ofrece la posibilidad de instalar parques mucho más grandes que en
tierra. El parque de Arklow Bank, en Irlanda, en el que participa la empresa española
Acciona, tiene proyectado ampliarse a 520 MW, pero hay propuestas en Alemania y en
Francia para crear instalaciones de más de 1.000 MW.
• La vastedad de este medio, unido a su lejanía con los núcleos de población, consigue
reducir también el impacto visual sobre el paisaje.
8, por su
52
Energía Eólica
8
Sea Wind Europe. Greenpeace. 2004
• Su ubicación lejos de lugares habitados permite
suavizar las restricciones impuestas por las autoridades
ambientales en relación con la emisión y
propagación de ruido e incrementar la velocidad de
punta de pala, con la correspondiente disminución
de su peso y de las estructuras que las soportan,
consiguiendo una reducción significativa del coste
de fabricación del aerogenerador en su conjunto.
Sin embargo, no todo es tan sencillo; de ser así, habría hoy
muchos más megavatios
instalaciones marinas tienen también importantes desventajas
respecto a las terrestres:
• La evaluación del recurso eólico en la Zona de Discontinuidad
Costera (
mucho más cara que en tierra.
• No existen infraestructuras eléctricas que conecten
las áreas con mayores recursos eólicos en mitad del
mar con los centros de consumo. La situación es semejante
a lo experimentado por el sector del gas
natural cuando descubrieron importantes yacimientos
de este recurso en el Mar del Norte, antes de que
hubiese gasoductos con los que poder trasladarlos
al continente.
• Los costes de la cimentación y las redes eléctricas
de estas instalaciones encarecen en gran medida la
offshore en funcionamiento. Estas< 10 km) es más compleja y
La energía eólica en el mar
53
tecnología
inversión total de un parque eólico, en el mar representan aproximadamente un 55%.
Por su parte, el coste de la obra civil en un parque eólico marino tipo se estima en un
20% del total (frente al 5% en tierra firme) y el de las infraestructuras eléctricas en otro
20% (15% en tierra).
• Las limitaciones de acceso y las dificultades para trabajar en medio del mar en la fase
de montaje y en el mantenimiento de la instalación.
• El aumento de los costes y dificultades de construcción, según el proyecto vaya alejándose
de la costa o aumente la profundidad marina, siendo este último uno de los
principales argumentos esgrimidos para justificar la nula penetración de la energía eólica
marina en España (pues la mayoría de las aguas superan la profundidad máxima
económicamente viable en la actualidad: 25 metros).
• Debido a la mayor propagación de las turbulencias por la baja rugosidad del mar, el
efecto provocado por la propia estela de los aerogeneradores sobre el resto de las máquinas
de un parque eólico es más importante en este medio que en tierra, lo que
disminuye la vida útil de las turbinas. Para evitarlo, las máquinas requieren más separación
entre ellas y esto implica un aumento de la inversión.
offshore: si en tierra los aerogeneradores suponen del orden del 75% de la
3.2 Evolución de la tecnología mar adentro
A pesar de la lenta cadencia de implantación de las instalaciones
offshore
eólica marina sí que ha progresado de forma considerable en
los últimos años. Los aerogeneradores han llegado hasta los
5 MW de potencia nominal y han incorporado mejoras para el
, lo cierto es que la tecnología de energía
54
Energía Eólica
La tecnología
de energía
eólica marina
ha progresado
considerablemente
en los últimos
años
trabajo en el mar, como una mayor velocidad punta de pala (con palas más delgadas y menos
pesadas) y un mayor equipamiento en las góndolas para mejorar el trabajo de mantenimiento
(helipuertos).
Los avances conseguidos hasta la fecha están esperando para ser implementados en los grandes
proyectos eólicos marinos. Los objetivos a conseguir para los nuevos desarrollos de grandes
aerogeneradores marinos en cuanto a características técnicas son: 25 kg de peso de góndola
más rotor
kg por kW de potencia nominal.
Las mayores limitaciones de las máquinas son de tipo logístico:
el traslado de las piezas y el montaje en alta mar. En
cualquier caso, hoy el gran desafío de las instalaciones mar
adentro sigue siendo reducir los costes de las cimentaciones,
de las que existen distintas variantes: monopilotaje, trípode,
de gravedad y flotante. Las de monopilotaje son las más utilizadas
para aguas de profundidad media (hasta 25 metros),
las de gravedad para profundidades pequeñas (de menos de
5 metros) y las de trípode para mayores profundidades (hasta
50 metros). Por su parte, las flotantes son todavía una
incógnita, pero pueden ser la solución para aquellas zonas
de aguas más profundas. Hasta la fecha todos los parques
eólicos marinos instalados no superan los 20 metros de profundidad
y su distancia a la costa es menor de 15 km.
Para disminuir al máximo las pérdidas electromagnéticas en los
parques eólicos marinos debido a su gran tamaño y a las considerables
distancias entre el lugar de generación y los puntos de
(top head mass) por cada m2 de área barrida y 50
La energía eólica en el mar
55
consumo, se está analizando la posibilidad de generar en continua y realizar el transporte a muy
alta tensión tras la correspondiente transformación (HVDC o
El primer parque eólico en el mar se construyó en 1991 en Dinamarca. Es el de Vindeby, en el
Mar Báltico, una instalación de 4,95 MW, compuesta por once aerogeneradores Bonus (hoy
Siemens) de 450 kW. Entonces, la inversión necesaria fue de 2.200
después, en 2002, se construyó también en este país uno de los mayores parques eólicos marinos
de la actualidad, el de Horns Rev, que tiene 80 aerogeneradores Vestas de 2 MW que
suman una potencia de 160 MW, y el coste había descendido a unos 1.700
temprana de las máquinas tras su instalación, por un defecto de diseño, implicó el
desmontaje de la totalidad de los generadores y transformadores eléctricos para su reparación
en tierra firme, incrementando la inversión de forma considerable, cuyo coste, asumido por
Vestas, puso en un serio aprieto a esta compañía. La inversión sigue siendo mucho más alta
que para una instalación en tierra, aunque con una tendencia decreciente.
High Voltage Direct Current).Û/kW. Más de una décadaÛ/kW, aunque la modificación
56
Energía Eólica
Parques eólicos marinos en las costas españolas
A fecha de hoy no hay ningún parque eólico marino en aguas españolas. Y, a pesar de
existir varios proyectos propuestos, en especial en las costas de Cádiz y del Delta del
Ebro, éstos se están encontrando con muchos obstáculos. En el caso de Cádiz, la empresa
EHN (hoy propiedad del grupo Acciona) presentó un proyecto para construir un parque
(asociado a la acuicultura) de 273 aerogeneradores y 983 MW de potencia. Otra firma,
Capital Energy, planteó instalar 540 MW. Y una filial de la empresa alemana Unweltkontor,
que actualmente ha cedido los proyectos al grupo Elecnor, propuso cinco parques
La energía eólica en el mar
57
marinos de 50 MW cada uno. Solo estos parques marinos suman 1.773 MW, más de cinco
veces la potencia instalada a finales de 2004 en toda Andalucía en tierra firme. Sin embargo,
estos proyectos han sido recibidos con mucho recelo por parte de las poblaciones
locales, en especial los pescadores, que piensan que las grandes construcciones costeras
pueden perjudicar a los recursos pesqueros o a la navegación y, por este motivo, se oponen
frontalmente a ellas. Y esto a pesar de que los cálculos de los promotores reflejan que
estas instalaciones supondrían más de 1.500 nuevos empleos en la comarca.
Al margen de estos intentos, lo cierto es que la extensión del litoral español, la localización
geográfica de la Península Ibérica y los altos recursos eólicos aprovechables tierra
adentro, posibilitan la existencia de fuertes corrientes aéreas sobre el mar. Sin embargo,
la compleja orografía del fondo del mar, las fuertes corrientes marinas, las actividades
turísticas, pesqueras y otros condicionantes, junto con la inexistencia de estudios eólicos
detallados, imposibilita presentar cifras estimativas sobre el potencial técnicamente
disponible. Aun así, se calcula que en alguno de los emplazamientos se superarían fácilmente
las 3.000 horas anuales equivalentes.
La instalación de estos parques implica un aumento sustancial de la inversión inicial, estimada
en aproximadamente un 50% para localizaciones ubicadas a 15 kilómetros de línea de
costa con 15 metros de profundidad media, así como de los costes de operación y mantenimiento,
en un porcentaje parecido, respecto a las instalaciones convencionales ubicadas en
tierra. Además, requerirán un importante esfuerzo en las áreas de diseño, planificación, instalación
y explotación, ya que el desarrollo de una tecnología propia en nuestro país
necesita unos plazos prudenciales que permitan trasladar la experiencia adquirida en los
parques convencionales, mediante la incorporación de las innovaciones pertinentes.
4
Otros usos y
aplicaciones
4.1 Generación eléctrica a escala “mini”
Si bien los aerogeneradores se han vuelto cada vez más grandes,
hay una variante de máquinas que se han negado a crecer. Son
las turbinas de una potencia inferior a los 10 kW, una de las joyas
de los defensores de la generación eléctrica a escala “mini”.
Aunque la producción de energía de esta tecnología es limitada
puede ser suficiente para cubrir pequeños consumos, y tiene un
buen número de ventajas con respecto a la gran eólica:
• Puede suministrar electricidad en lugares aislados y
alejados de la red eléctrica.
• Causa mucho menor impacto visual que las máquinas
grandes.
• Genera la energía junto a los puntos de consumo,
por lo que reduce las pérdidas.
• Es accesible a muchos usuarios, sin apenas necesitar
obra civil, y su instalación es sencilla.
• Funciona con vientos moderados y no requiere estudios
de viabilidad complicados.
4
Otros usos y
aplicaciones
61
En España, los pequeños aerogeneradores son sobre todo utilizados para el autoconsumo de
edificaciones aisladas. Además, suelen ir acompañados de paneles solares fotovoltaicos formando
parte de pequeños sistemas híbridos que, por medio de la combinación de la energía del
sol y el viento, permiten garantizar el suministro eléctrico. Estos sistemas, bastante fiables, incluyen
unas baterías donde se almacena la energía sobrante para cuando no haya viento ni sol.
Otra posibilidad consiste en utilizar estas máquinas para producir
energía y verterla a la red eléctrica aunque su coste
resulta prohibitivo, al igual que en las instalaciones de media
potencia (entre 10 y 100 kW). Esta opción está muy poco
desarrollada en España; sin embargo, esto podría cambiar con
unas condiciones más favorables en la retribución de la venta
de la electricidad, similares a las de la energía fotovoltaica.
Técnicamente, estas aeroturbinas tienen una estructura similar
a las grandes, solo que su diseño es mucho más
simple (sistemas de orientación pasivos, generadores eléctricos
robustos de bajo mantenimiento, ausencia de
multiplicadores...). Su sencillez de funcionamiento hace que
estas pequeñas instalaciones puedan ser atendidas por los
propios usuarios.
4.2 Bombeo de agua
Aparte de la generación eléctrica, la tecnología eólica puede
tener otras importantes aplicaciones. Tal es el caso de la extracción
de agua del subsuelo, para lo que resultan
62
Energía Eólica
especialmente interesantes los molinos multipala de bombeo, unas máquinas que no han cambiado
prácticamente desde hace más de un siglo. Estas aerobombas, cuyo par de arranque es
alto, funcionan bien con vientos flojos o medios, muy estables y poco racheados. Por lo general,
cuentan con un número de palas entre 12 y 24, aunque pueden tener más, y su máximo
rendimiento aerodinámico alcanza el 30% (50% del límite de Betz), manteniéndose dicho valor
prácticamente constante desde el arranque hasta una velocidad de viento incidente de 12 m/s,
en la que se alcanza la máxima potencia, para después disminuir rápidamente hasta la parada
del molino a unos 20 m/s.
Este tipo de máquina presta servicios importantes en las regiones con velocidades medias
anuales entre los 4 y los 5 m/s, aprovechando principalmente los vientos de velocidades comprendidas
entre los 3 y los 7,5 m/s.
Otros usos y aplicaciones
63
El ejemplo de California
En la costa oeste de Estados Unidos, los californianos que estén meditando instalar un
aerogenerador de pequeña potencia pueden entrar en Internet y consultar directamente
los mapas de viento suministrados
(CEC). El permiso para la instalación es sencillo y las normas están totalmente estandarizadas.
Entre otros requisitos, la máquina debe contar con el certificado de la CEC, la
altura de la torre tiene que cumplir los máximos establecidos por las ordenanzas municipales,
en función de la superficie de la finca donde se instale, y ha de avisarse a los
vecinos que vivan 100 metros alrededor. Luego se conecta a la red eléctrica y se coloca
un contador especial que descontará los kilovatios-hora consumidos a los producidos. La
energía generada de más al final de cada período será pagada al dueño del aerogenerador
al mismo precio de venta al consumidor o a un porcentaje cercano.
Las instalaciones de molinos multipala suelen emplearse en explotaciones agropecuarias aisladas
cuyas necesidades de agua no sean elevadas, ya que su limitada potencia impide su
aplicación con caudales grandes o a mucha profundidad. Un molino de 5 m de diámetro, especialmente
indicado para captar caudales medios, a 7,5 m/s es capaz de impulsar 8.000 litros
de agua por hora desde una profundidad de 50 metros.
El sistema de funcionamiento es muy sencillo: El molino comienza a trabajar a partir de vientos
de 3 m/s y la rotación de la rueda multipala acciona solidariamente, a través de la biela y
los vástagos, la bomba de pistón colocada en el fondo del pozo del que se quiere extraer el
agua. La bomba cuenta con un pistón y un sistema de válvulas que van impulsando el agua por
el interior de los tubos hasta que ésta sale finalmente a la superficie. Es común que la aerobomba
se encuentre conectada a un depósito donde almacenar el agua. Si el viento aumentara
su velocidad de golpe, un sistema automático frenaría la rueda para evitar daños.
Aunque esta es la tecnología más difundida existen otras posibilidades para bombear agua como
los aerogeneradores con electrobomba sumergida o con accionamiento mecánico directo sobre
una bomba de eje vertical o las aeroturbinas basculantes con accionamiento oleohidráulico.
online por la Comisión de la Energía de California
4.3 Hidrógeno “verde”
El hidrógeno, la sustancia más abundante en la naturaleza, que almacena la mayor cantidad de
energía por unidad de peso, puede ser el combustible que destrone al petróleo, pero tiene un inconveniente:
no se encuentra libre. Para obtenerlo se requiere gran cantidad de energía. La energía
eólica ya ha demostrado que puede generar tanta electricidad como se quiera, y sin contaminar,
pero tiene también un inconveniente: como depende del viento no siempre produce la energía
cuando se necesita. Ahora bien, ¿por qué no juntar estos dos elementos? Los expertos están de
acuerdo en que la combinación del hidrógeno con las energías renovables puede representar
64
Energía Eólica
la revolución energética del siglo XXI: el “hidrógeno verde”. En el caso de la eólica, cuando haya
viento se podría utilizar la electricidad generada por los aerogeneradores para extraer hidrógeno
del agua mediante un proceso de electrólisis. Esto tendría una gran ventaja y es que se podría
almacenar para utilizarlo como combustible cuando no hubiese viento y los aerogeneradores estuvieran
parados. Además, la pila de combustible permite
utilizar el hidrógeno para transformarlo en electricidad y con
ella mover un coche o calentar e iluminar un hogar.
Sin embargo, en todo este proceso se ocasionan muchas pérdidas:
la eficiencia termodinámica de la conversión de
electricidad a hidrógeno mediante un electrolizador supera
levemente el 50%. Producir hidrógeno a partir de agua (o de
hidrocarburos) precisa de un aporte energético superior a la
energía que queda “almacenada” en el hidrógeno. Además,
hay que comprimirlo, almacenarlo, transportarlo y distribuirlo
para volver a utilizarlo, ya sea mediante “combustión
limpia” o generación eléctrica con una pila de combustible.
En este último caso la eficiencia de conversión final puede incrementarse
notablemente (hasta conseguir un 85%) si la
pila forma parte de un sistema que combine eficazmente la producción conjunta de electricidad
y calor útil (cogeneración) e incluso refrigeración (trigeneración).
Vemos pues que el hidrógeno se comporta como un “vector”, NO ES UNA FUENTE DE ENERGÍA
sino un portador de la energía primaria contenida en el viento, y no parece lógico pensar que,
hoy por hoy, para su obtención a gran escala se vaya a emplear la electricidad proveniente de
la red por su alto coste de oportunidad, más habiendo métodos como el reformado del gas natural
que cuesta menos de la mitad que el procedimiento electrolítico, aunque emitiendo
dióxido de carbono.
Otros usos y aplicaciones
65
Aunque de momento se trata de hipótesis de futuro, son muchas las empresas y los centros de
investigación que tratan de poner a punto la pila de combustible y la tecnología necesaria para
la obtención del hidrógeno a partir de energías limpias, como la eólica. Una posibilidad sería
utilizar instalaciones eólicas marinas para la generación
agua de mar (la salinidad mejora el proceso). De este modo se solucionarían los problemas
de infraestructuras eléctricas de los parques marinos, pues en lugar de transportar la energía
producida por los aerogeneradores a través de impactantes redes eléctricas, se podría trasladar
almacenada en barcos una vez haya sido transformada en hidrógeno. O a través de las
actuales redes de gasoductos, si se colocan los parques eólicos junto a estas infraestructuras.
in situ del hidrógeno a partir del propio
4.4 Desalinización
El debate político en torno a la escasez de agua en España ha
espoleado la investigación para el desarrollo de otra posible
aplicación de la energía eólica: la desalinización. Mediante la
aplicación del sistema de ósmosis inversa se puede actualmente
desalar agua de mar con precios cercanos a los 60
céntimos de euro el metro cúbico
no han resuelto todavía la cuestión del consumo eléctrico. Hoy las mejores plantas
necesitan un mínimo de 4 kWh
que hace unos años, pero todavía demasiado alta en términos de contaminación y en emisiones
de CO
combustión convencionales. La llave para solucionar este problema, y por tanto buena parte
también del de la escasez de agua, puede estar de nuevo en las energías renovables, y en concreto
la eólica, pues la cantidad de electricidad consumida por estas instalaciones quedaría en
un segundo plano si esta fuese generada de una forma “limpia”.
9; sin embargo, las desalinizadoras10 para desalar cada metro cúbico, una cantidad mucho menor2 para un uso masivo de esta tecnología si la electricidad procede de plantas de
66
Energía Eólica
Aunque las desalinizadoras deben estar junto a la costa y cerca de los puntos de consumo para
ser viables económicamente, en general las zonas del país donde suelen instalarse no tienen
un elevado potencial eólico, excepto en el litoral canario y sur peninsular. Otra cuestión son los
requisitos del suministro eléctrico para una desalinizadora por ósmosis inversa, pues estas instalaciones
requieren mucha energía y que ésta sea constante, para hacer pasar el agua de mar
a alta presión (unas 70 atmósferas) por las membranas que “filtran” el líquido. Y la constancia
no es una de las virtudes de la energía eólica.
Los ingenieros han recogido el guante y son ya varios los proyectos dados a conocer que logran
unir estas dos tecnologías. Unos combinan la energía eólica con los combustibles fósiles de
forma que se vayan alternando según haya o no viento; otros proponen utilizar los aerogeneradores
para bombear agua y almacenarla en altura, de manera que luego pueda aprovecharse
en un salto hidráulico para generar electricidad de forma constante, como en la proyectada
central hidroeólica de la isla de El Hierro; por último, también se ha planteado desalar el agua
directamente en instalaciones mar adentro, con aerogeneradores que bombeen agua de mar a
presión. Este sistema resolvería además la cuestión del impacto ambiental causado en las costas
por el vertido hipersalino (salmuera) generado en la desalación.
Otros usos y aplicaciones
67
9
productos químicos, gestión, operación, autoconsumo de la planta…) y por supuesto la amortización de la planta.
Aquí se tienen en cuenta todos los costes asociados a la producción: eléctricos, mantenimiento (sustitución regular de membranas,
10
variación importante del rendimiento) que se estima necesario por cada metro cúbico desalado, puesto en el depósito de
almacenamiento a la altitud sobre el nivel del mar de la desalinizadora (en la costa, las que están en el mar) para la mejor
tecnología disponible (con recuperación energética). El pretratamiento de las aguas que hay que realizar antes del proceso de
ósmosis inversa consume del orden de 0,5 kWh/m
para evitar el ensuciamiento en las membranas y facilitar la sedimentación de las impurezas en el lecho marino antes de llegar al
depósito de entrada.
Dicho consumo es el medio anual (el consumo varía en función de la temperatura del agua de mar; 2 °C de diferencia supone una3, porque no sólo se pretrata el agua que va a ser desalada, sino mucha más
10
Y no hay que olvidar que luego habría que sumar el consumo energético para bombear el agua hasta el punto de suministro.
Se ha planteado el
desalar el agua
directamente en
instalaciones mar
adentro
5
Sostenibilidad
y medio
ambiente
5.1 Aspectos ambientales
Como el resto de energías renovables, la eólica es una fuente
de electricidad “limpia”, inagotable y autóctona, lo cual
representa importantes ventajas ambientales y socioeconómicas.
Esto no quita que, como cualquier otro sistema de
generación eléctrica, esta fuente de energía tenga impactos
negativos sobre el medio ambiente. No obstante, hoy en día
el balance resulta mucho más que positivo en comparación
con las energías tradicionales que emplean combustibles fósiles
o radiactivos. Proporcionalmente, y según un estudio
11
español basado en un sistema de “ecopuntos” en el que se
valoraban los efectos ambientales sobre los medios atmosférico,
hídrico y terrestre asociados a la generación de un kWh
5
Sostenibilidad
y medio
ambiente
71
11
tecnologías de generación eléctrica. IDAE. 2000.
Impactos ambientales de la producción eléctrica Análisis de Ciclo de Vida de ocho
desde el principio hasta el final del proceso que lleva a su obtención, producir un kilovatio-hora
con aerogeneradores tiene un impacto ambiental:
• 4 veces menor que con gas natural
• 10 veces menor que con plantas nucleares
• 20 veces menor que con carbón o petróleo
Estos valores, excepción hecha de la generación fotovoltaica, serían indudablemente superiores
si se tuvieran en cuenta otros efectos no considerados en el estudio, como la ocupación
efectiva del territorio, el desmantelamiento de las instalaciones y la restitución de los terrenos
a su estado original, la protección de la biodiversidad, la seguridad y salud laboral, el
calor residual…
A diferencia de los sistemas de generación tradicionales, la energía eólica no genera residuos
peligrosos radiactivos ni vierte a la atmósfera dióxido de carbono (CO
óxidos de nitrógeno (NO
contaminantes con una importante incidencia en la salud de los ciudadanos y el medio
ambiente, mientras que el CO
del calentamiento de la Tierra, cuya reducción y control es uno de los mayores desafíos actuales
de la Humanidad.
Un parque eólico de 25 MW (potencia media de los instalados durante el año 2004 en España)
que funcione 2.400 horas equivalentes evitará al año la emisión a la atmósfera de 57.600 toneladas
de CO
que sí habrían sido lanzadas a la atmósfera en el caso de que esa misma energía generada lo
hubiese sido mediante la combustión de carbón en una planta termoeléctrica convencional. No
obstante, esta no es la única ventaja ambiental de la energía eólica. Este sistema de generación
solo requiere de un recurso gratuito e inagotable como es el viento, por lo que nunca
tendrá nada que ver con impactantes explotaciones mineras, enfermedades profesionales,
2), dióxido de azufre (SO2),x) o partículas sólidas. El SO2, el NOx y los metales pesados son sustancias2 es uno de los principales gases de efecto invernadero causantes2, 495 toneladas de SO2, 135 toneladas de NOx y 99 toneladas de otras partículas,
72
Energía Eólica
complicados y delicados procesos de transformación, mareas negras, construcción de gasoductos,
problemas de transporte, accidentes radiactivos o almacenamientos subterráneos
donde guardar peligrosos isótopos durante miles de años.
Aun así, los parques eólicos no dejan de causar unos impactos medioambientales que deben
tenerse en cuenta para ser mitigados en la medida de lo posible:
Deterioro del paisaje:
vano, los emplazamientos más ventosos donde suelen colocarse los aerogeneradores corresponden
por lo general a entornos naturales poco humanizados y, por lo tanto, con preciados
valores paisajísticos. Este es un impacto muy subjetivo, pues
depende de la apreciación estética de cada persona. Además,
si lo justo es que las cargas de la producción de energía
se repartan entre toda la población en función del consumo,
todo el mundo debería preguntarse qué prefiere tener junto
a su casa para abastecerse de electricidad, si una planta térmica,
una central nuclear o un parque eólico. En cualquier
caso, es evidente que hay muchos lugares del país en los que
por su especial interés paisajístico, ambiental, histórico, cultural
o turístico nunca se deberían instalar turbinas. Además,
es de esperar que este impacto aumente cada vez más, según
vaya creciendo el parque eólico español, por lo que
requiere de mucha atención. Aunque esto podría mitigarse
con el reemplazo de máquinas más potentes en los parques
existentes (“Repotenciación” o
En zonas con altitud sobre el nivel del mar superior a los
1.500 metros, el análisis ambiental deberá extremarse. En
El mayor impacto provocado por la energía eólica es de tipo visual. No enrepowering).
Sostenibilidad y medio ambiente
73
estas áreas se producen frecuentemente tormentas con abundante aparato eléctrico. Los aerogeneradores
son puntos de atracción de rayos y las pendientes pronunciadas acentúan más el
alto riesgo de impacto en estos espacios alejados generalmente de los medios de protección
contra incendios; igualmente, el rigor invernal influye en las actuaciones de las aeroturbinas,
que algunas veces al iniciar su operación pueden ocasionar serios percances por el desprendimiento
de hielo acumulado en las palas. Todos estos factores sugieren que se estudie
meticulosamente, tanto por parte de las autoridades ambientales como de los promotores eólicos,
la instalación de parques en estas zonas, en su mayor parte de alto valor natural.
Efectos sobre las aves:
a la avifauna por la construcción y funcionamiento de un parque eólico constituyen en
realidad impactos bastante limitados. Sin embargo, suelen tener cierta importancia en lugares
especialmente valiosos para el paso o la nidificación de las aves.
La colisión de las aves con los aerogeneradores o las molestias causadas
Ocupación del territorio:
el territorio para acercarse a la producción de las centrales térmicas tradicionales. Aun así, las
turbinas ocupan solo entre un 1% y un 3% de estos terrenos, que pueden seguir aprovechándose
para la agricultura o la ganadería. Por otro lado, también se deben abrir o mejorar los
accesos y trazar líneas de evacuación de la energía (que en ocasiones llegan a soterrarse).
La energía eólica necesita instalar muchos aerogeneradores por todo
Ruido:
decibelios, algo así como el ruido existente en una oficina. Cuando las velocidades de viento
son altas el propio ruido ambiente enmascara el originado aerodinámicamente por las
palas del aerogenerador. Para velocidades de viento bajas el ruido que se percibe con más
intensidad es el mecánico provocado por los componentes de la góndola en rotación. Sin embargo,
hoy en día, es en gran parte atenuado por las mejoras en la calidad de los mecanizados
y en los tratamientos superficiales de las piezas que constituyen el tren de potencia del aerogenerador.
A 200 metros de un aerogenerador se puede percibir un ruido moderado de unos 50
74
Energía Eólica
Impactos en el mar:
el impacto visual o el ruido, pudiendo disminuir o desaparecer alguna de estas afecciones.
Por otro lado, puede que el impacto para las aves y otras especies marinas sea importante, lo
que deberá ser evaluado a la hora de elegir el emplazamiento para el parque.
En el caso de las instalaciones marinas, la separación de la costa determinará
Consumo en la fabricación de las turbinas:
la energía invertida en su fabricación, instalación, operación, mantenimiento y
desmantelamiento. Según
los resultados de un estudio
del análisis del ciclo
de vida llevado a cabo por
la Danish Wind Industry
Association, para un aerogenerador
de 600 kW
que funcione al año 2.400
horas equivalentes, el
período de retorno energético
(o
unos 3 meses. Es decir, el
aerogenerador genera unas
80 veces más energía de la
que ha consumido a lo largo
de su vida.
Los modernos aerogeneradores recuperan rápidamentepay-back) es de
Sostenibilidad y medio ambiente
75
Un parque eólico puede generar otros impactos que, sin ser de carácter ambiental, también deben
ser tenidos en consideración. Estos son:
• La interferencia electromagnética en la recepción de señales de telecomunicaciones
que, exceptuando en áreas de uso militar donde existen zonas donde se prohíbe expresamente
la ubicación de aerogeneradores por razones de seguridad nacional
debido a las incertidumbres ocasionadas en las pantallas de los radares de vigilancia,
en general son fácilmente remediables, sobre todo en las de TV, mediante la
instalación de discriminadores de frecuencias.
• La afección en la navegación aérea, ya sea por el obstáculo que representan en sí
mismos los aerogeneradores o por su influencia sobre las instalaciones radioeléctricas
de ayudas a la navegación. El Decreto 584/1972 de servidumbres
aeronáuticas en su artículo 8º establece que deberán
considerarse como obstáculos los que se eleven
a una altura superior de 100 metros sobre planicies
o partes prominentes del terreno o nivel del mar
dentro de aguas jurisdiccionales, y que las construcciones
que sobrepasen tal altura, al igual que para
todas las situadas en las zonas de Servidumbres Aeronáuticas
(definidas para cada aeropuerto o
instalación radioeléctrica), deberán ser comunicadas
a la Dirección General de Aviación Civil, para
que por ésta se adopten las medidas oportunas a fin
de garantizar la seguridad en la navegación aérea.
Recientemente, el Ministerio de Fomento ha aprobado
las normas para señalamiento e iluminación de
aerogeneradores.
76
Energía Eólica
5.2 Aspectos socioeconómicos
Para poder a finales de 2004 satisfacer la demanda del 6,5%
de la energía consumida en España a partir del viento, se han
tenido que fabricar antes e instalar por todo el territorio más
de 11.000 aerogeneradores, algunos de ellos de tamaño gigantesco.
Como es de suponer, esto no ha sido tarea fácil y
ha requerido de un nuevo tejido industrial capaz de manejar
una tecnología avanzada y con potencialidad para desarrollarla
a gran escala. Un tejido industrial que no existía hace
muy pocos años. Así pues, la energía eólica no es solo buena
para la economía y la sociedad española porque reduce la
dependencia exterior de energías como el petróleo o el gas natural, también los es porque fomenta
la creación de empresas y de empleo.
Hoy en día, son más de medio millar de empresas las que trabajan en el ámbito de la energía
eólica en el país. Y, por lo general, a un gran nivel. No en vano, dos compañías españolas estaban
en 2004 entre los diez mayores fabricantes de aerogeneradores del mundo: Gamesa, en el
segundo puesto (por detrás de la danesa Vestas), y Ecotècnia, en el noveno. Juntas cubrieron
el 20% de la demanda mundial de turbinas.
Las instalaciones fabriles se extienden por toda España:
• Ensamblaje de góndolas: Pamplona (Navarra), Medina del Campo (Valladolid), Buñuel
(Navarra), Viveiro (Lugo), Tauste (Zaragoza), Agüimes (Las Palmas de Gran Canaria),
Noblejas (Toledo), Barásoain (Navarra)…
• Palas: Ponferrada (León), Alsasua (Navarra), Puentes de García Rodríguez (La Coruña),
Miranda de Ebro (Burgos), Tudela (Navarra), Albacete, Cuenca…
Sostenibilidad y medio ambiente
77
2 compañías
españolas estaban
en el 2004 entre
los diez mayores
fabricantes de
aerogeneradores
del mundo
• Torres: Olazagutía (Navarra), Arteijo (La Coruña), Cadrete (Zaragoza), Coreses (Zamora),
Lacunza (Navarra), Carreño (Asturias)…
• Multiplicadores: Paterna (Valencia), Sant Fruitós de Bages (Barcelona), Asteazu (Guipúzcoa),
Bergondo (La Coruña)…
• Generadores eléctricos: Beasain (Guipúzcoa), Reinosa
(Cantabria), Ólvega (Soria), Berango (Vizcaya)…
• Metal-Mecánica: Ferrol (La Coruña), Langreo (Asturias),
Maliaño (Cantabria), Cizurquil (Guipúzcoa),
Zaragoza…
• Equipamiento eléctrico: Sant Quirze del Vallés (Barcelona),
Getafe (Madrid), Munguía (Vizcaya)...
• Pequeños aerogeneradores: Montblanc (Tarragona),
Castalla (Alicante), Yecla (Murcia)…
Una de nuestras compañías eléctricas, Iberdrola, ocupaba
al finalizar el tercer trimestre de 2005 el primer lugar
dentro de la promoción eólica mundial con 3.000 MW;
Acciona supera los 1.500 MW (tras la adquisición a
principios de 2006 de 500 MW a Corporación Eólica Cesa) y Endesa ronda los 1.000 MW, situándose
ambas empresas entre las 5 primeras promotoras del planeta. La lusa EdP, participada en
un 5,7 % por Iberdrola, después de la adquisición de 274 MW al grupo Nuon, supera los 500 MW
operativos en España. Otra serie de empresas disponen de más de 200 MW en operación en territorio
español: Enel-Unión Fenosa, Elecnor y Samca.
Esto se ha visto también reflejado en el empleo y, a finales del mismo año, la energía eólica ocupaba
en España a unas 30.000 personas en el diseño, fabricación e instalación de
aerogeneradores (7.500 empleos directos y 22.500 indirectos) y a otros 1.630 en la operación
78
Energía Eólica
y mantenimiento (O&M) de los parques eólicos. Lo cual significa que por cada 5 megavatios
que giran en España (8.155 MW) se necesita un puesto de trabajo estable para la O&M de las
máquinas. Si tenemos en cuenta todos los aerogeneradores instalados en España, la cifra acumulada
de hombres-año (una equivalencia que mide el trabajo realizado por una persona
durante las 1.800 horas laborales que como media tiene un año) ha ascendido a 106.000 (a razón
de 13 hombres-año por cada MW, un 25% empleo directo), la mayor parte en los últimos 8
años. Dichas cifras representan empleo creado; si la energía eólica sirviese para sustituir a
otras fuentes (hecho que no se ha dado en España en los últimos años, con un incremento
anual medio de la demanda de energía primaria en el período 1998-2004 del 3,7%) habría que
restar los puestos de trabajo que se perderían en el resto de sectores. La realidad nos demuestra
que el empleo neto creado es muy superior al de cualquier otra forma convencional de
producción eléctrica.
Como se ve, la energía eólica genera empleo, pero sobre todo en la construcción de las instalaciones,
no tanto en su mantenimiento. Es previsible que se siga manteniendo el empleo como
consecuencia de los ambiciosos objetivos de crecimiento de esta tecnología en el país. Pero
también plantea una pregunta: ¿Qué pasará cuando se hayan alcanzado las metas de desarrollo
fijadas? Las previsiones del sector apuntan a que la industria se mantendrá gracias a la
renovación de las máquinas y al mercado exterior de la energía eólica.
Gamesa Eólica, líder indiscutible de los fabricantes nacionales de aerogeneradores, como consecuencia
de la fuerte expansión internacional llevada a cabo desde principios de 2003, ha
conseguido exportar 700 MW, fundamentalmente a Italia, China, Francia y Portugal. También
existen instalaciones con sus máquinas en Estados Unidos, Alemania, Japón y Marruecos, por
citar sólo algunos ejemplos. Recientemente, ha suscrito varios acuerdos con clientes extranjeros
para el suministro de aerogeneradores por importe de varios cientos de millones de euros.
Concretamente en Estados Unidos y la República Popular China ha anunciado la construcción
de varias fábricas conexas a los suministros citados.
Sostenibilidad y medio ambiente
79
80
Energía Eólica
¿Qué se queda en los municipios eólicos?
La energía eólica no sólo contribuye a la creación de un nuevo tejido industrial con una
importante tasa de empleo, sino también al desarrollo de muchas zonas rurales del
país. Como se ha visto, una vez instalados los aerogeneradores los parques eólicos
tampoco suponen muchos puestos de trabajo, porque requieren de poco mantenimiento.
Aunque en algunas poblaciones estos empleos pueden representar mucho, como
ocurrió en Higueruela (Albacete), un municipio con 1.350 habitantes que vio cómo los
cinco parques eólicos situados en su jurisdicción daban trabajo a 30 de sus jóvenes.
Aun así, los mayores beneficios dejados por un parque eólico para los municipios de la
comarca no suelen contarse en número de empleos, sino directamente en cantidad de
euros que reciben en concepto de impuestos (Actividades Económicas, Bienes Inmuebles),
concesión de licencias municipales (Actividad, Obras) y alquiler de los terrenos
donde se colocan los aerogeneradores.
La localidad de Higueruela, por ejemplo, percibe unos 500.000 euros al año gracias a
los 243 aerogeneradores instalados en su término municipal. Esta cifra puede ser mayor
o menor, dependiendo de las negociaciones del alquiler de las fincas y de si éstas
son propiedad del municipio o de particulares. En todo caso, la energía eólica se ha
convertido en una fuente de dinero y de desarrollo para muchas zonas rurales. La lista
de municipios más favorecidos es larga: La Muela, Tarifa, Muras, Higueruela, Borja, Lubián,
Leoz, Autol...
Subyace, no obstante, un sentimiento en muchos Ayuntamientos: dentro de su municipio
existe un recurso que motiva inversiones millonarias pero que no proporciona
Sostenibilidad y medio ambiente
81
unos beneficios económicos suficientes. Esto ha supuesto que muchos promotores lleguen
a acuerdos particulares con los municipios mediante los cuales se pagan tasas
adicionales a las establecidas, ya sea en forma de un pago único con la puesta en marcha
del parque eólico o escalonadamente mediante pagos anuales durante la vida
operativa de la instalación. En ocasiones los promotores llegan a abonar cantidades
para realizar trabajos de mejoras en caminos o edificaciones de propiedad municipal,
ajenos al propio negocio eólico. Suele ser normal durante la fase de explotación del
parque patrocinar equipos deportivos, ferias o festejos, incluso en algunos casos se
realizan actividades de mecenazgo (fundaciones).
Finalmente, no se debe olvidar la recaudación del impuesto de sociedades, implícita al
beneficio económico del aprovechamiento de los recursos eólicos, ingresada en Hacienda
por las empresas productoras para que revierta solidariamente en proyectos de
todo tipo a lo largo y ancho de nuestra geografía nacional.
6
Instalaciones
eólicas más
representativas
Presentamos a continuación una selección de algunos de los
proyectos eólicos más representativos del país. Esta lista es
solo una muestra de los más de 400 parques y otras muchas
instalaciones eólicas que funcionan en España. No pretende
ser una selección exhaustiva, sino presentar una visión general
de las diversas tecnologías existentes y mostrar los
aspectos más interesantes de este tipo de construcciones, a
través de 19 ejemplos recogidos por todas aquellas comunidades
autónomas en las que giran hoy en día las palas de
los aerogeneradores.
6
Instalaciones
eólicas más
representativas
85
1 Planta de Ensayos de prototipos de Monte Ahumada (Andalucía)
2 Complejo Eólico en Higueruela (Castilla-La Mancha)
3 Parque Eólico de Tea (Galicia)
4 Prototipo de aerogenerador en Barrax (Castilla-La Mancha)
5 Parque Eólico Experimental de Sotavento (Galicia)
6 Parque Eólico en la Sierra del Madero (Castilla y León)
7 Parque Eólico de Padornelo (Castilla y León)
8 Parques Eólicos Experimentales de La Plana I e I+D La Plana (Aragón)
9 Parque Eólico de Moncayuelo (Navarra)
10 Parque Eólico de Penouta (Asturias)
11 Parque Eólico de Lomo El Pozo (Islas Canarias)
12 Parque Eólico de Raposeras (La Rioja)
13 Parque Eólico Experimental de Granadilla (Islas Canarias)
14 Parque Eólico de Badaya (País Vasco)
15 Parque Eólico de La Florida (Islas Canarias)
16 Parques Eólicos de Los Cerros, La Campaña y La Fraila (Navarra)
17 Miniparque eólico de la Universidad de Murcia (Murcia)
18 Instalación eólico solar en Alicante (Comunidad Valenciana)
19 Instalación eólico solar para bombeo en Barcelona (Cataluña)
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 96. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 104. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 106. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 108. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 110. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 112. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 114. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 116. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 118. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 120. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 122. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 124
Índice de instalaciones eólicas más representativas
87
1
Planta de Ensayos de prototipos de Monte Ahumada (Andalucía)
Uno de los primeros parques en Tarifa, aún en activo.
Identificación
Término municipal:
Tarifa
Provincia:
Cádiz
Año(s) de puesta en marcha:
1988, 1989, 1994, 1996 y 2000
Propietario:
Made (adquirida por Gamesa Eólica en 2003)
Actividad principal:
eléctrica
Experimentación, certificación de prototipos y generación
Descripción general
Este parque eólico fue uno de los primeros en España en experimentar con aerogeneradores y
todavía hoy sigue poniendo a prueba la tecnología de la empresa Made. Ubicado dentro del
Parque Natural de Los Alcornocales, en un área denominada El Palancar, en un principio los terrenos
fueron utilizados por Sevillana de Electricidad para ensayar aerogeneradores de eje
vertical de la marca Cenemesa (1988). Luego pasó a convertirse en banco de pruebas para la
investigación y el desarrollo de las turbinas diseñadas y fabricadas por Made en su factoría de
Medina del Campo (Valladolid).
El emplazamiento se caracteriza por tener una velocidad media de viento alta, así como una
gran turbulencia y “rafagosidad”, lo que resulta especialmente útil para validar el funcionamiento
de las máquinas en condiciones de carga muy desfavorables.
88
Energía Eólica
En la actualidad, esta instalación cuenta con una potencia conectada a la red de 2,1 MW, compuesta
por una turbina Made AE52 de 800 kW y una AE61 de 1.320 kW, ambas instaladas en el
año 2000. La primera de paso variable y la segunda de paso fijo. No obstante, junto a estos aerogeneradores
modernos continúan en pie diversos modelos antiguos que permiten recorrer la
historia del parque y comprobar el rápido desarrollo de la tecnología eólica en España. Entre
estas máquinas, se puede ver una AE20 de 150 kW instalada en 1989, una AE30 de 300 kW de
1994 y una AE41 de 500 kW de 1996.
El desarrollo tecnológico, la fabricación, la instalación, la puesta en marcha y la certificación del
prototipo Made AE52 fueron financiados en un 40% por IDAE, como resultado de un Convenio
de Colaboración suscrito con Made en el año 1999.
Ficha técnica
Velocidad media anual estimada del viento
12: 9,2 m/s
Potencia nominal instalada:
2,12 MW
Producción estimada neta anual:
6.800 MWh
Horas anuales equivalentes:
3.200 h
Composición de la instalación:
1 x 800 kW de Made (M52-50h)
1 x 1.320 kW de Made (M61-60h)
Instalaciones eólicas más representativas
89
12
representativa de la totalidad del parque; generalmente obtenida en una de las
torres meteorológicas de referencia de la instalación.
A la altura del buje o, cuando existen varias máquinas, a una altura media
2
Complejo Eólico en Higueruela (Castilla-La Mancha)
El complejo eólico más grande del país
Identificación
Término municipal:
Higueruela
Provincia:
Albacete
Año(s) de puesta en marcha:
1999 y 2000
Propietario:
Iberdrola Energías Renovables de Castilla-La Mancha
Actividad principal:
Generación de energía eléctrica
Descripción general
Conjunto de cinco parques que conforman el mayor complejo eólico del país, propiedad de un
mismo promotor, en un único término municipal: Higueruela, Virgen de los Llanos I, Virgen de los
Llanos II, Cerro de la Punta y Malefatón. Están situados en la zona central de la Sierra de Higueruela,
que tiene una orientación predominante oeste-este, aunque con lomas alineadas hacia el
suroeste y laderas de pendientes suaves y, en algunos casos, moderadas. Los parques están instalados
a una altitud de entre 1.040 y 1.240 metros sobre el nivel del mar, con los aerogeneradores
dispuestos en alineaciones nordeste-suroeste enfrentados a los vientos predominantes (NO-SE).
La potencia instalada entre los cinco parques es de 160 MW: Higueruela (37,6), Virgen de los
Llanos I (26,4), Virgen de los Llanos II (23,1), Cerro de la Punta (24,4), Malefatón (48,8). Las aeroturbinas
generan la energía a una tensión de 690 V, que es transformada a 20 kV en la base
de la torre. Desde ahí, circuitos subterráneos de cada parque conducen la energía a una subestación
(SET) donde se eleva la tensión hasta 132 kV y desde allí, mediante una línea aérea de
90
Energía Eólica
40 kilómetros de longitud, es transportada hasta la SET de
Romica, en las inmediaciones de la ciudad de Albacete.
Los cinco parques tienen instalados aerogeneradores convencionales
tripala, de eje horizontal, paso y velocidad
variables de 660 kW de potencia nominal unitaria, fabricados
por Gamesa. El diámetro del rotor es de 47 metros. La altura
de las torres oscila entre los 45 y los 55 metros. La pala empleada
es fabricada por Fiberblade (Gamesa).
Ficha técnica
Velocidad media anual estimada del viento:
7,3 m/s
Potencia nominal instalada:
160,38 MW
Producción estimada neta anual:
390.000 MWh
Horas anuales equivalentes:
2.430 h
Composición de la instalación:
243 x 660 kW de Gamesa (G47-55h/45h)
Instalaciones eólicas más representativas
91
3
Parque Eólico de Tea (Galicia)
Un parque de 48 MW al sur de Galicia
Identificación
Términos municipales:
Covelo (PO), Avión (OR), Melón (OR) y Carballeda de Avia (OR)
Provincias:
Pontevedra y Orense
Año(s) de puesta en marcha:
2003
Propietario:
Eurovento
Actividad principal:
Generación de energía eléctrica
Descripción general
El parque eólico de Tea está ubicado en el sur de Galicia, entre las provincias de Pontevedra y
Orense. Sus turbinas están instaladas a una altitud de entre 910 y 1.150 metros y capturan vientos
situados en el 1
La sociedad promotora, Eurovento, está participada al 50% por Grupo Corporación Eólica, recientemente
adquirido por el Grupo Acciona, y por Eurus. El parque cuenta con 37 turbinas de 1,3 MW de
Navantia-Siemens, que totalizan una potencia instalada de 48,1 MW. La energía producida es conducida
a través de la red interna del parque a 30 kV, siendo elevada a 220 kV en la SET de Suido.
Los aerogeneradores tienen un diámetro de rotor de 62 metros y una altura de buje de 55 metros.
El modelo comercial de pala empleado es LM 29.
Los aerogeneradores están equipados con un generador eléctrico asíncrono de doble devanado
que gira a dos velocidades fijas, distintas en función de la velocidad del viento incidente. La regulación
de potencia se realiza mediante
er y 3er cuadrante (NE y SO).“active stall”, técnica consistente en la modificación del
92
Energía Eólica
ángulo de paso de la pala, permitiendo la entrada en pérdida
sucesiva e independiente de los perfiles, una vez alcanzada la
potencia nominal del generador.
Ficha técnica
Velocidad media anual estimada del viento:
8,2 m/s
Potencia nominal instalada:
48,10 MW
Producción estimada neta anual:
133.600 MWh
Horas anuales equivalentes:
2.775 h
Composición de la instalación:
37 x 1.300 kW de Navantia-Siemens (S62-55h)
Instalaciones eólicas más representativas
93
4
Prototipo de aerogenerador en Barrax (Castilla-La Mancha)
El aerogenerador de mayor potencia: 3,6 MW
Identificación
Término municipal:
Barrax
Provincia:
Albacete
Año(s) de puesta en marcha:
2002
Propietario:
General Electric Wind Energy
Actividad principal:
de energía eléctrica
Experimentación, certificación de prototipos y generación
Descripción general
En el kilómetro 16 de la carretera entre La Roda y Barrax, en un terreno llano a 710 metros de
altitud, está instalado el que es el aerogenerador de mayor potencia nominal de todo el país:
3,6 MW. Se trata de un prototipo
tierra para su certificación en 2002. Cuando se instaló entonces no solo era el de mayor potencia
de España, sino de todo el mundo.
Tras su validación en Barrax, siete de estas máquinas gigantes fueron puestas a prueba en el
mar, en el parque eólico marino Arklow Bank de Irlanda (25,2 MW), a diez kilómetros de la costa
irlandesa. Curiosamente, este parque ha sido el primero marino —y de momento único— en
el que ha participado una empresa española, EHN (filial de Acciona), que es titular del 50% de
la sociedad promotora de la instalación (Zeusford) y dispone de una opción de compra del resto
del capital.
offshore de la empresa General Electric, que fue montado en
94
Energía Eólica
El aerogenerador dispone de un diámetro de rotor de 104 metros
y la superficie barrida es de 8.495 metros cuadrados. La
altura de la torre mide 100 metros y se compone de una parte
de hormigón de 70 metros y otra de acero de 30 metros. La
pala que monta ha sido fabricada por LM y su longitud es de
50 metros.
Ficha técnica
Velocidad media anual estimada del viento:
7,1 m/s
Potencia nominal instalada:
3,60 MW
Producción estimada neta anual:
7.000 MWh
Horas anuales equivalentes:
1.950 h
Composición de la instalación:
1 x 3.600 kW de General Electric (GE104-100h)
Instalaciones eólicas más representativas
95
5
Parque Eólico Experimental de Sotavento (Galicia)
Un parque gallego con nueve tipos de máquinas distintas
Identificación
Términos municipales:
Germade (LU) y Monfero (C)
Provincias:
Lugo y La Coruña
Año(s) de puesta en marcha:
2000
Propietario:
Sotavento Galicia
Actividad principal:
y formación
Generación de energía, experimentación, divulgación
Descripción general
El parque Eólico de Sotavento se configura como el Centro de Excelencia para la innovación tecnológica
de la industria eólica gallega. Al mismo tiempo, se ha convertido en un marco de
referencia obligado para cualquier iniciativa que se lleve a cabo en el campo educacional relativa
a la promoción de las energías renovables y a la conservación del medio ambiente en
nuestro país.
Sotavento está participada en un 51% por tres entidades de carácter público: Sodiga Galicia
Sociedad de Capital Riesgo, el Instituto Energético de Galicia e IDAE. El resto del capital pertenece
a filiales de las principales compañías eléctricas con presencia en la Comunidad: Unión
Fenosa, Endesa, Iberdrola y Engasa.
En el parque coexisten 5 tecnologías diferentes, con 9 modelos de aerogeneradores distintos,
siendo 4 de ellos prototipos (2 de los cuales han sido desarrollados íntegramente en España
96
Energía Eólica
por Made). Durante los primeros 4 años completos de funcionamiento la instalación ha generado
141.100 MWh, con una disponibilidad técnica acumulada superior al 97%.
Ficha técnica
Velocidad media anual estimada del viento:
7,0 m/s
Potencia nominal instalada:
17,56 MW
Producción estimada neta anual:
35.500 MWh
Horas anuales equivalentes:
2.020 h
Composición de la instalación:
4 x 750 kW de Vestas (V48-45h)
4 x 660 kW de Gamesa (G47-45h)
4 x 660 kW de Made (M46-46h)
4 x 600 kW de Navantia-Siemens (S44-40h)
4 x 640 kW de Ecotècnia (E44-45h)
1 x 900 kW de Vestas (V52-45h)
1 x 800 kW de Made (M52-50h)
1 x 1.320 kW de Made (M61-60h)
1 x 1.300 kW de Navantia-Siemens (S62-49h)
Instalaciones eólicas más representativas
97
6
Parque Eólico en la Sierra del Madero (Castilla y León)
99 MW en la sierra soriana del Madero
Identificación
Términos municipales:
Matalebreras, Villar del Campo, Valdegeña y Magaña
Suellacabras, Narros, Aldehuela, Trévago, Fuentestrún,
Provincia:
Soria
Año(s) de puesta en marcha:
2004
Propietario:
Danta de Energías
Actividad principal:
Generación de energía eléctrica
Descripción general
Situado al norte de Soria, el parque eólico de la Sierra del Madero está compuesto por dos subparques:
Luna y Juno. Los dos juntos cuentan con 66 aerogeneradores de 1.500 kW de Vestas.
La sociedad promotora, Danta de Energías, está participada al 50% por Preneal y Prodenergías-
2. Como particularidades, el parque dispone de capacidad para hacer frente a los
huecos de tensión y fue uno de los primeros en Castilla y León en acogerse a la opción de
“mercado” en su retribución.
La integración de la potencia generada en ambos parques a la red de 220 kV de ENDESA se
realiza a través de la SET Trévago, donde se entrega a la red de transporte y desde este punto
se conecta con la SET Magallón de 400 kV, propiedad de Red Eléctrica de España, a través
de la línea de 220 kV Oncala-Trévago-Magallón.
98
Energía Eólica
Ficha técnica
Velocidad media anual estimada del viento:
8,2 m/s
Potencia nominal instalada:
99,00 MW
Producción estimada neta anual:
262.350 MWh
Horas anuales equivalentes:
2.650 h
Composición de la instalación:
66 x 1.500 kW de Vestas (V72-62h)
Instalaciones eólicas más representativas
99
7
Parque Eólico de Padornelo (Castilla y León)
Las turbinas instaladas a mayor altitud: 1.650 metros
Identificación
Término municipal:
Lubián
Provincia:
Zamora
Año(s) de puesta en marcha:
2004
Propietario:
Parque Eólico Padornelo
Actividad principal:
Generación de energía eléctrica
Descripción general
Los aerogeneradores de Padornelo conforman el parque eólico construido a mayor altitud del
país: 1.650 metros. La instalación está situada en las estribaciones de la Sierra Segundera, en
cimas de montañas con suaves pendientes. Las máquinas siguen distintas alineaciones nortesur
y aprovechan vientos distribuidos con predominancia del rumbo suroeste.
Este parque ha sido promovido por Ibereólica y cuenta con una potencia instalada de 31.450 kW.
En conjunto, dispone de un total de 37 aerogeneradores G58 de Gamesa Eólica, con una potencia
unitaria de 850 kW.
Estas máquinas son tripala, de paso variable y con generador asíncrono. El diámetro del rotor
es de 58 metros y la altura de las torres varía entre 45 y 55 metros. El fabricante de las palas
es también Gamesa.
100
Energía Eólica
Ficha técnica
Velocidad media anual estimada del viento:
7,0 m/s
Potencia nominal instalada:
31,45 MW
Producción estimada neta anual:
79.400 MWh
Horas anuales equivalentes:
2.525 h
Composición de la instalación:
37 x 850 kW de Gamesa (G58-45h/55h)
Instalaciones eólicas más representativas
101
8
Parques Eólicos Experimentales de La Plana I e I+D La Plana (Aragón)
Dos parques en el municipio con más MW del país: La Muela
Identificación
Término municipal:
La Muela
Provincia:
Zaragoza
Año(s) de puesta en marcha:
2000, 2001 y 2002
Propietario:
Sistemas Energéticos La Plana
Actividad principal:
de prototipos
Generación de energía, experimentación y certificación
Descripción general
Instalaciones integradas en un grupo de parques denominados La Plana, todos ellos emplazados
en La Muela, que es el término municipal que aglutina más potencia eólica del país, con
más de 220 MW. Terreno llano en una gran meseta (“muela”) elevada respecto al entorno circundante.
Las turbinas están instaladas a 600 metros de altitud y alineadas frente al viento
predominante, un cierzo de dirección norte-noroeste.
La sociedad promotora, Sistemas Energéticos La Plana, está participada en un 90% por Gamesa
Energía y en un 10% por IDAE.
Los parques eólicos evacuan la energía a través de LAAT 132 kV a la red de ENDESA en la SET
de Los Vientos (Muel). En su conjunto, La Plana I e I+D La Plana cuentan con 6,15 MW de potencia
conectados entre sí. La Plana I dispone de dos aerogeneradores V66-1.650 y uno
G52-850. I+D La Plana tiene una turbina G80-2000 (en realidad cuenta con una segunda ya en
102
Energía Eólica
funcionamiento, pero es propiedad de Gamesa Eólica y no de Sistemas Energéticos).
Entre estos aerogeneradores destaca justamente el G80 de 2.000 kW por
ser esta la potencia nominal más alta de las turbinas instaladas por Gamesa. El
diámetro del rotor de estas máquinas de paso y velocidad variables es de 80 metros
y su área barrida de 5.027 metros cuadrados. La torre mide 67 metros de
alto y el juego de palas empleado es suministrado por Fiberblade.
Ficha técnica
Velocidad media anual estimada del viento:
6,9 m/s
Potencia nominal instalada:
6,15 MW
Producción estimada neta anual:
12.500 MWh
Horas anuales equivalentes:
2.030 h
Composición de la instalación:
2 x 1.650 kW de Vestas (V66-60h)
1 x 850 kW de Gamesa (G52-55h)
1 x 2.000 kW de Gamesa (G80-67h)
Instalaciones eólicas más representativas
103
9
Parque Eólico de Moncayuelo (Navarra)
Turbinas de colores en armonía con el paisaje navarro
Identificación
Término municipal:
Falces
Provincia:
Navarra
Año(s) de puesta en marcha:
2004
Propietario:
Energía Hidroeléctrica de Navarra
Actividad principal:
Generación de energía eléctrica
Descripción general
El parque eólico de Moncayuelo es distinto de cualquier otro. Situado a una altitud de entre
440 y 480 metros sobre el nivel del mar, tiene una particularidad muy llamativa: los colores de
las torres de los aerogeneradores fueron especialmente seleccionados por el pintor local Pedro
Salaberri dentro de una gama entre el verde y el ocre para lograr una mayor integración con las
tonalidades de los paisajes de cada estación del año.
Los aerogeneradores están dispuestos en 5 alineaciones, con una distancia entre ellos en cada
hilera de 240 metros. El viento predominante de la zona es de dirección norte-noroeste. Esta instalación
pertenece a EHN (filial del Grupo Acciona), empresa que cuenta con una veintena de
plantas en la región.
Este parque fue el primero en el que se instalaron de forma exclusiva los aerogeneradores de
1.500 kW de potencia nominal de Ingetur (hoy Acciona Wind Power), unas máquinas de tecnología
nacional ensambladas en la planta que el grupo tiene en Barásoain (Navarra).
104
Energía Eólica
Todas las turbinas son tripala, de paso y velocidad variables, con un generador asíncrono que genera
a media tensión para reducir pérdidas. De todas ellas, 30 máquinas están diseñadas como
clase III (con 77 metros de diámetro de rotor), una clase II (70) y otra clase I (70). La altura de la
torre es de 77 metros y el modelo comercial de la pala utilizado es LM 37.3 P.
Ficha técnica
Velocidad media anual estimada del viento:
7,3 m/s
Potencia nominal instalada:
48,00 MW
Producción estimada neta anual:
132.000 MWh
Horas anuales equivalentes:
2.750 h
Composición de la instalación:
32 x 1.500 kW de Ingetur (I77/I70-77h)
Instalaciones eólicas más representativas
105
10
Parque Eólico de Penouta (Asturias)
Una instalación que vierte a la red energía “verde” certificada
Identificación
Término municipal:
Boal
Provincia:
Asturias
Año(s) de puesta en marcha:
2004
Propietario:
Parque Eólico Penouta
Actividad principal:
Generación de energía eléctrica
Descripción general
Las medidas de viento en el emplazamiento se iniciaron en mayo de 1998. En febrero de 1999
se instrumentó otra torre de 25 m de altura y en junio de 2000 una torre adicional, de 60 m, con
registro de datos a 20, 40 y 60 m. Como efecto del resultado favorable del análisis del potencial
y del estudio de viabilidad técnico-económico correspondiente, se consideró el área del
Alto de Penouta como zona de interés desde el punto de vista del aprovechamiento del recurso
eólico y el promotor decidió construir y operar un parque eólico con el fin de verter la energía
producida a la red de la compañía eléctrica local.
El cliente contactó con IDAE a finales de 1999 con el objeto de estudiar la posibilidad de que el
Instituto interviniera en el proyecto. Fruto de la negociación, en noviembre de 2001, se acordó
la participación de IDAE bajo la modalidad “Financiación por Terceros”. IDAE elaboró las especificaciones
técnicas de compra del parque, con la colaboración del cliente, que fueron
incluidas en una ulterior petición pública de oferta. Tras la comparación de ofertas se adjudicó
106
Energía Eólica
el suministro, construcción, montaje y puesta marcha del parque a Gamesa Eólica, bajo la modalidad
“llave en mano”.
La ejecución del proyecto comenzó en septiembre de 2003, una vez obtenidas las preceptivas
autorizaciones para el inicio de la obra y resuelta la interconexión con la red de evacuación. Los
aerogeneradores comenzaron a producir energía en mayo de 2004. La recepción provisional de
la instalación tuvo lugar en julio del mismo año, iniciándose entonces la garantía de la instalación
por un período de dos años y la recuperación de la inversión por parte de IDAE, mediante
el cobro mensual al cliente de un porcentaje de la facturación eléctrica, hasta alcanzar un nº de
MWh equivalentes, pactado en la financiación, a partir del cual el cliente podrá
ejercer una opción de compra, abonando una cantidad testimonial, y la instalación
pasará a su propiedad.
La promotora está participada al 100% por Electra Norte, una compañía asturiana
especializada en la comercialización de electricidad certificada como
“energía verde”.
Ficha técnica
Velocidad media anual estimada del viento:
7,5 m/s
Potencia nominal instalada:
5,95 MW
Producción estimada neta anual:
15.000 MWh
Horas anuales equivalentes:
2.520 h
Composición de la instalación:
7 x 850 kW de Gamesa (G52-55h)
Instalaciones eólicas más representativas
107
11
Parque Eólico de Lomo El Pozo (Islas Canarias)
El parque que funciona más horas del año a máxima potencia
Identificación
Término municipal:
Arinaga
Provincia:
Las Palmas
Año(s) de puesta en marcha:
2000
Propietario:
Socaire
Actividad principal:
Generación de energía eléctrica
Descripción general
El parque eólico Lomo El Pozo (también conocido como “Lomo El Cabezo”) es una de las instalaciones
eólicas de España y, posiblemente del hemisferio norte, que funciona más horas del
año a potencia nominal equivalente: más de 4.500. Situado sobre una loma a 4 kilómetros de
distancia del municipio grancanario de Arinaga y a una altitud de 180 metros sobre el nivel del
mar, este parque cuenta con tres turbinas alineadas perpendicularmente al viento predominante
de dirección nornordeste.
En este emplazamiento existían anteriormente 3 aeroturbinas oleohidráulicas que fueron desmanteladas
a mediados de los noventa.
La instalación consta de tres aerogeneradores diseñados y fabricados por la firma alemana Enercon,
modelo E-40, una máquina robusta y fiable, de velocidad y paso variables, sin etapa de multiplicación,
dotada de un generador eléctrico multipolar y cuyo rotor monta 3 palas de excelente fineza
aerodinámica, que convierten al conjunto en una de las máquinas más eficientes del mercado.
108
Energía Eólica
Ficha técnica
Velocidad media anual estimada del viento:
10,5 m/s
Potencia nominal instalada:
1,80 MW
Producción estimada neta anual:
8.300 MWh
Horas anuales equivalentes:
4.600 h
Composición de la instalación:
3 x 600 kW de Enercon (EN40-45h)
Instalaciones eólicas más representativas
109
12
Parque Eólico de Raposeras (La Rioja)
39 MW en el paraje riojano de Raposeras
Identificación
Término municipal:
Calahorra
Provincia:
La Rioja
Año(s) de puesta en marcha:
2004
Propietario:
Energía y Recursos Ambientales
Actividad principal:
Generación de energía eléctrica
Descripción general
Este parque está localizado en una meseta cercana al municipio de Calahorra, a unos 350 metros
de altitud. Los aerogeneradores están dispuestos en forma de V y aprovechan los
persistentes vientos del valle del Ebro.
La sociedad promotora, Energía y Recursos Ambientales, es una filial del grupo ACS.
La instalación está formada por 26 turbinas de 1.500 kW de General Electric, totalizando
39 MW. La energía generada se evacua a través de la subestación de Quel, propiedad de
Iberdrola.
Las máquinas son convencionales, tripala de paso y velocidad variables y generador asíncrono
de doble alimentación. El diámetro del rotor es de 77 metros. La altura de la torre que lo soporta
es de 61 metros.
110
Energía Eólica
Ficha técnica
Velocidad media anual estimada del viento:
7,5 m/s
Potencia nominal instalada:
39 MW
Producción estimada neta anual:
110.000 MWh
Horas anuales equivalentes:
2.800 h
Composición de la instalación:
26 x 1.500 kW de General Electric (GE77-61h)
Instalaciones eólicas más representativas
111
13
Parque Eólico Experimental de Granadilla (Islas Canarias)
Un complejo de investigación tecnológica en Tenerife
Identificación
Término municipal:
Granadilla
Provincia:
Santa Cruz de Tenerife
Año(s) de puesta en marcha:
1990 a 1994
Propietario:
Instituto Tecnológico de Energías Renovables
Actividad principal:
Experimentación y generación de energía eléctrica
Descripción general
Instalado en el Polígono Industrial de Granadilla, junto al mar, el complejo experimental de Granadilla
es uno de los tres parques eólicos con los que cuenta el Instituto Tecnológico de
Energías Renovables (ITER): uno de 4,8 MW (año 1996), otro de 5,5 MW (1998) y este, experimental,
de 2,4 MW. Existe además un aerogenerador Enercon E-30, de 230 kW, conexo a una
planta desalinizadora, operativo desde 1996.
Esta plataforma experimental se creó para investigar el funcionamiento de distintos tipos de
aerogeneradores y fue financiada por ITER, el Cabildo de Tenerife, el Gobierno de Canarias, ENDESA
y la Unión Europea. La energía eléctrica proveniente de los tres parques es vendida a la
compañía ENDESA para su distribución en la isla de Tenerife, siendo esta la principal fuente de
ingresos del Instituto y con la que se ha contratado al 80% del personal del mismo.
La instalación cuenta con un aerogenerador de eje vertical Cenemesa F-19, con un diámetro de
rotor de 19 metros y una potencia de 300 kW; tres turbinas de Enercon: dos de 500 y una de
112
Energía Eólica
330 kW; una turbina de Vestas de 200 kW; otra de Ecotècnia de 150 kW; y, por último, dos de
Made: una de 150 y otra de 300 kW.
El primigenio parque de Granadilla, desmantelado a principios de los noventa, contó con la participación
de IDAE en su financiación. Fue el primero de los cinco construidos con el objetivo de
promover la tecnología nacional de aerogeneradores de baja potencia (junto con La Muela (Zaragoza),
Estaca de Bares (La Coruña), Ontalafia (Albacete) y Tarifa (Cádiz)) en entrar en
operación en el año 1986. El parque, de 300 kW, contaba con 10 máquinas diseñadas y fabricadas
por Aerogeneradores Canarios (2), Ecotècnia (4) y GESA (4).
Ficha técnica
Velocidad media anual estimada del viento:
8,0 m/s
Potencia nominal instalada:
2,43 MW
Producción estimada neta anual:
7.000 MWh
Horas anuales equivalentes:
2.880 h
Composición de la instalación:
1 x 150 kW de Made (M20-30h)
1 x 150 kW de Ecotècnia (E20-30h)
1 x 200 kW de Vestas (V25-31h)
1 x 300 kW de Cenemesa (C19-31h)
1 x 300 kW de Made (M26-29h)
1 x 330 kW de Enercon (EN33-33h)
2 x 500 kW de Enercon (EN40-42h)
Instalaciones eólicas más representativas
113
14
Parque Eólico de Badaya (País Vasco)
Un parque que cubrirá el 50% de la demanda doméstica de Álava
Identificación
Término municipal:
Iruña de Oca, Cuartango y Ribera Alta
Provincia:
Álava
Año(s) de puesta en marcha:
2005
Propietario:
Eólicas de Euskadi
Actividad principal:
Generación de energía eléctrica
Descripción general
Subiendo desde la localidad de Nanclares de la Oca, en la Sierra Brava de Badaya, se construye
el parque eólico del mismo nombre, que se espera esté listo para operar en octubre de 2005.
Los aerogeneradores se están montando a una altitud de entre 900 y 1.040 metros, en una altiplanicie
kárstica donde pastan reses de ganado. Dispuestos al tresbolillo, aprovecharán
vientos de clase II-B.
La sociedad promotora está compuesta al 50% por Iberdrola Energías Renovables y el Ente Vasco
de la Energía (EVE), siendo este parque resultado del Plan Territorial Sectorial, que
dictaminó los emplazamientos que podían albergar una instalación de este tipo.
Todas las líneas eléctricas se han soterrado, tanto en el parque como en los 8 kilómetros necesarios
para la evacuación, y los transformadores se han colocado en el interior de las torres,
quedando un parque cuyas únicas infraestructuras visibles son los aerogeneradores y un pequeño
centro de seccionamiento con estética de borda de montaña.
114
Energía Eólica
El parque eólico contará con una potencia instalada de 50 MW,
y generará suficiente electricidad para suministrar el 50% de la
demanda doméstica actual de la provincia. Junto al veterano
parque de Elguea-Urquilla cubrirá el 100% de la demanda doméstica
de electricidad de toda Álava. El conjunto está
formado por 30 aerogeneradores suministrados por la firma
catalana Ecotècnia.
Ficha técnica
Velocidad media anual estimada del viento:
6,8 m/s
Potencia nominal instalada:
50,10 MW
Producción estimada neta anual:
125.000 MWh
Horas anuales equivalentes:
2.500 h
Composición de la instalación:
30 x 1.670 kW de Ecotècnia (E80-60h)
Instalaciones eólicas más representativas
115
15
Parque Eólico de La Florida (Islas Canarias)
Una instalación eólica para desalar agua de mar
Identificación
Término municipal:
Agüimes
Provincia:
Las Palmas
Año(s) de puesta en marcha:
2002
Propietario:
Soslaires Canarias
Actividad principal:
Generación de energía eléctrica para desalación
Descripción general
Ubicado a escasos metros del mar y cerca del aeropuerto de Gando (Gran Canaria) el parque
eólico de autoconsumo de “La Florida-Vargas” abastece de energía eléctrica a la primera planta
desalinizadora de agua de mar de España que, desde su concepción, incorpora como apoyo
una instalación generadora de estas características.
La electricidad producida mediante el aprovechamiento de los extraordinarios, desde el punto
de vista energético, vientos alisios (nordeste) se suma a la proveniente de la red eléctrica local
para alimentar a la planta desalinizadora, que a través de un proceso de ósmosis inversa permite
obtener hasta 5.000 metros cúbicos diarios de agua dulce destinados al riego del área de
cultivo adyacente.
La instalación eólica contó con la financiación del programa PYME´s gestionado por IDAE, con fondos,
al 50%, del propio Instituto y del Fondo Europeo para el Desarrollo Regional (FEDER). IDAE
se encargó de la compra de los equipos y de la supervisión del montaje y puesta en marcha, así
116
Energía Eólica
como de la dirección del proyecto. Por su parte, el cliente, una vez aceptada la instalación, se
encarga de su explotación, devolviendo el préstamo concedido mediante el abono de cuotas
trimestrales a tipo de interés bonificado variable, revisable anualmente, durante un período
de 8 años.
Ficha técnica
Velocidad media anual estimada del viento:
9,0 m/s
Potencia nominal instalada:
2,64 MW
Producción estimada neta anual:
10.500 MWh
Horas anuales equivalentes:
4.000 h
Capacidad de desalación diaria:
5.000 m3
Composición de la instalación:
4 x 660 kW de Gamesa (G47-40h)
Instalaciones eólicas más representativas
117
16
Parques Eólicos de Los Cerros, La Campaña y La Fraila (Navarra)
Tres pequeños parques de 4,95 MW de potencia cada uno
Identificación
Término municipal:
Unzué / Pueyo / Olite
Provincia:
Navarra
Año(s) de puesta en marcha:
2003 y 2004
Propietario:
Eólica Unzué / Eólica Pueyo / M. Torres Desarrollos Energéticos
Actividad principal:
Generación distribuida de energía eléctrica
Descripción general
Los parques de Unzué (Los Cerros, 2003), Pueyo (La Campaña, 2004) y Olite (La Fraila, 2004)
responden a un concepto diferente de instalación eólica: en lugar de construir grandes parques
alejados de los centros de consumo, se instalan unas pocas turbinas cerca de las poblaciones
y se conectan directamente a la red de distribución. Así se ha hecho en estos tres municipios
navarros, donde se han implantado en cada uno tres aerogeneradores en hilera. En Unzué, a
600 metros de altitud; en Pueyo, a 540 metros; y en Olite, a 440 metros. Es lo que se conoce
como generación distribuida.
La composición de los tres parques es la misma: tres aerogeneradores Torres Wind Turbine
(TWT) de 1.650 kW diseñados y fabricados por M. Torres, que suman una potencia en cada una
de las instalaciones de 4,95 MW.
El modelo TWT 1.650 de M. Torres, en cuyo desarrollo participó el Instituto para la Diversificación
y Ahorro de la Energía, es un aerogenerador tripala, de velocidad variable, dotado de un
118
Energía Eólica
generador síncrono multipolar, con un diámetro de rotor de 70 metros y una altura de buje de
60 metros. Asimismo, IDAE aportó el 90% de la financiación necesaria para la construcción del
parque de Olite, mediante una compra-venta aplazada de los equipos.
Ficha técnica
Velocidad media anual estimada del viento:
7,5 (U), 7,0 (P), 6,7 (O) m/s
Potencia nominal instalada:
4,95 (cada parque) MW
Producción estimada neta anual:
12.625 (U), 11.400 (P), 10.900 (O) MWh
Horas anuales equivalentes:
2.550 (U), 2.300 (P), 2.200 (O) h
Composición de la instalación:
3 x 1.650 kW de M. Torres (MT70-60h)
Instalaciones eólicas más representativas
119
17
Miniparque Eólico de la Universidad de Murcia (Murcia)
Un miniparque en pleno campus universitario de Murcia
Identificación
Término municipal:
Murcia
Provincia:
Murcia
Año(s) de puesta en marcha:
2005
Propietario:
Universidad de Murcia
Actividad principal:
a pequeña escala
Experimentación y generación de energía eléctrica
Descripción general
Un parque eólico en mitad de un centro urbano. Eso sí, de tamaño mini. La Universidad de Murcia
ha instalado en su campus de Espinardo uno de los primeros miniparques eólicos del país, una
instalación que podría llegar a disponer de 20 pequeños aerogeneradores de 5 kW de potencia.
Esta iniciativa pionera en nuestro país ha sido posible gracias a la colaboración de la Agencia
de Gestión de la Energía de la Región de Murcia (ARGEM), la Universidad de Murcia, el Ayuntamiento
de esta ciudad, la empresa Solsureste y el fabricante murciano de turbinas Windeco.
De momento, se han instalado 9 aerogeneradores, pero está previsto incluir en una segunda
fase 11 más, con lo que se alcanzaría una potencia de 100 kW. En lo que respecta a la primera
fase, la inversión ha alcanzado los 300.000 euros y se ha contado con una ayuda directa de ARGEM,
una subvención del Ayuntamiento y una financiación, a tipo de interés bonificado, de la
línea ICO-IDAE.
120
Energía Eólica
Todas las máquinas son del modelo Vento 5000. Unas turbinas tripala, de paso fijo y generador
síncrono de imanes permanentes, con una potencia nominal de 5 kW. El diámetro del rotor es
de 5 metros y la torre que lo sostiene de 15 metros. Las palas están también diseñadas y fabricadas
en Yecla por Windeco Tecnología Eólica.
Ficha técnica
Velocidad media anual estimada del viento:
5,0 m/s
Potencia nominal instalada:
45 (+ 55 en 2ª fase) kW
Producción estimada neta anual:
70 (+ 85) MWh
Horas anuales equivalentes:
1.555 h
Composición de la instalación:
9 (+ 11) x 5 kW de Windeco (W5-15h)
Instalaciones eólicas más representativas
121
18
Instalación eólico solar en Alicante (Comunidad Valenciana)
Una instalación mixta para una vivienda aislada en Alicante
Identificación
Término municipal:
San Vicente
Provincia:
Alicante
Año(s) de puesta en marcha:
2005
Propietario:
Particular
Actividad principal:
Abastecimiento eléctrico de vivienda aislada
Descripción general
Una vivienda aislada de un particular en San Vicente muestra cómo se puede conseguir suministro
eléctrico lejos de la red con tan sólo un pequeño aerogenerador en combinación con
placas solares fotovoltaicas, una instalación montada por Bornay.
La empresa familiar de los valencianos Bornay, creada a principios de los años setenta, ha instalado
ya sus pequeños aerogeneradores en más de 1.800 instalaciones repartidas por todo el
mundo, incluidas algunas utilizadas en misiones españolas en La Antártida.
En el caso de San Vicente, la instalación mixta está compuesta por un aerogenerador J. Bornay Inclin
1.500 neo, de 1,5 kW de potencia nominal, y placas solares de 1 kW de potencia pico. Además,
cuenta también para el almacenamiento de la energía producida con un grupo de baterías, y de
un inversor a 220 voltios de una potencia de 3 kW para el suministro eléctrico de la vivienda.
La miniturbina es una máquina bipala, equipada con alternador trifásico de imanes permanentes.
El diámetro del rotor es de 3 metros y la altura de la torre que lo soporta de 12 metros.
122
Energía Eólica
Ficha técnica
Velocidad media anual estimada del viento:
5,0 m/s
Potencia nominal instalada:
1,5 eólico (+ 1 solar) kW
Producción estimada neta anual:
2,4 (+ 1,2) MWh
Horas anuales equivalentes:
1.600 (+ 1.200) h
Composición de la instalación:
1 x 1,5 kW de Bornay (B3-12h)
Instalaciones eólicas más representativas
123
19
Instalación eólico solar para bombeo en Barcelona (Cataluña)
Multipalas con 18 aspas para bombear agua
Identificación
Término municipal:
Vic
Provincia:
Barcelona
Año(s) de puesta en marcha:
1999, 2002 y 2005
Propietario:
Ayuntamiento de Vic
Actividad principal:
Bombeo de agua
Descripción general
Esta instalación, situada a 500 metros sobre el nivel del mar en las áreas conocidas como Puig
dels Jueus (1999) y Sot dels Pradals (2002), está concebida para bombear agua subterránea
con la que regar las aproximadamente tres hectáreas de zonas verdes del municipio de Vic. Se
trata de un sistema híbrido compuesto por aerogeneradores multipala de bombeo y por un conjunto
de placas solares fotovoltaicas (1.000 Wp), promovido por el Ayuntamiento de Vic.
Los molinos de bombeo utilizados son tres turbinas multipala fabricadas por Molins de Vent Tarragó,
modelo M5015. Estas máquinas tienen una rueda de cinco metros de diámetro, con 18 palas,
montada sobre una torre de 15 metros de altura y base cuadrangular de tres metros de lado.
La intensidad de la velocidad mínima del viento es de 3 m/s en verano y la máxima puede alcanzar
los 11 m/s. Los molinos aprovechan este viento para extraer del suelo, mediante bombas
de accionamiento mecánico, conjuntamente con una bomba eléctrica (350 W) alimentada por
las placas solares, unos 85.000 m
3 anuales.
124
Energía Eólica
Ficha técnica
Velocidad media anual estimada del viento:
5,5 m/s
Potencia equivalente nominal instalada:
9 kW
Producción equivalente estimada neta anual:
13,5 MWh
Horas anuales equivalentes:
1.500 h
Volumen anual de agua bombeada:
85 millones de litros
Composición de la instalación:
3 x M5015 de Molins de Vent Tarragó (T5-15h)
Instalaciones eólicas más representativas
125
7
Perspectivas
futuras
7.1 El Plan de Energías Renovables
El pasado mes de agosto de 2005 el Gobierno aprobaba el
Plan de Energías Renovables en España (PER) 2005-2010, un
nuevo texto que revisaba el anterior Plan de Fomento de las
Energías Renovables 1999-2010, para reconducir los esfuerzos
estatales por alcanzar un objetivo común en la Unión
Europea: que las fuentes renovables contribuyan con un mínimo
del 12% al consumo nacional bruto de energía en 2010
(tal y como propuso en 1997 el Libro Blanco de las energías
renovables de la Comisión Europea).
La revisión de la planificación anterior venía justificada, en la
mayoría de los casos, por el insuficiente desarrollo de las fuentes
renovables logrado hasta la fecha, pero no así con la eólica,
donde se daba justo el extremo opuesto: con el sector de los
aerogeneradores era necesario replantearse los objetivos fijados
para el 2010, simplemente porque seis años antes de llegar
a esa fecha prácticamente estaban conseguidos. En concreto,
el Plan de Fomento de las Energías Renovables 1999-2010 se
proponía lograr que en 2010 la energía eólica alcanzase una
7
Perspectivas
futuras
129
producción anual media de 1.852.000 toneladas equivalentes de petróleo (tep), pero a finales
de 2004 ya proporcionaba para un año medio 1.683 ktep.
Con la aprobación del Plan de Energías Renovables (PER) 2005-2010, el objetivo ahora es sumar
en los próximos cinco años 12.000 nuevos megavatios instalados a los 8.155 que ya había acumulados
en el país hasta finales de 2004, es decir, llegar en 2010 a los 20.155 MW, una meta
impensable hace no mucho. Por comunidades autónomas, los objetivos más ambiciosos para los
próximos seis años son los fijados para Andalucía (1.850 megavatios nuevos), Comunidad Valenciana
(1.579), Galicia (1.570), Aragón (1.246), Castilla y León (1.157) y Castilla La Mancha (1.066).
En cuanto a la energía eólica marina, el PER considera “improbable” que los proyectos existentes
hasta hoy puedan pasar del papel a la realidad en el período 2005-2010. No obstante, el documento
especifica que, si se avanza pronto en la resolución de las barreras que impiden su implantación,
las aguas españolas podrían acumular en el horizonte de 2010 varios cientos de MW eólica marina.
Si se consiguiese el objetivo de 20.155 MW marcado por el
PER, en 2010 el parque eólico español generaría unos
45.500 GWh anuales de energía eléctrica y evitaría la emisión
a la atmósfera de entre un mínimo de 16,9 y un máximo
de 43,7 millones de toneladas de CO
utilizada (ciclo combinado con gas natural o central
térmica de carbón, respectivamente). Para ello, el documento
gubernamental calcula que se necesitará una inversión
acumulada en moneda corriente de 11.756 millones de euros
para el período 2005-2010, que se espera procedan en su totalidad
de la iniciativa privada, ya sea como financiación
propia o ajena (en su mayor parte), dado el grado de madurez
y los resultados demostrados por este sector.
2, según la materia prima
130
Energía Eólica
Se podría evitar la
emisión a la
atmósfera de un
mínimo de 16,9
millones de
toneladas de CO
2
7.2 Barreras
El Plan de Energías Renovables 2005-2010 también identifica
una serie de obstáculos para continuar con el desarrollo de la
energía eólica en España y alcanzar el objetivo de 20.155 MW.
De forma esquemática, estas barreras que deberá superar el
sector de los aerogeneradores son las siguientes:
Barreras en el aprovechamiento del recurso eólico y en la
gestión de la producción:
•
eólico en el mar.
Incertidumbre en la valoración del potencial energético
•
de evacuación.
Dimensionado insuficiente de infraestructuras eléctricas
•
de origen eólico.
Complejidad en la gestión de la producción eléctrica
•
Paulatino envejecimiento del parque tecnológico.
Barreras tecnológicas:
• Si existe generando una potencia significativa de
procedencia eólica conectada a la red de distribución
y/o transporte, perturbaciones de origen atmosférico
suelen provocar inestabilidad sobre la misma, pudiendo
afectar a la seguridad del sistema a gran
escala si no se dispone de una reserva de potencia
suficiente (lo que es habitual). Se necesitará, pues,
para evitar estos inconvenientes adaptar en lo posible
Perspectivas futuras
131
las instalaciones existentes y los nuevos parques eólicos que entren en servicio, mediante
la incorporación de dispositivos que ayuden a cumplir con los procedimientos
operacionales vigentes del sistema.
• Necesidad de mantener e incrementar en el tiempo, mediante los apoyos necesarios,
el ritmo inversor en Investigación, Desarrollo e Innovación tecnológica para mejorar la
competitividad de nuestra industria eólica en el contexto internacional.
• Incrementar ostensiblemente la fiabilidad de las herramientas de predicción eólica.
Algo muy difícil de conseguir en horizontes temporales de más de 30 horas.
• Favorecer el desarrollo tecnológico mediante el apoyo a la construcción de prototipos
de aerogeneradores
objetivo de permitir a medio plazo instalar parques eólicos
mar adentro que ofrezcan una alta disponibilidad técnica, y
por ende una elevada producción y unos costes de operación
razonables. Facilitar, a corto plazo, la implementación de los
prototipos de instalaciones demostrativas de primeras series
de aerogeneradores, a pequeña escala, en el mar.
• Concienciar a los promotores sobre las ventajas de impulsar
la calidad en todos los procesos relacionados con el
aprovechamiento de esta fuente de energía. Instalación de
aerogeneradores que cuenten con certificación de tipo concedida
por entidad homologadora acreditada.
del proyecto
offshore para experimentación, con elCertificaciónen su conjunto.
Barreras normativas:
• Falta de armonización en el desarrollo normativo de ámbito
regional.
132
Energía Eólica
• Normativa de conexión, acceso a la red y condiciones
de operación obsoletas.
• Regulación de la garantía de origen de la electricidad
con fuentes renovables.
• Existencia de un límite de primas y tarifas actuales
hasta los 13.000 MW.
• Inexistencia de una regulación específica para las
instalaciones eólicas en el mar.
Barreras económicas y sociales:
• Rentabilidad insuficiente, en general, de las instalaciones
eólicas ubicadas en el mar en comparación
con el promedio de las de tierra.
• Importante contestación social a la implantación de
parques eólicos en el mar.
7.3 Medidas
Aunque en el punto anterior se ha hecho referencia a algunas
de las medidas a adoptar en el futuro para superar las barreras
detectadas y alcanzar los objetivos anunciados, a
continuación se muestra de forma esquemática el conjunto
de ellas, los órganos responsables y la fecha prevista de implementación.
Perspectivas futuras
133
134
Energía Eólica
Barreras Medidas Responsable Calendario
2006-2010
2006
2005-2006
2006-2007
2005
2005-2010
2005-2006
2005-2006
Desarrollo de redes de transporte
Revisión de la Planificación de los
Sectores de Gas y Electricidad
Establecimiento de un centro único
de operaciones para el Régimen
Especial
Desarrollo de centros de coordinación
de parques eólicos que agrupen
instalaciones de una misma empresa
o de un determinado ámbito territorial
Ampliación del plazo de aplicación
del incentivo para la transformación
de aerogeneradores antiguos
Participación pública más activa
en I+D+i, para el desarrollo de la
tecnología nacional
Desarrollo de herramientas de
predicción con fiabilidad suficiente
Desarrollo de legislación específica
REE
REE y Ministerio de Industria
REE y Ministerio de Industria
REE y operadores
Ministerio de Industria
Ministerio de Industria/
IDAE y Ministerio
de Ciencia y Tecnología
Agentes del Sector
Ministerios de Industria y
Medio Ambiente
Infraestructuras de evacuación
insuficientes
Gestión inadecuada
de la producción eléctrica
de origen eólico
Apoyo insuficiente
a la innovación tecnológica
Fiabilidad de las herramientas
de predicción eólica
Falta de regulación específica
para instalaciones eólicas en
el mar
Perspectivas futuras
135
Barreras Medidas Responsable Calendario
2006-2008
2005
2005-2010
2005-2006
2006
2005
2005
Desarrollo de aerogeneradores
nacionales adaptados a condiciones
marinas, e implantación de parques
de demostración en el mar
Modificación del RD 436/2004, eliminando
desvíos para las instalaciones
acogidas a la tarifa regulada
Homogeneización de procedimientos
administrativos en las CC. AA., sobre
todo medioambientales
Eliminación de moratorias de
tramitación en algunas regiones
Nuevo Real Decreto sobre Conexión de
instalaciones en el régimen especial
Transposición de la Directiva
2001/77/CE, sobre garantía de origen
Modificación del RD 436/2004, incrementando
el límite de potencia eólica
para el régimen económico establecido
Tecnólogos e IDAE
Ministerio de Industria
CC. AA., Ministerios de Industria
y Medio Ambiente
CC. AA.
Ministerio de Industria
Ministerio de Industria
Ministerio de Industria
Falta de tecnología para los
parques eólicos marinos,
e inexistencia de parques en
el mar
Penalizaciones por desvíos
en la venta al distribuidor a tarifa
regulada
Falta de armonización
en el desarrollo normativo
de ámbito regional
Normativa de conexión, acceso
a red y condiciones de operación
obsoleta (O. M. 05/09/1985)
Regulación de la garantía
de origen de la electricidad
con fuentes renovables
Limitación de las primas y
tarifas actuales hasta alcanzar
los 13.000 MW
8
Saber más
8.1 Orígenes de la energía eólica en España
Fueron unas conferencias impartidas en 1951 por el insigne
matemático inglés Milne-Thomson, en el Instituto Nacional de
Técnica Aeroespacial Esteban Terradas (INTA), las que trajeron
por primera vez a España el interés por el aprovechamiento del
viento con fines energéticos. Este interés se materializó cuatro
años más tarde en la publicación del informe
viento en España y su aprovechamiento”
y Fontán. Un documento en el que a su vez se basaría,
más de dos décadas después, José Luis Cardona para redactar
en 1981
en España”
con potencial eólico importante: el noroeste peninsular, el
Valle del Ebro, el Cabo de Creus, el Estrecho de Gibraltar y algunos
emplazamientos en La Mancha y las Islas Canarias. Este
último estudio concluyó que para analizar de forma rigurosa
estas áreas se necesitaban prospecciones eólicas más detalladas
y ofreció una estimación de la potencia eléctrica de origen
eólico que podría instalarse en España.
“La energía del, realizado por Barásoain“Energía eólica y aeroturbinas. Posibilidades de utilización, donde se identificaron ya diversas zonas
8
Saber más
139
Por otro lado, y también a principios de los años 80, el INTA llevó a cabo otro análisis con los
datos eólicos disponibles que permitió trazar un mapa del potencial existente y seleccionar el
emplazamiento nacional con un mayor recurso contrastado: Tarifa. Y allí mismo, en el Cerro del
Cabrito, sería donde en 1982 se instalaría el que fue el primer aerogenerador de tamaño considerable
y tecnología avanzada de España: el
y construcción nacional de 100 kW de potencia, con un rotor de 20 metros de diámetro y una
torre metálica de 20 metros de altura. Se trataba del resultado de un programa de investigación
puesto en marcha tres años antes por el Centro de Estudios de la Energía del Ministerio de
Industria y Energía; sin embargo, no llegó a funcionar de forma satisfactoria hasta 1985, y después
de revisar y modificar todos sus sistemas.
También por esas fechas, en 1984 y bajo el paraguas de la Ley 80/82 sobre Conservación de
la Energía, se conectó a la red el primer parque eólico del país en El Ampurdán (Gerona), una
instalación que contaba con cinco aerogeneradores de 24 kW de potencia nominal desarrollados
gracias al Programa Energético UNESA-INI (PEUI) iniciado en los años setenta. Y, de
nuevo aquí, los vientos no fueron muy favorables, pues pocos años después el parque era
desmontado debido a las más que exigentes condiciones de la zona y a los problemas técnicos
encontrados.
A pesar de estos primeros pasos inseguros, la incipiente industria
eólica española siguió caminando mientras diseñaba
y probaba con diversa fortuna máquinas de variada potencia.
Los mayores avances no llegaron de la mano de la tecnología
sino de la administración, con la aprobación de importantes
programas nacionales para impulsar los proyectos de
aplicación y demostración, como los Planes de Energías Renovables
de 1986 y 1989. Así fue como se construyeron los
parques eólicos de Granadilla (Canarias), La Muela (Aragón),
“mazinguer”. Una turbina experimental de diseño
140
Energía Eólica
Estaca de Bares (Galicia), Ontalafia (Castilla-La Mancha), Tarifa (Andalucía) y Cabo de Creus
(Cataluña). Corría entonces el año 1990, España tenía ya instalados 6,6 MW de potencia eólica
y la industria nacional estaba ya preparada para construir parques grandes con máquinas de
150 kW y 180 kW. Un año después fue aprobado un nuevo Plan Energético Nacional (PEN), con
un Plan de Ahorro y Eficiencia Energética (PAEE) que contemplaba aumentar la producción de
Saber más
141
La macroturbina de 144 palas del norteamericano Charles F. Brush
La historia moderna del aprovechamiento energético del viento puede comenzar a contarse
por la construcción en 1888 en Cleveland (Ohio) de la que se piensa que fue la
primera turbina eólica para generación de electricidad, a manos del norteamericano
Charles F. Brush (1849-1929). Esta máquina tenía poco que ver con los aerogeneradores
actuales, pues a pesar de tener una potencia de solo 12 kW, debía cargar con un enorme
rotor de madera compuesto por 144 palas.
A partir de ahí, la historia da un salto a Dinamarca, donde las aeroturbinas irán adoptando
progresivamente su apariencia moderna, gracias a la contribución de personas como
Poul la Cour (1846-1908). Otros países como EE. UU., Alemania, Francia, Rusia o Reino
Unido verían nacer prototipos muy distintos a lo largo del siglo XX. No obstante, se acabaría
imponiendo el concepto danés de tres palas con rotor a barlovento. La pega era que
estas máquinas eran demasiado caras para permitir su implantación a gran escala y entonces
fue cuando estalló la crisis del petróleo en 1973, lo que obligó a avivar el ingenio
como nunca para poner a punto otras fuentes de energía alternativas. El salto definitivo
se produjo a principio de los años ochenta, con la instalación masiva de pequeños aerogeneradores
de 55 kW de potencia en California.
Fue en 1984 cuando
se conectó en
España a la red
eléctrica nacional el
primer parque eólico
las energías renovables en casi 1,2 millones de toneladas equivalentes de petróleo durante el
período 1991-2000. Como consecuencia de ello, en 1995 la potencia eólica acumulada había
aumentado hasta los 115 MW. Las máquinas ya no tenían nada que ver con el
Tarifa y los inversores comenzaban a fijarse en la energía del viento. En 1996, la potencia subió
a 211 MW. En 1997, a 440. En 1998, a 834. En 1999, a 1.476. Y ya en el año 2000 a 2.292, es decir,
13 veces más que la potencia prevista para dicho año según el PAEE (175 MW). La realidad
había superado con creces las optimistas estimaciones del PAEE realizadas 10 años antes.
“mazinguer” de
8.2 Curiosidades
• Las referencias históricas más antiguas que se tienen del aprovechamiento del viento
por parte del ser humano son unos dibujos datados en unos 50.000 años a.C., en los
que se ve una embarcación a vela navegando por el Nilo.
• Hay diversas tesis sobre el origen de los molinos de viento. Unas sitúan la invención
de estos ingenios en la Grecia clásica, en los primeros siglos de nuestra era; otras defienden
que es una invención asiática, que pudieron llegar a Europa con las Cruzadas
o las invasiones árabes.
• Existe una rica mitología alrededor del viento. En la Grecia clásica, el Dios padre de los
doce vientos era Eolo (que da nombre a esta energía). En la Odisea de Homero, Eolo
entrega a Ulises estos vientos dentro de un odre para que le ayuden en su viaje de regreso
a Ítaca. Pero sus compañeros abren el odre cuando está dormido y
desencadenan una terrible tempestad.
• La mención más antigua de molinos de viento aparece en una obra de Al-Mas'udi, que vivió
entre los años 912 y 957 de la era cristiana, y sitúa estos ingenios en Sijistán, entre
142
Energía Eólica
lo que hoy es Irán y Afganistán. Se trataba de construcciones muy artesanales que sujetaban
en su interior unas aspas de caña de eje vertical.
• Los molinos de viento no llegan a Europa hasta la Edad Media, distinguiéndose tres tipos:
el “molino de poste” y el “molino sobre machones”, en los países nórdicos; y el
“molino de torre”, en los países del sur.
• Las referencias más antiguas en España corresponden
a los tiempos del Califato de Córdoba, en el
siglo X. Otros textos hablan también de molinos de
viento en Tarragona entre el siglo XIII y XIV, construidos
por “los antiguos”.
• Los expertos creen que “los treinta o cuarenta molinos
de viento” contra los que Cervantes hace luchar
a Don Quijote podían ser los de Mota del Cuervo
(Cuenca) o los del Campo de Criptana (Ciudad Real).
8.3 Glosario de términos
Actuaciones
del aerogenerador en función de parámetros
operacionales y variables ambientales.
(performance): Conjunto de características funcionales
Aerobomba
potencia mecánica desarrollada se transforma en fuerza impulsora,
mediante accionamiento directo de una bomba de
pistón, para extraer generalmente agua dulce del subsuelo.
(wind turbine pump): Aeroturbina en la que la
Saber más
143
Aerogenerador
producida se transforma en energía eléctrica. Se compone de torre, góndola y rotor.
(wind turbine generator system): Aeroturbina en la que la energía mecánica
Aeroturbina
de la energía del viento. Existen de eje horizontal o vertical, según la orientación del eje del rotor.
En nomenclatura anglosajona a veces aparece con el acrónimo WECS (wind energy
conversion system) aunque dicha acepción es más extensa.
(wind turbine): Máquina giratoria para la obtención de energía mecánica a partir
Ángulo de ataque
corriente de aire incidente relativa al perfil.
(aerodynamic angle of attack): Ángulo que forma la cuerda del perfil con la
Área barrida
en la ficha de características técnicas de la aeroturbina. Se utiliza para adimensionalizar.
(swept area): Superficie del círculo cuyo radio es el semidiámetro del rotor especificado
Barlovento
(upwind): Parte de donde viene el viento, respecto a un punto o lugar determinado.
Borde de ataque
(leading edge): Punto anterior del perfil sobre el cual incide la corriente aérea.
Borde de salida
aérea.
(training edge): Punto posterior del perfil sobre el cual abandona la corriente
Buje
de transmisión. La altura del buje se toma como referencia en una aeroturbina para
calcular, entre otras variables, velocidades de viento.
(hub): Elemento de la aeroturbina en el que van fijadas las palas y que conecta con el sistema
Cambio de paso
regular la potencia suministrada por las aeroturbinas de paso variable.
(pitch change): Variación del ángulo de ataque de las palas con el objeto de
Coeficiente de potencia
Se obtiene dividiendo la potencia suministrada por la aeroturbina entre la energía eólica
por unidad de tiempo (potencia eólica contenida en la corriente incidente sin perturbar) que
atraviesa una superficie equivalente al área barrida por el rotor.
(power coefficient): Coeficiente que mide la eficiencia de la aeroturbina.
144
Energía Eólica
Cortadura
mediante el perfil vertical de viento.
(wind shear): Variación de la velocidad del viento con la altura sobre el suelo. Se representa
Cuerda
perfil.
(chord): Línea recta imaginaria que une el borde de ataque y el borde de salida de un
Curva de potencia
densidad atmosférica, en función de la velocidad de viento incidente sin perturbar a la altura
del buje, promediadas ambas variables simultáneamente cada 10 minutos.
(power curve): Representación gráfica de la potencia neta, corregida por
Distribución de Weibull
mediante una curva, que muestra en tanto por ciento la distribución de la velocidad de
viento (a una altura sobre el nivel del suelo dada) a lo largo de un período de tiempo en un lugar
determinado. En muchos casos la curva aproxima fielmente la distribución real de viento y
es representativa del emplazamiento si el período de tiempo analizado es suficientemente largo
(más de 10 años).
(Weibull probability distribution): Función de probabilidad, representada
Disponibilidad
ha estado lista para funcionar.
(availability): Porcentaje de tiempo en un período determinado que una máquina
Disposición en planta
de una instalación industrial. Constituye los planos de implantación.
(lay-out): Representación gráfica de la localización relativa de los equipos
Envergadura
(span): Longitud de la pala.
Estela
por la presencia de esta.
(wake): Zona situada a sotavento de la aeroturbina cuyo campo fluido se encuentra perturbado
Extradós
(suction face, upper section): Parte superior del perfil.
Factor de capacidad
de horas totales del período considerado. Se expresa en tanto por ciento.
(capacity factor): Relación entre el número de horas equivalentes y el número
Saber más
145
Fatiga
de cargas repetidas. Las grietas originadas por fatiga, si no se controla su crecimiento, pueden
provocar fallos catastróficos inesperados, ocasionando la destrucción del equipo directamente afectado
o la disminución generalizada de seguridad que puede llevar al colapso del sistema en su
integridad. Para evitarlo, los componentes se diseñan y construyen con criterios de “vida segura a
fatiga” que garantizan que durante un período de tiempo determinado no van a fallar por fatiga.
(fatigue): Mecanismo de fallo de los materiales que aparece como consecuencia de la aplicación
Góndola
se denomina chasis o bastidor y en la que se sitúan generador eléctrico, multiplicadora y
demás equipos auxiliares. No incluye al rotor.
(nacelle): Plataforma cubierta soportada por la torre del aerogenerador cuya estructura
Guiñada
en todo momento, en operación normal, el rotor al viento incidente.
(yawing): Giro de la góndola alrededor del eje de la torre con el objeto de enfrentar
Horas equivalentes
haber estado funcionando a la potencia nominal para producir la misma cantidad de energía en
el período de tiempo considerado (por lo general un año). Se calcula dividiendo la energía generada
en ese período entre la potencia nominal.
(equivalent-hours): Número de horas que un aerogenerador tendría que
Larguero
y abarca toda la envergadura, desde la raíz
aunque más costosos, se fabrican con fibra de carbono.
(spar): Es la parte que confiere resistencia estructural a la pala. Se construye de una pieza(root) hasta la punta (tip). Los más ligeros y resistentes,Intradós
perfil.
(pressure face, lower section): Parte inferior del
Límite de Betz
alcanzable por el rotor de una aeroturbina. Fue
establecido por el físico alemán Albert Betz en el año 1919 y su
valor es el 59,3%.
(Betz limit): Máximo valor del coeficiente de potencia
146
Energía Eólica
Mantenimiento correctivo
el fallo mediante la reparación o sustitución de la pieza averiada.
(corrective maintenance): El que se lleva a cabo una vez producido
Mantenimiento preventivo
o programada de acuerdo con una planificación previa, establecida generalmente en el
manual de mantenimiento de los equipos. Permite normalmente anticiparnos al fallo evitando
males mayores.
(preventive maintenance): El que se lleva a cabo de forma periódica
Mantenimiento predictivo
continuo de la vida de los equipos, aplicando generalmente ensayos no destructivos
mediante el análisis exhaustivo de las series temporales, previamente registradas y almacenadas,
de las variables más significativas del funcionamiento del sistema. Permite aumentar la
vida de los equipos y evitar la paralización de la actividad. En ocasiones se aplican técnicas de
inteligencia artificial (redes neuronales,
(on-condition maintenance): El que se realiza basándose en el seguimientofuzzy logic).
Mantenimiento productivo total
la eficacia de los equipos durante toda su vida mediante el compromiso hacia la mejora
continua del personal involucrado en el mismo. Es costoso y lento de implementar, aunque los
resultados a la larga suelen ser sorprendentemente satisfactorios. Su lema es: “cero averías en
los equipos, cero defectos en la producción y cero accidentes laborales”.
(total productive maintenance): Es aquel que busca maximizar
Mapa eólico
medias del viento, direcciones predominantes, ráfagas, etc. Las líneas del mapa que
unen puntos de igual velocidad media se denominan isoventas.
(wind map): Mapa en donde se representan sobre un determinado territorio velocidades
Pala
para mover el rotor y producir potencia.
(blade): Elemento del rotor con forma aerodinámica que produce las fuerzas necesarias
Parque eólico
agrupados, que vierte la energía producida en un mismo punto de la red eléctrica.
(wind farm): Instalación, de titularidad única, compuesta por dos o más aerogeneradores
Saber más
147
Parque eólico marino
(offshore wind farm): Parque eólico situado mar adentro.
Parque eólico terrestre
(onshore wind farm): Parque eólico situado en tierra firme.
Pérdida aerodinámica
superficie aerodinámica cuando se supera un determinado ángulo de ataque, provocando una
caída brusca de sustentación
se utiliza para regular la potencia suministrada en aeroturbinas de paso fijo y en algunas
de paso variable
(stall): Separación física de la capa límite fluida (boundary layer) de una(lift) y un aumento de resistencia aerodinámica (drag). Este fenómeno(active stall).
Perfil
al larguero de la misma. Su forma se puede simular mediante la superposición de la
línea media del perfil
(Airfoil profile): Cada una de las secciones transversales que conforman la pala, perpendiculares(centre line), curvatura (camber) y distribución de espesor (thickness).
Posición de bandera
perpendicular al plano del mismo, de tal manera que no se produce sustentación, ni consecuentemente
par motor, ni giro apreciable del rotor. Se emplea como método de parada normal
de la aeroturbina.
(feathering): Posición de seguridad de las palas del rotor, prácticamente
Potencia neta
descontadas las potencias eléctricas de los equipos auxiliares necesarios para su correcto
funcionamiento (regulación, control, iluminación, etc.). Se suele medir en baja tensión, en la
base de la torre antes de la conexión al transformador de media tensión.
(net power): Potencia eléctrica suministrada por el aerogenerador en la cual están
Potencia nominal
del aerogenerador. Coincide con la máxima potencia neta del aerogenerador en
régimen de funcionamiento permanente.
(rated power): Potencia neta especificada por el fabricante en la placa de características
Ráfaga
(gust): Viento fuerte, repentino y de corta duración.
Revestimiento
(skin): Es la parte de la estructura de la pala que le confiere su forma aerodinámica.
148
Energía Eólica
Su función es captar lo más eficientemente posible la energía cinética del viento. Su acabado
superficial debe ser extraordinariamente fino.
Rosa de vientos
ocurrencia del viento según la dirección de incidencia hacia el observador. Se suelen representar
16 direcciones.
(wind rose): Representación mediante un diagrama polar del porcentaje de
Rotor
de palas y buje.
(wind turbine rotor): Sistema de captación de la energía cinética del viento. Se compone
Sotavento
un punto o lugar determinado.
(downwind): La parte opuesta a aquella de donde viene el viento con respecto a
Torre
tubulares y de celosía. Las torres tubulares se fabrican de acero u hormigón o de una combinación
de ambos. Junto con la cimentación constituye la estructura soporte de la aeroturbina.
(tower): Estructura que sostiene la góndola y el rotor de la aeroturbina. Existen dos tipos:Torsión
con la cuerda del perfil situado en punta de pala.
(geometrical twist): Ángulo geométrico que forma la cuerda de un perfil determinado
Turbulencia
(turbulence): Variación temporal y espacial de la velocidad del viento.
Velocidad de arranque
buje a la cual la aeroturbina inicia su movimiento rotacional. Es inferior a la velocidad de
acoplamiento.
(start-up wind speed): Velocidad de viento más baja a la altura del
Velocidad de acoplamiento
la altura del buje a la cual la aeroturbina produce energía.
(cut-in wind speed): Velocidad de viento diezminutal mínima a
Velocidad nominal
del buje a la cual la aeroturbina produce la potencia nominal.
(rated wind speed): Velocidad de viento diezminutal mínima a la altura
Saber más
149
Velocidad de desconexión
altura del buje de funcionamiento de la aeroturbina. Por encima de ella, mediante el accionamiento
de ciertos mecanismos, el rotor deja de suministrar potencia al eje motor.
(cut-out wind speed): Velocidad de viento diezminutal máxima a la
Velocidad de parada
el sistema de control de la aeroturbina provoca la parada del rotor, usualmente mediante la
puesta en bandera de las palas.
(shutdown wind speed): Velocidad de viento a la altura del buje a la cual
Velocidad de referencia
del buje, promediada en períodos de 10 minutos, que se puede presentar en un período de
recurrencia de 50 años y que se utiliza para definir, según la normativa, la “Clase” de un
aerogenerador. Por ejemplo, para un aerogenerador Clase I la velocidad de referencia es
50 m/s (180 km/h).
(reference wind speed): Velocidad de viento más alta a la altura
Velocidad de viento extrema
buje, promediada en períodos de 3 segundos, que la aeroturbina o sus elementos está(n) diseñada(
os) para soportar. Para aerogeneradores Clase I dicho valor es 70 m/s (252 km/h).
(extreme wind speed): Velocidad de viento más alta a la altura del
Velocidad de punta de pala
la velocidad de rotación del rotor
aerogenerador de 50 m de diámetro cuyo rotor gire a 30 r.p.m. obtiene una velocidad punta de
pala de 78 m/s (283 km/h) mientras que otro de 100 m de diámetro que gire a 18 r.p.m. alcanza
94 m/s (339 km/h), este último para ubicación mar adentro.
(tip-speed): Velocidad lineal del extremo de la pala. Se calcula multiplicando(rotor speed) por el radio de la aeroturbina. Un
Vida de diseño
seguro y fiable de una aeroturbina diseñada según normas, siempre y cuando se siga el
programa de Operación y Mantenimiento recomendado por el fabricante. Cualquier aerogenerador
de características no especiales (
normativa IEC 61.400-1 deberá operar de forma segura y fiable durante al menos 20 años.
(design lifetime): Período de tiempo durante el cual se garantiza el funcionamientooffshore, vientos extremos,…) diseñado siguiendo la
150
Energía Eólica
Anexos
Anexo I. Legislación y normativa
AI.1 Legislación internacional y europea
• Directiva 2001/77/CE del Parlamento Europeo y del
Consejo, de 27 de septiembre, relativa a la promoción
de la electricidad generada a partir de fuentes
de energía renovables en el mercado interior de la
electricidad.
• COM(97) 599 final, noviembre de 1997.
para el futuro: fuentes de energía renovables. Libro
Blanco para una estrategia y un plan de acción comunitarios”
• Protocolo de Kioto de la Convención Marco de las
Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, del 11
de diciembre de 1999.
• Directiva 2004/101/CE del Parlamento Europeo y del
Consejo, de 27 de octubre, por la que se establece
“Energía.
Anexos
153
un régimen para el comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero
en la Comunidad con respecto a los mecanismos de proyectos del Protocolo de Kioto.
• COM(2005) 265 final, junio de 2005. Libro Verde sobre eficiencia energética o cómo hacer
más con menos.
• COM(2005) 627 final, diciembre de 2005. Comunicación de la Comisión sobre el apoyo
a la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables.
AI.2 Legislación nacional
• Real Decreto-Ley 3/2006, de 24 de febrero, por el que se modifica el mecanismo de casación
de las ofertas de venta y adquisición de energía presentadas simultáneamente
al mercado diario e intradiario de producción por sujetos del sector eléctrico pertenecientes
al mismo grupo empresarial (BOE nº 53, 03/03/2006).
• Ley 1/2005, de 9 de marzo, por la que se regula el régimen del comercio de derechos
de emisión de gases de efecto invernadero (BOE nº 59, 10/03/05).
• Real Decreto 2392/2004, de 30 de diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica
para 2005 (BOE nº 315, 31/12/04).
• Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece la metodología para
la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de
producción de energía eléctrica en régimen especial (BOE nº 75, 27/03/04).
• Real Decreto 1432/2002, de 27 de diciembre, por el que se establece la metodología
para la aprobación o modificación de la tarifa eléctrica media o de referencia (BOE nº
313, 31/12/02).
154
Energía Eólica
• Ley 6/2001, de 8 de mayo, de modificación del Real Decreto legislativo 1302/1986, de
28 de junio, de Evaluación de Impacto Ambiental (BOE nº 111, 09/05/01).
• Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de
transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización
de instalaciones de energía eléctrica (BOE nº 310, 27/12/00).
• Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico (BOE nº 285, 28/11/97).
• Orden de 5 de septiembre de 1985, por la que se establecen normas administrativas y
técnicas para funcionamiento y conexión a las redes eléctricas de centrales hidroeléctricas
de hasta 5000 kVA y centrales de autogeneración eléctrica (BOE nº 219,
12/09/85).
• Decreto 584/1972, de 24 de febrero, de Servidumbres Aeronáuticas (BOE nº 69,
21/03/1972).
AI.3 Administraciones autonómicas
Andalucía
• Resoluciones de 5 de junio de 2003, de la Dirección General de Industria, Energía y Minas,
por las que se delimitan las Zonas Eléctricas de Evacuación (ZEDE) y se realizan
convocatorias de acceso y conexión a sus redes eléctricas para evacuar la energía de las
instalaciones de producción acogidas al régimen especial (BOJA nº 116, 19/06/03).
• Orden de 30 de septiembre de 2002, por la que se regula el procedimiento para priorizar
el acceso y conexión a la red eléctrica para evacuación de energía de las
instalaciones de generación contempladas en el Real Decreto 2818/1998 (BOJA nº 124,
24/10/02).
Anexos
155
Aragón
• Orden de 6 de julio de 2004, del Departamento de Industria, Comercio y Turismo,
por la que se desarrolla el procedimiento de toma de datos para la evaluación del
potencial eólico en el procedimiento de autorización de las instalaciones de producción
de energía eléctrica a partir de la energía eólica, en Aragón (BOA nº 84,
20/07/04).
• Decreto 348/2002, de 19 de noviembre, del Gobierno de Aragón, por el que se suspende
la aprobación de nuevos Planes Eólicos Estratégicos (BOA nº 140, 27/11/02).
• Orden de 30 de noviembre de 2000, del Departamento de Industria, Comercio y
Desarrollo, por la que se dispone el procedimiento de asignación de conexiones a
la Red Eléctrica para instalaciones de generación, en el ámbito del Plan de Evacuación
de Régimen Especial en Aragón 2000-2002 (PEREA).
• Decreto 93/1996, de 28 de mayo, del Gobierno de Aragón, por el que se regula el procedimiento
de autorización de instalaciones de innovación y desarrollo para el
aprovechamiento de la energía eólica en Aragón (BOA nº 67, 10/06/96).
• Decreto 279/1995, de 19 de diciembre, de la Diputación General de Aragón, por el que
se regula el procedimiento para la autorización de las instalaciones de producción de
energía eléctrica a partir de la energía eólica en Aragón ((BOA nº 1, 03/01/96).
Asturias
• Decreto 31/2003, de 30 de abril, de prórroga de la moratoria para la tramitación de
nuevas solicitudes de instalación de parques eólicos (BOPA 09/05/03).
• Decreto 13/1999, de 11 de marzo, por el que se regula el procedimiento para la instalación
de parques eólicos en el Principado de Asturias (BOPA 09/04/99).
156
Energía Eólica
Canarias
• Decreto 32/2006, de 27 de marzo, por el que se regula la instalación y explotación de los parques
eólicos en el ámbito de la Comunidad Autónoma de Canarias (BOC nº 61, 28/03/06).
• Orden de 21 de septiembre de 2001, por la que se regulan las condiciones técnico-administrativas
de las instalaciones eólicas ubicadas en Canarias (BOC nº 137, 19/10/01).
• Ley 11/1997, de 2 de diciembre, de regulación del Sector Eléctrico Canario (BOC nº 21,
28/01/98).
Cantabria
• Decreto 41/2000, de 14 de junio, por el que se regula el procedimiento para la autorización
de parques eólicos en Cantabria (BOC nº 119, 20/06/00).
Castilla y León
• Resoluciones de 25 de enero, 31 de marzo, 4, 5, 6, 12 y 18 de abril de 2000, de la Consejería
de Medio Ambiente, por la que se hacen públicos los Dictámenes
Medioambientales sobre el Plan Eólico de Castilla y León.
• Decreto 189/1997 de 26 de septiembre, por el que se regula el procedimiento para la autorización
de las instalaciones de producción de energía eólica (BOC y L. nº 187, 30/09/97).
Castilla-La Mancha
• Orden de 7 de febrero de 2000, del Consejero de Agricultura y Medio Ambiente, por la
que se establece la relación de lugares que no resultan adecuados para la instalación de
parques eólicos por motivos de sensibilización ambiental (DOCM nº 12, 15/02/00).
• Decreto 58/1999, de 18 de mayo, por el que se regula el aprovechamiento de la energía
eólica a través de parques eólicos en Castilla-La Mancha (DOCM nº 33, 21/05/99).
Anexos
157
Cataluña
•
Cataluña (DOGC nº 3.664, 26/06/02).
Decreto 174/2002, de 11 de junio, regulador de la implantación de la energía eólica en
Ceuta
•
de Ceuta (BOCCE Nº 4.183, 17/01/03).
Reglamento regulador de las instalaciones de aerogeneradores en la Ciudad Autónoma
Comunidad Valenciana
• Resolución de 25 de febrero de 2003, del Consejero de Industria, Comercio y Energía,
sobre convocatoria para el desarrollo y ejecución del Plan Eólico de la Comunidad Valenciana
(DOGV nº 4.449, 27/02/03).
• Orden de 31 de julio de 2001, de la Consejería de Industria y Comercio, por la que se
realiza la convocatoria pública para el desarrollo y ejecución del Plan Eólico de la Comunidad
Valenciana (DOGV nº 4.056, 02/08/01).
Extremadura
•
de parques eólicos en Extremadura (DOE nº 104, 06/09/05).
Decreto 192/2005, de 30 de agosto, por el que se regula el procedimiento para la autorización
Galicia
• Orden de 17 de diciembre de 2004, por la que se abre el plazo de presentación de solicitudes
de autorización para la instalación de parques eólicos singulares (DOG nº 5, 10/01/05).
• Decreto 302/2001, de 25 de octubre, por el que se regula el aprovechamiento de la
energía eólica en Galicia (DOG nº 235, 05/12/01).
158
Energía Eólica
La Rioja
• Decreto 25/2002, de 3 de mayo, por el que se establece una moratoria para la planificación
de nuevos parques eólicos en La Rioja (BOR nº 55, 07/05/02).
• Decreto 48/1998, de 24 de julio, por el que se regula el procedimiento para las instalaciones
de producción de energía eléctrica a partir de la energía eólica en La Rioja
(BOR nº 90, 28/07/98).
Navarra
• Decreto Foral 71/2005, de 25 de abril, por el que se modifica el Decreto Foral 68/2003
(BON nº 59, 18/05/05).
• Orden Foral 634/2004, de 21 de junio, del Consejero de Medio Ambiente, Ordenación
del Territorio y Vivienda, por la que se establece el procedimiento para llevar a cabo
modificaciones en parques eólicos por motivos medioambientales (BON nº 95,
09/08/04).
• Decreto Foral 200/2004, de 10 de mayo, por el que se regulan las modificaciones en
los parques eólicos por motivos medioambientales (BON nº 65, 31/05/04).
• Decreto Foral 68/2003, de 7 de abril, por el que se dictan normas para la implantación
y utilización de instalaciones de generación de energía eólica para autoconsumo o con
fines experimentales (BON nº 71, 06/06/03).
• Decreto Foral 685/1996, de 24 de diciembre, por el que se suspende la aprobación de
nuevos parques eólicos (BON nº 6, 13/01/97).
• Decreto Foral 125/1996, de 26 de febrero, por el que se regula la implantación de los
parques eólicos (BON nº 32, 13/03/96).
Anexos
159
País Vasco
• Decreto 104/2002, de 14 de mayo, por el que se aprueba definitivamente el Plan Territorial
Sectorial de la Energía Eólica en el País Vasco (BOPV nº 105, 05/06/02).
• Decreto 115/2002, de 28 de mayo, por el que se regula el procedimiento para la autorización
de los parques eólicos en el País Vasco (BOPV nº 108, 10/06/02).
160
Energía Eólica
Anexo II. Direcciones de Interés
AII.1 Direcciones de Internet
Internacional
Agencia Internacional de la Energía
www.iea.org
Consejo Mundial de la Energía
www.worldenergy.org
Unión Europea
Dirección General de Energía y Transportes (DG XVII)
www.europa.eu.int/comm/dgs/energy_transport/
index_es.html
España
Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía
www.idae.es
Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales
y Tecnológicas
www.ciemat.es
Anexo II. Direcciones de Interés
AII.1 Direcciones de Internet
Ente Regulador del Sector Energético
Comisión Nacional de la Energía
www.cne.es
Operador del Sistema Eléctrico
Red Eléctrica de España, S.A.
www.ree.es
Operador del Mercado Eléctrico
Operador del Mercado Ibérico de Energía -
Polo Español, S.A.
www.omel.es
Apoyo y Fomento de la Investigación Técnica
Programa de Fomento de la Investigación Técnica.
Programa Nacional de Energía
www.mityc.es/profit
Centro para el Desarrollo Tecnológico Industrial
www.cdti.es
Anexos
161
Red CORDIS. VI Programa Marco
www.cordis.lu/sustdev/energy
Centros de Excelencia Tecnológica
Centro Nacional de Energías Renovables (España)
www.cener.com
Riso Nacional Laboratory (Dinamarca)
www.risoe.dk
Deutsches Windenergie-Institut (Alemania)
www.dewi.de
National Renewable Energy Laboratory (EE. UU.)
www.nrel.gov
Swiss Federal Institute of Technology (Suiza)
www.ethz.ch
Mantenimiento y Calidad Total
Asociación Española de Mantenimiento
www.aem.es
Asociación Española para la Calidad
www.aec.es
Normalización
Asociación Española de Normalización y Certificación
www.aenor.es
Comité Electrotécnico Internacional
www.iec.ch
Acreditación
Entidad Nacional de Acreditación
www.enac.es
Certificación de Aerogeneradores
Germanischer Lloyd
www.gl-group.com/industrial/glwind/3780.htm
Det Norske Veritas
www.dnv.dk/windturbines
Medición y Ensayos en Aerogeneradores
Measuring Network of Wind Energy Institutes
www.measnet.com
Instituto Ignacio Da Riva
www.idr.upm.es
162
Energía Eólica
Prospectiva Tecnológica
Observatorio de Prospectiva Tecnológica Industrial
www.opti.org
Predicción Climatológica
Anemos Project
http://anemos.cma.fr
Energía Eólica Marina
Offshore Windenergy Europe
www.offshorewindenergy.org
Desalinización
Instituto Tecnológico de Canarias
www.itccanarias.org
Instituto Tecnológico y de Energías Renovables
www.iter.es
Asociación Internacional de Desalinización
www.idadesal.org
Hidrógeno y Pilas de Combustible
Asociación Española del Hidrógeno
http://aeh2.org
Los Alamos National Laboratory
www.lanl.gov/orgs/ee/fuelcells/
Comercio de Emisiones
Oficina Española del Cambio Climático
www.mma.es/oecc
Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el
Cambio Climático
http://unfccc.int
CO
www.co2-solutions.com
2-Solutions
Certificados Verdes
Renewable Energy Certification System
www.recs.org
Anexos
163
Formación
Escuela de Organización Industrial
www.eoi.es
Instituciones Académicas
Cátedra Rafael Mariño de Nuevas Tecnologías
Energéticas
www.upco.es/catedras/crm
Centro de Investigación de Recursos y Consumos
Energéticos
http://circe.cps.unizar.es
Internacionalización de la empresa española
Instituto de Comercio Exterior
www.icex.es
Compañía Española de Seguros de Crédito
a la Exportación
www.cesce.es
Cooperación Internacional
Agencia Española de Cooperación Internacional
www.aeci.es
Instituciones Financieras
Instituto de Crédito Oficial
www.ico.es
Banco Europeo de Inversiones
www.eib.eu.int
Asociaciones empresariales nacionales
Asociación de Productores de Energías Renovables
www.appa.es
Asociación Empresarial Eólica
www.aeeolica.org
Asociación Española de la Industria Eléctrica
www.unesa.es
Asociaciones especializadas
Club Español de la Energía
www.enerclub.es
Institute of Electrical and Electronics Engineers
www.ieee.org
Asociaciones eólicas internacionales
European Wind Energy Association
www.ewea.org
164
Energía Eólica
American Wind Energy Association
www.awea.org
Global Wind Energy Council
www.gwec.net
World Wind Energy Association
www.wwindea.org
Asociaciones Ecologistas
Amigos de la Tierra
www.tierra.org
Greenpeace
www.greenpeace.org
WWF/Adena
www.wwf.es
Ecologistas en Acción
www.ecologistasenaccion.org
Seo/BirdLife
www.seo.org
Energía y Medio Ambiente
Agencia Europea de Medio Ambiente
www.eea.eu.int
ExternE
www.externe.info
Environmental and Energy Study Institute
www.eesi.org
Organizaciones No Gubernamentales
Energía sin Fronteras
www.energiasinfronteras.org
The Climate Group
www.theclimategroup.org
Worldwatch Institute
www.worldwatch.org
Información y Promoción
Agores
www.agores.org
Eufores
www.eufores.org
Divulgación
Danish Wind Industry Association
www.windpower.org/en/core.htm
Anexos
165
Parque Eólico Experimental Sotavento
www.sotaventogalicia.com
Center for Renewable Energy and Sustainable
Technology
www.crest.org
Periodismo Ambiental
Asociación de Periodistas de Información Ambiental
www.apiaweb.org
AII.2 Agencias de energía
Agencia de gestión de la energía de ámbito nacional
IDAE
Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía
C/ de la Madera, 8
28004 Madrid
Tel.: 914 564 900
Fax: 915 230 414
comunicacion@idae.es
www.idae.es
Asociación de agencias de energía de ámbito nacional,
regional, provincial y local
EnerAgen
Asociación de Agencias Españolas de Gestión de la
Energía
C/ de la Madera, 8
28004 Madrid
Tel.: 914 564 900
Fax: 915 230 414
comunicacion@idae.es
www.idae.es
Agencias de energía españolas
Andalucía
AAE
Agencia Andaluza de la Energía
C/ Isaac Newton, s/n. (Pabellón Portugal)
Isla de la Cartuja
41092 Sevilla
Tel.: 954 786 335
Fax: 954 460 628
informacion.aae@juntadeandalucia.es
www.agenciaandaluzadelaenergia.es
166
Energía Eólica
Castilla-La Mancha
AGECAM, S.A.
Agencia de Gestión de la Energía de Castilla-La
Mancha, S.A.
C/ Tesifonte Gallego, 10 -1º
02002 Albacete
Tel.: 967 550 484
Fax: 967 550 485
agecam@agecam.jccm.es
www.agecam.es
Castilla y León
EREN
Ente Regional de la Energía de Castilla y León
Avda. Reyes Leoneses, 11
24008 León
Tel.: 987 849 393
Fax: 987 849 390
eren@cict.jcyl.es
www.eren@jcyl.es
APEA
Agencia Provincial de la Energía de Ávila
C/ Los Canteros, s/n
05005 Ávila
Tel.: 920 206 230
Fax: 920 206 205
apea@diputacionavila.es
www.apea.com.es
Canarias
ITC
Instituto Tecnológico de Canarias, S.A.
C/ Cebrián, 3
35003 Las Palmas de Gran Canaria
Tel.: 928 452 000
Fax: 928 452 007
itc@itccanarias.org
www.itccanarias.org
Anexos
167
Cataluña
ICAEN
Instituto Catalán de la Energía
Avda. Diagonal, 453 bis, Atic.
08036 Barcelona
Tel.: 936 220 500
Fax: 936 220 501
icaen@icaen.es
www.icaen.net
AEB
Agencia de Energía de Barcelona
C/ Nil Fabra, 20 bajos
08012 Barcelona
Tel.: 932 374 743
Fax: 932 370 894
agencia@barcelonaenergia.com
www.barcelonaenergia.com
Comunidad de Madrid
CAEEM
Centro de Ahorro y Eficiencia Energética
de la Comunidad de Madrid
C/ Valentín Beato, 16
28037 Madrid
Tel.: 91 327 27 36
Fax: 91 327 19 74
lab.caem@clysim.com
www.madrid.org
Comunidad Foral de Navarra
AEMPA
Agencia Energética Municipal de Pamplona
C/ Mayor, 20 bajo
31001 Pamplona
Tel.: 948 229 572
Fax: 948 212 679
agencia.energetica@ayto-pamplona.es
www.aempa.com
168
Energía Eólica
Comunidad Valenciana
AVEN
Agencia Valenciana de la Energía
C/ Colón, 1. Planta 4ª
46004 Valencia
Tel.: 963 427 906
Fax: 963 427 901
info_aven@gva.es
www.aven.es
Extremadura
AGENEX
Agencia Extremeña de la Energía
C/ Sor Agustina, s/n
06002 Badajoz
Tel.: 924 262 161
Fax: 924 258 421
agenex@dip-badajoz.es
www.dipbadajoz.
es/organismos/eae/actividades.htm
Galicia
INEGA
Instituto Energético de Galicia
Rúa Ourense, 6. A Rosaleda
15701 Santiago de Compostela (La Coruña)
Tel.: 981 541 500
Fax: 981 541 515
info@inega.es
www.inega.es
País Vasco
EVE
Ente Vasco de la Energía
C/ San Vicente, 8 - Edificio Albia I - Planta 14
48001 Bilbao (Vizcaya)
Tel.: 944 035 600
Fax: 944 249 733
publicaciones@eve.es
www.eve.es
Anexos
169
Principado de Asturias
FAEN
Fundación Asturiana de la Energía
C/ Fray Paulino, s/n
33600 Mieres (Asturias)
Tel.: 985 467 180
Fax: 985 453 888
faen@faen.info
www.faen.info
Región de Murcia
ARGEM
Fundación Agencia Regional de Gestión de la Energía
de Murcia
C/ Pintor Manuel Avellaneda (antigua Montijo), 1-1º izda
30001 Murcia
Tel.: 968 223 831
Fax: 968 223 834
info@argem.regionmurcia.net
www.argem.regionmurcia.net
170
Energía Eólica
Anexo III. Referencias y Bibliografía
Referencias consultadas
•
IDAE, 2005.
•
Empresarial Eólica, 2005.
•
en España 2004
Energía, 2005.
•
Energy Agency, 2005.
•
Agency, 2005.
•
2005.
•
IDAE, 2005.
•
•
in the EU-25
•
Haya Comunicación, 2003.
•
damages due to electricty and transport
European Commission, 2003.
•
desalación de agua de mar por ósmosis inversa en
España
y Medio Ambiente de la Región de Murcia, 2003.
•
Programa Leonardo da Vinci de la Comisión
Europea, 2002.
•
•
W/14/00626/REP
of United Kingdom (DTU), 2002.
•
empleo. Una economía impulsada por el Sol.
E. Los Libros de la Catarata, 2001.
•
•
Alción, 2000.
Plan de Energías Renovables en España 2005-2010.Energía Eólica en España. Panorámica 2004. AsociaciónInforme sobre las ventas de energía del Régimen Especial. Comisión Nacional de laKey World Energy Statistics 2004. InternationalOffshore Wind Experiences. International EnergyRenovalia. Centro Nacional de Energías Renovables,Wind Energy in Spain 2004. Current Status and Prospects.Sea Wind Europe. Greenpeace, 2004.Wind Energy - The Facts. An analysis of wind energy. EWEA, 2004.Eólica. Colección Energías renovables para todos.External Costs. Research results on socio-environmental.Estudio de la viabilidad técnico-económica de la. Martínez, D. Consejería de Agricultura, AguaManual Didáctico de la Energía Eólica. Proyecto Aeolus.Viento Fuerza 12. Greenpeace/EWEA/APPA, 2002.Wind Energy and Aviation Interests. ETSU. Department of Trade & IndustryEnergías renovables, sustentabilidad y creación deMenéndez,Wind Energy Fact Sheets. DTU, 2001 .Especial Energía Eólica 2000. Revista Energía. Editorial
Anexos
171
•
y uso de pequeños sistemas eólicos
2000.
•
Análisis de Ciclo de Vida de ocho tecnologías de generación
eléctrica
•
2000
•
1997
•
ambientales
•
Piorno, A. y Ordaz, F. Amarú Ediciones, 1997.
•
Wind Turbine Manufacturers Association, 1997.
•
IDAE. Cinco Días, 1996.
•
y norias
•
IDAE, 1994.
•
comunidades autónomas
(INM), 1994.
•
IDAE. Cinco Días, 1992.
•
(Denmark). Commission of the European Communities,
1989.
•
aprovechamiento energético
•
Ecotopía Ediciones, 1982.
•
utilización en España
de Industria, 1981.
•
Barásoain, J.A. y Fontán, L. Comisión
Nacional de Energía Eólica, 1955.
•
eólica
Técnica Aeroespacial, 1951.
Energía Eólica Práctica. Una guía para instalación. Gipe, P. Progensa,Impactos ambientales de la producción eléctrica.. IDAE, 2000.Las energías renovables en España. Balance y Perspectivas. IDAE, 1999.Energías Renovables en España: Anuario de proyectos. IDAE. Edición Especial Cinco Días, 1998.Energías alternativas y tradicionales. Sus problemas. Lucena, A. Talasa Ediciones, 1998.Energías renovables. Aproximación a su estudio.The energy balance of modern wind turbines. DanishEnergía eólica. Manuales de energías renovables/2.Historia de los molinos de viento, ruedas hidráulicas. Caro Baroja, J. IDAE, 1995.Basic aspects for application of wind energy.Mapa Eólico Nacional. Resúmenes energéticos por. Instituto Nacional de MeteorologíaEnergía eólica. Manuales de energías renovables/4.European Wind Atlas. Riso National LaboratoryMapa Eólico Nacional. Análisis de viento para. INM, 1988.El poder del viento. Puig, J., Meseguer, C. y Cabré, M.Energía eólica y aeroturbinas. Posibilidades de. Cardona, J.L. Instituto NacionalLa energía del viento en España y su aprovechamiento.Conferencias sobre aprovechamiento de la energía. Milne-Thomson, L.M. Instituto Nacional de
172
Energía Eólica
Bibliografía
•
Energy Agency, 1990-2005.
•
Design requirements
Commission, 2005.
•
de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y
Tecnológicas (CIEMAT), 2004.
•
Superior de Ingenieros Aeronáuticos (ETSIA). Universidad
Politécnica de Madrid, 2002.
•
Veritas, 2002.
•
structures
•
R., Hau, E. y Snel, H. John Wiley and Sons, 2000.
•
CIEMAT, 1999.
•
•
of wind power
Energy Institute, 1994.
•
(WAsP)
E. Riso National Laboratory, 1993.
•
1992.
•
Hall, 1990.
•
Stoddard, F.S. Van Nostran Reinhold, 1987.
•
1985.
•
de instalaciones
1983.
•
SCM, 1980.
•
A.E. Dover, 1959.
IEA R&D Wind Energy. Annual Reports. InternationalIEC 61.400-1 Ed.3. Wind turbine generator systems-Part 1:. International ElectrotechnicalPrincipios de Conversión de la Energía Eólica. CentroAerogeneradores. López-Ruiz, J.L. Escuela TécnicaGuidelines for design of wind turbines. Det NorskeAerodynamics of wind turbines: rotors, loads and. Jansen, M.O.L. James & James, 2000.Large wind turbines: design and economics. Harrison,Estado del arte de la tecnología de Pequeños Aerogeneradores.Aerodinámica I. Da Riva, I. ETSIA, 1996.Wind Characteristics. An Analysis for the generation. Rohatgi, J. y Nelson, V. AlternativeWind Atlas Analysis and Application Program. Mortensen, N., Landberg, L., Troen, I. y Petersen,Historia de las Máquinas Eólicas. Deleito, J.C. ENDESA,Wind Energy Conversion Systems. Freris, L.L. Prentice-Wind Turbine Engineering Design. Eggleston, D.M. yWind Energy Systems. Johnson, G.L. Prentice-Hall,Energía Eólica. Teoría, concepción y cálculo práctico. Le Gouriérès, D. Editorial Masson,Vent et performances des éoliennes. Justus, C.G.Theory of Wind Sections. Abbott, I.A. y Von Doenhoff,Anexos
173
Publicaciones periódicas especializadas
Energy Policy
(Elsevier).
Journal of Wind Engineering and Industrial Aerodynamics.
Power & Energy
(IEEE).
Wind Energy
(Willey and Sons).
Wind Engineering
(Multi-Science).
Wind Stats Newsletter.
Revistas de actualidad energética
Energía
(Alción).
Energías Renovables
(Haya Comunicación).
Energía y Empresa
(Montané Comunicación).
Infopower
(T&F InformaNews Iberia).
Neue Energie
(German Wind Energy Association).
Project Finance
(Euromoney).
Wind Power Monthly.
Wind-kraft und Natürliche Energien.
174
　
　Las palas de un aerogenerador no son muy distintas de las alas de un avión. Y es que el diseño
de una turbina le debe mucho a la tecnología aeronáutica, aunque luego haya sido adaptada
de forma específica a las condiciones en las que trabajan estas máquinas. De hecho, los aerogeneradores
modernos utilizan principios aerodinámicos procedentes de la aviación para
mejorar la eficiencia de los rotores, como el de sustentación.
El principio de sustentación explica cómo el perfil especial de
un ala provoca que el aire fluya más despacio por debajo del
ala que por encima, lo que conlleva que el avión sea empujado
hacia arriba y sostenido así por el aire. Esta sustentación
depende principalmente del área expuesta al flujo del aire, la
velocidad con la que incide y la inclinación del ángulo de ataque
del ala. Si el área expuesta no es uniforme o el ala se
inclina demasiado, entonces el aire deja de sostener el avión
o el aerogenerador se frena.
Las aeroturbinas modernas usan la resistencia y la sustentación
del viento no solo para extraer la máxima energía, sino
también para controlar el funcionamiento de la máquina. Así,
en los aerogeneradores de paso variable (en los que las palas
pueden girar sobre sí mismas en el buje) basta colocar las
palas en un ángulo en el que encuentren la fuerza suficiente
para que comiencen a dar vueltas. Por el contrario, si el viento
se vuelve demasiado fuerte, entonces se giran en sentido
contrario y el rotor se irá frenando.

En el caso de las palas de paso fijo, cuyo anclaje al buje no permite moverlas, el diseño de la
pala hace que, llegados a una velocidad de viento alta, sean los propios perfiles los que entren
en pérdida, controlando aerodinámicamente la potencia de salida.
Los “molinos de viento” se
vuelven gigantes
No hay nada que ejemplarice
mejor el salto dado por la
energía eólica en los últimos
años como los cambios experimentados
por los propios
aerogeneradores. En sí, la tecnología
básica no ha variado
en gran medida desde aquellas
primeras turbinas instaladas
en España en los años ochenta.
Sin embargo, los “molinos
de viento” han ido aumentando
constantemente de tamaño
hasta convertirse en auténticos
gigantes. Se ha pasado de
pequeñas máquinas de unas
pocas decenas de kilovatios
a colosos de varios miles; es
decir, se ha multiplicado la potencia
por cien. De hecho, al
36
Energía Eólica
La turbina más grande del mundo: REpower 5 MW
Una torre tan alta como un edificio de 40 pisos, un rotor con un área barrida mayor que
un campo de fútbol y una generación eléctrica con la que abastecer a cerca de 3.500 hogares
españoles. Estas son las proporciones colosales del que, a día de hoy, es el
aerogenerador más grande del mundo: el REpower 5 MW. De momento, sólo existe una
de estas máquinas y es un prototipo instalado en Brunsbüttel (Alemania), en septiembre
de 2004, que ya vierte energía a la red eléctrica. Está diseñada especialmente para parques
eólicos marinos y constituye el límite tecnológico al que han llegado hasta ahora
los ingenieros. Fabricada por la empresa alemana REpower, esta turbina instalada en tierra
tiene una torre de 120 metros de alto y un rotor de 126 metros de diámetro, que gira
a una velocidad de entre 7 y 12 revoluciones por minuto. Una de sus particularidades más
interesantes son sus palas, fabricadas por LM, pues si bien son las más grandes del mundo
con una longitud de 61,5 metros, los materiales con los que están fabricadas a base
de fibra de vidrio y de carbono con resinas sintéticas logran que cada unidad pese tan
sólo 18 toneladas. El aerogenerador está equipado con un innovador sistema de generación
de velocidad variable y con cambio de paso independiente en cada pala. La pregunta
es: ¿hasta dónde más pueden crecer los aerogeneradores? Muchos técnicos piensan que
a partir de los 5 MW resulta realmente difícil lograr la viabilidad económica de las máquinas.
No obstante, otros consideran que éste es simplemente un nuevo desafío.
final de 2004, el tamaño medio de los nuevos aerogeneradores instalados en España superaba
ya los 1.000 kW.
Esta revolución en el tamaño de las turbinas constituye todo un hito de la ingeniería y ha resultado
decisivo para lograr el despegue de esta energía renovable. Primero, porque supuso
multiplicar la potencia de los parques a la vez que se reducían
los costes por cada kilovatio: con menos máquinas se
podía generar más energía. Pero también porque ha permitido
mejorar la eficiencia y la fiabilidad de las máquinas. La
pieza clave, una vez más, está en el rotor de las turbinas. Para
una misma potencia, pongamos 1.500 kW, la media europea
del diámetro del rotor ha pasado de 65 metros en 1997, a 69
en 2000 y 74 en 2003. Esto ha significado tener que izar torres
cada vez más altas y aumentar el gasto en materiales. Sin embargo,
se ha visto compensado por el incremento de la
producción de energía como consecuencia del aumento del
área barrida y de la captación de mejores vientos a mayores
alturas. ¿El resultado? A la vez que ha crecido el tamaño de los
aerogeneradores, ha descendido el coste por kilovatio de potencia.
Hoy en día, el coste de cada kilovatio instalado en un
parque eólico en España es de unos 940 euros, cuando en
1990 era superior a 1.200. Y a esto hay que sumar una mayor
profesionalización del sector y la drástica reducción de los
gastos de operación y mantenimiento, que en los últimos diez
años se han reducido prácticamente a la mitad.
Sin embargo, se percibe un cierto estancamiento en el crecimiento
de la rentabilidad de las nuevas instalaciones por la
Tecnología
37N) se acerca a 2,5;N es cercana a 3 las velocidades se hallan entre
E [2 - (V-7)/4)] D
2 V3 g
La evaluación
económica de un
parque eólico es un
camino largo y
complejo
paulatina desaparición de los enclaves con vientos de mayor intensidad aún no ocupados en el
país. Aunque la aparición de aerogeneradores de mayor tamaño y eficiencia supone también aprovechar
mejor el territorio disponible (y reducir el impacto paisajístico) y abre la posibilidad de ir
renovando los parques mediante la sustitución de las turbinas antiguas por otras modernas. Un
método conocido en inglés como
“repowering”, que se abre paso ya en Alemania o en Dinamarca.2.3 El parque eólico
Evaluación económica
Desde que un promotor se lanza a la construcción de un parque eólico hasta que los aerogeneradores
instalados empiezan a verter energía en la red eléctrica suelen pasar más de cinco años.
En ese tiempo, habrá sido necesario realizar evaluaciones de viento, analizar la viabilidad económica,
redactar el proyecto y el estudio de impacto ambiental, negociar el alquiler de los
terrenos, resolver la evacuación eléctrica, conseguir financiación, lograr todos los permisos administrativos,
abrir vías de acceso, cerrar los contratos de compra-venta de la energía, trasladar
las piezas, montar los aerogeneradores, probar los equipos... Se trata sin duda de un largo y arduo
camino. Y, además, caro, pues una instalación requiere una inversión de decenas o cientos
de millones de euros que ha de amortizarse a largo plazo. Por ello, solo se emprenderá el proyecto
si al principio del todo se comprueba que es viable ambiental y económicamente. Y esto
depende, antes que nada, de los vientos que soplen en el lugar seleccionado, de ahí la importancia
de contar con evaluaciones rigurosas. Un error del 10% en la estimación de la velocidad
media puede llegar a suponer desvíos del 30% en la producción de energía.
Existen simulaciones numéricas, basadas en modelos físico-estadísticos, como las que proporciona
el programa informático WASP

que se pueden calcular distribuciones espaciales de la velocidad del viento y la producción de
energía esperada a largo plazo en un determinado emplazamiento. Mediante la hábil combinación
en el ordenador de la descripción detallada del terreno y datos eólicos reales, adquiridos
durante períodos de tiempo significativos, validados por estaciones meteorológicas de referencia
cercanas, se obtiene el atlas eólico local. Este atlas será el que se utilice, junto con las
características de los aerogeneradores seleccionados (curva de potencia y empuje) para calcular
la producción energética de cada
Resulta interesante medir las características del viento a la altura a la que vaya a situarse el buje
de los aerogeneradores y, cuando la zona sea grande o accidentada, simultáneamente en varios
puntos del emplazamiento. Y no vale sólo con una velocidad media, que no deja de ser un promedio
de los vientos más rápidos y más lentos, y que no describe realmente la distribución estadística
de la velocidad del viento. De hecho, puede llevar a sobreestimar o subestimar los recursos, pues
puede ocurrir que vientos rápidos pero escasos, aporten mucha más energía que otros lentos muy
abundantes (no hay que olvidar que la energía del viento aumenta con el cubo de la velocidad).
El siguiente paso tras evaluar de forma rigurosa la velocidad del viento y estimar la producción
de energía previsible es analizar la viabilidad económica del proyecto. Para valorar el
proyecto se debe tener en cuenta la inversión necesaria para promover, construir y poner en
marcha la planta, los costes de explotación a lo largo de la
vida operativa de la misma y la previsión de la evolución en
el tiempo del precio percibido por cada kilovatio-hora puesto
en red. Con estos datos y aplicando la tasa impositiva
correspondiente será suficiente para calcular el beneficio
neto estimado anualmente y, añadiendo la amortización, los
flujos de caja, para calcular
del proyecto. Y, por tanto, la decisión de seguir adelante
o no con la inversión.
(Wind Atlas Analysis and Application Program) con laslay-out (distribución de aerogeneradores) propuesto.ex ante la rentabilidad económica
40
Energía Eólica
De acuerdo con datos facilitados por los propietarios de los parques eólicos a las comunidades autónomas,
transmitidos y corroborados por la experiencia de IDAE mediante la participación en
numerosos proyectos, la inversión total, llevada al “momento cero”, es decir, cuando inicia su operación
comercial, para un parque tipo en el año 2005 se establece en 940
Las características del parque tipo son:
Û/MW (IVA no incluido).
•
Potencia nominal: 25 MW
•
Potencia unitaria máquina: 1.250 kW
•
Diámetro rotor / Altura buje: 65 m/60 m
•
Orografía y accesibilidad: Normal
•
El desglose porcentual del coste de la inversión es el siguiente:
Línea de evacuación: 10 km/132 kV
•
Aerogeneradores: 74%
•
Equipamiento Eléctrico: 17%
•
Obra Civil: 5%
•
En la partida Equipamiento Eléctrico se incluyen los transformadores
de BT/MT que normalmente se encuentran
instalados dentro del aerogenerador. Igualmente, se ha considerado
un capítulo que tiene en cuenta la participación de
la Propiedad del parque en la financiación de la ejecución de
nuevas líneas de distribución/transporte o en la remodelación
y repotenciación de las ya existentes, incluso alejadas
del parque eólico en cuestión, pero necesarias para permitir
su evacuación.
Varios: 4%
Tecnología
41
42
Energía Eólica
de estudios de impacto ambiental y arqueológico, elaboración de documentación y proyectos
de ejecución, tramitación, relaciones con la administración, particulares y compañía eléctrica,
gestión de compras (elaboración de especificaciones técnicas, petición y adjudicación de ofertas,
contratación, etc.), obtención de licencias y permisos, gestión integral del proyecto,
contratación de asesores técnicos, legales, de seguros, financieros, etc.
Los gastos de explotación han sufrido una importante disminución durante los últimos años, al
tiempo que mejoraba la fiabilidad y disponibilidad de los equipos. En total representan en media
aproximadamente el 22% de la facturación anual del parque (1,5 c
ingresos, considerando tarifa regulada, de 6,9 c
Û/kWh sobre unosÛ/kWh para 2005), y pueden desglosarse porcentualmente:
•
Operación y Mantenimiento 57%
•
Alquiler de terrenos 16%
•
Seguros e Impuestos 14%
•
Las cifras expuestas representan los valores medios a lo largo de la vida operativa de la instalación,
estimada en 20 años. Ha sido considerada una garantía inicial ofertada por el fabricante
(o por el suministrador de la instalación completa) de dos años, período durante el cual los gastos
de O&M son nulos o muy pequeños (solo se facturan los consumibles, el correctivo está
cubierto por la garantía) y son realizados por el Contratista.
La partida de O&M puede desglosarse a su vez en:
Gestión y Administración 13%
•
Aerogeneradores 87%
•
Cada uno de estos epígrafes se divide a su vez en gastos de personal, repuestos y consumibles.
Resto de instalaciones 13%
Tecnología
43
La hipótesis realizada para el cálculo de la rentabilidad del
proyecto (sin financiación) para el parque tipo, con una producción
media de 2.350 horas anuales equivalentes, en
relación con los gastos de explotación es que evolucionarán
de acuerdo con el IPC previsto (2,5%), en consecuencia no
variarán en términos reales a lo largo de su vida.
En cuanto a los ingresos por venta de energía eléctrica se ha elegido
la opción tarifa regulada siguiendo una evolución, durante
los 20 años de vida útil de la instalación, estimada en un incremento
medio anual del 1,4%.
Con los datos anteriores se obtiene una tasa interna de rendimiento (TIR) del proyecto,
sin financiación, en moneda corriente, después de impuestos superior al 7% y sin riesgo
regulatorio.
Sensibilidad económico-financiera
Finalmente, si se considera la financiación y se realiza un análisis de sensibilidad con las diferentes
variables del proyecto se muestra que desde el punto de vista económico-financiero es:
•
Extremadamente sensible al precio de venta del kWh producido.
•
Muy sensible a la producción y a la relación Fondos Propios/Fondos Ajenos a Largo Plazo.
•
la duración del mismo.
Sensible a la inversión, a los gastos de explotación, al tipo de interés del préstamo y a
•
(atendiendo a lo que marca la legislación vigente).
Menos sensible a la inflación (si no se supera el 4%) y al período de amortización fiscal
44
Energía EólicaComposición y diseño del parque
El diseño de cada parque va a depender de las condiciones del viento, de la tecnología empleada
y del proyecto específico realizado por el promotor, junto con las condiciones
impuestas por los órganos implicados en su aprobación, fundamentalmente de carácter ambiental
y urbanístico. No obstante, toda instalación de estas características debe contar con
los siguientes elementos:
Terrenos
Los terrenos sobre los que se asientan los parques eólicos suelen ser propiedad de municipios
o particulares a los que se alquila (el alquiler en promedio ronda el 3,5% del
valor de la energía producida, aunque los límites oscilan mucho, entre el 1% y el 15%
–en algunas zonas de las Islas Canarias–, dependiendo fundamentalmente del potencial
eólico y de la voluntad negociadora de las partes). Este alquiler está ayudando muy
positivamente a promocionar la energía eólica en las poblaciones rurales. Por otro
lado, unas de las virtudes de esta fuente de energía es que la instalación de los aerogeneradores
no impide que se siga aprovechando los terrenos para otros usos, como
campos agrícolas o pastos.
Aerogeneradores
Para sacar el máximo rendimiento a los recursos eólicos, los aerogeneradores deben alinearse
de forma perpendicular a la dirección predominante de los vientos que
proporcionen mayor generación eléctrica. En cuanto a la separación entre máquinas,
ésta dependerá del diámetro de los rotores, la disponibilidad de terreno y la dirección
de los vientos dominantes. Generalmente se superan los 2,5 diámetros del rotor para
aerogeneradores situados en una misma hilera y los 7,5 diámetros para aerogeneradores
de hileras paralelas. En la fase de construcción debe tenerse en cuenta también el
tamaño cada vez mayor de las aeroturbinas y la necesidad de accesos amplios por los

que entren los remolques con las piezas y las grúas de montaje para elevar góndolas con
pesos del orden de las 100 toneladas (y en un futuro próximo superiores).
Infraestructura eléctrica
Un parque eólico requiere toda una infraestructura eléctrica para recoger la energía de
los aerogeneradores (normalmente a 690 voltios de tensión) y llevarla hasta la línea de
distribución de la compañía eléctrica más adecuada o hasta las grandes líneas de
transporte de REE (de hasta 400.000 V). En instalaciones de poca potencia la evacuación
se realiza a la tensión de generación de los aerogeneradores hasta un
transformador que eleva la tensión hasta la existente en el punto de conexión, siendo
las pérdidas eléctricas importantes. En grandes instalaciones, en cambio, se suelen
agrupar por sectores los aerogeneradores, existiendo distintos transformadores. En estos
casos se necesitan líneas de media tensión aéreas, de unos 30.000 V, que van
desde los transformadores hasta una subestación
central del parque, donde se eleva la
tensión hasta alcanzar la de la distribución general
de la compañía eléctrica. Con el objeto de
reducir el impacto visual que ocasionan en el
paisaje los centros de transformación dispersos
por el parque es habitual que los aerogeneradores
incorporen en su interior el transformador
elevador de baja a media tensión -BT/MT- (disminuyéndose
las pérdidas eléctricas pero
incrementándose el coste de la inversión) y mediante
líneas subterráneas llevar la energía
producida hasta la subestación central del parque
eólico.
46
Energía Eólica
Infraestructura de control
Aunque un parque eólico está hoy totalmente automatizado y no requiere la intervención
humana para funcionar, a partir de cierto tamaño estas instalaciones cuentan con
un centro de control que recibe y analiza todos los datos de funcionamiento y ambientales
registrados por los aerogeneradores. De este modo, un operador puede seguir en
su pantalla de ordenador todos los pormenores del parque o detectar cualquier incidencia,
lo que resulta muy útil para optimizar su operación. Los valores captados sirven
también para generar bases de datos históricas del funcionamiento del parque, que son
fundamentales para implementar y poner a punto el programa de mantenimiento predictivo
de la instalación.
Otras dependencias
La instalación suele contar además con algún almacén donde guardar repuestos, consumibles
y herramientas y donde acumular el aceite usado de los aerogeneradores. Este es el
residuo más importante generado por una instalación, ya que cada 18 meses se debe renovar
el aceite de las máquinas.
Tecnología
47
Un operador
puede seguir en
su pantalla todos
los pormenores
del parque eólico,
detectando en el
acto cualquier
incidencia

Rentabilidad del proyecto

Se supone que el suministro se realiza “llave en mano”, donde un único Contratista asume solidariamente
ante la Propiedad y las entidades financieras el riesgo de ejecución y puesta en
marcha de la totalidad del proyecto hasta la Recepción Provisional. Bajo esta modalidad de suministro
la Propiedad se inhibe en buena parte del proyecto durante la fase de ejecución. El
Contratista se hace cargo de todo lo necesario para poner en operación la planta, responsabilizándose
del Suministro, Ingeniería, Construcción, Transporte, Instalación, Pruebas, Puesta en
Marcha, Ensayos de Funcionamiento, Dirección del Proyecto, Seguridad y Salud, Control de Calidad,
Seguros, Vigilancia, etc. Por su parte, la Propiedad contrata al Director Facultativo y al
Coordinador de Seguridad y Salud para asegurarse de la buena marcha del proyecto, así como
la Asistencia Técnica externa durante la fase de construcción. El gasto que conllevan estos tres
conceptos se incluye en el apartado Varios, junto con los gastos de promoción del proyecto
enumerados más adelante.
Si se contrata el suministro por partidas el coste total muy probablemente sería menor, aunque
en este caso la Propiedad tendría que supervisar y controlar rigurosamente el desarrollo del
proyecto para evitar desviaciones y errores en la planificación que incrementarían fácilmente el
coste de la instalación.
Los intereses intercalarios, abonados por la Propiedad para la financiación del proyecto mediante
la contratación de una póliza de crédito puente durante la fase de construcción, es decir,
desde la firma del contrato “llave en mano” hasta su puesta en marcha, así como los intereses
inherentes al préstamo a corto plazo otorgado por las entidades financieras para la financiación
del IVA de la inversión, que se recuperará después, se estiman en un coste efectivo del
2,5% de la totalidad del proyecto, y están incluidos capitalizados proporcionalmente en los
apartados Aerogeneradores, Equipamiento Eléctrico y Obra Civil.
El apartado Varios se financia normalmente con recursos propios e incluye los gastos realizados
en la promoción del proyecto: evaluación y validación de los recursos eólicos, realización

Aunque sea como una aproximación, la obtención de una velocidad media anual del
viento en m/s (V) sí que permite realizar una estimación de la producción neta de electricidad
en kWh/año (E) para un único aerogenerador, considerado como representativo
del conjunto del parque, tomando como referencia el diámetro del rotor en m (D):
Esta fórmula aproximada es válida para aerogeneradores convencionales de paso y
velocidad variable, situados a una altitud de entre 0 y 1.500 metros sobre el nivel del
mar, sometidos a un viento que sigue una distribución de Weibull con un factor de forma
cercano a 2. La relación es útil para velocidades medias de viento comprendidas
entre 7 y 10 m/s si la relación Área barrida / Potencia nominal (S/P
mientras que cuando la relación S/P
6 y 8 m/s. En la expresión están implícitamente consideradas todo tipo de pérdidas,
mediante un coeficiente global de corrección del 85%: indisponibilidad técnica, pérdidas
electromagnéticas (incluidos los autoconsumos de la instalación), pérdidas por
estela provocadas por el resto de aerogeneradores, estado de conservación de las
palas y envejecimiento de los equipos, indisponibilidad por causas ajenas a la instalación
(mantenimiento de la red eléctrica de evacuación y gestión técnica del
sistema), operatividad de la turbina (estrategias de control, rearranques...) y ajuste
de la curva de potencia del aerogenerador al emplazamiento. La energía así calculada
no varía generalmente más de un 10% respecto a la que se obtiene en la realidad.
Tecnología propia de aviones para el diseño de las palas
Energía Eólicagenerada en la Unión Europea.

Para conocer el viento que hará en un punto determinado se deben analizar tanto los
vientos globales como los locales. A veces serán los primeros los que predominen sobre
los segundos, y otras, al revés.
Los dos valores clave para analizar el viento son su velocidad (medida con un anemómetro) y
su dirección (medida con una veleta). No todo el viento sirve para generar energía. Por lo general,
para que las palas de un aerogenerador giren se necesitan vientos moderados por encima
de los 4 m/s y por debajo de los 25. No obstante, cada máquina está diseñada para una determinada
velocidad de viento, a partir de la cual generalmente se conseguirá la máxima potencia.

DSMA.PI

sábado, 15 de enero de 2011

energia elolicas informacion (HECHO POR DANIEL AGUILERA)

No hay comentarios:

Publicar un comentario

Datos personales

Archivo del blog