TO_Energía Eólica

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Trabajo obligatorio de Energía Eólica

Antonio Ángel Serrano de la Torre

9 de enero de 2009

FUNDACIÓN SAN VALERO

SEAS, Centro de Formación Abierta

ZARAGOZA



Índice general

1. Situación de la energía eólica 3

1.1. En el mundo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

1.2. En España . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

1.2.1. Plano normativo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101.2.2. Plano tecnológico: conexión a red . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

1.2.3. Consecuencias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

1.3. En las Comunidades Autónomas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18

1.3.1. Castilla La Mancha . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

1.3.2. Galicia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

1.3.3. Castilla y León . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

1.3.4. Aragón . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

1.3.5. Andalucía . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

2. Sistema de retribución económica actual 25

2.1. En España . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

3. Situación de la energía eólica marina 31

3.1. Ventajas de la eólica marina respecto de la terrestre . . . . . . . . . . . . . . 31

3.2. Desventajas de la eólica marina respecto de la terrestre . . . . . . . . . . . . 32

3.3. Situación actual de la tecnología ’offshore’ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

3.4. Situación actual de los costes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37

3.4.1. Proyectos en el mundo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 373.5. Proyectos en España . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

3.5.1. Caso de Cádiz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40

3.5.2. Casos del Delta del Ebro y Castellón . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

3.5.3. Caso de Galicia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

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1 Situación de la energía eólica

1.1. En el mundo

La energía eólica se ha desarrollado impulsada principalmente por la crisis energética

mundial iniciada en los años setenta. Es en esta década y a consecuencia de ello, que se

impulsa la investigación de las energías renovables y, entre ellas, la eólica. En el estudio deesta forma de energía destacaban las tecnologías de tres países: la estadounidense, ligada a

la industria aeronáutica; la japonesa, que tenía su raíz en los bienes de equipo; y la “sim-

ple” tecnología danesa, que al tener como punto de partida la industria agrícola optó por

soluciones sencillas y robustas. Fue en los desiertos de California donde se pusieron a prueba

estas tecnologías, resultando evidente la hegemonía de la opción danesa.

Dinamarca es un país de larga tradición en molinos de viento y en donde ya a finales del

siglo XIX, se había inventado el aerogenerador. Es en los setenta y debido a la coyuntura

energética ya mencionada, cuando los antiguos molinos son substituidos por aerogeneradores,gracias a ayudas estatales y al desarrollo de una tecnología y una normativa de calidad. De

este modo, Dinamarca se convierte en pionera mundial de la energía eólica, exportando

tecnología y aerogeneradores al resto del mundo.

En la actualidad (año 2.008), el desarrollo de la energía eólica se ve impulsado no sólo por

la crisis energética, que cada vez se agudiza más (a mediados del mencionado año el precio

del barril de petróleo superó los 100 dólares), sino además, por la concienciación frente al

cambio climático, el cual se deja sentir cada vez con mayor evidencia y del que es responsable

destacado nuestro actual modelo energético basado en combustibles fósiles, que vierten a la

atmósfera gases de efecto invernadero (CO2) y otros gases tóxicos.Por otra parte, España ha tomado el liderazgo mundial en este tipo de energía, tanto

por la fabricación y exportación de aerogeneradores, como por el desarrollo y exportación

de tecnología, y también por la promoción de parques eólicos dentro y fuera de nuestras

fronteras.

Podemos destacar que España es el primer inversor extranjero de energía eólica en Estados

3




Unidos, donde Gamesa es el cuarto productor de aerogeneradores, Acciona es propietaria de

dos parques eólicos, e Iberdrola ha adquirido las empresas Comunity Energy, PPM y CPV

Wind Ventures a través de su filial Scottish Power, colocándose como segundo operador eólico

del país.

También es de notar la presencia española en China, donde varias empresas, como Gamesa,

Fesa o Acciona, han instalado ya parques eólicos, o van a instalarlos. Concretamente, Fesa

tiene en proyecto realizar en aquel país uno de los parques eólicos más grandes del mundo,

de entre 1.000 y 2.000 megavatios.

El que está considerado como primer operador eólico del mundo es una empresa española:

Iberdrola. Ésta, ha puesto en marcha en marzo de este año (2.008) el mayor parque eóli-

co del mundo: Klondike III, en el estado de Oregón, de Estados Unidos, que cuenta con

aerogeneradores de General Electric, Siemens y Mitsubishi.Sin embargo1, es Alemania el país con más potencia nominal instalada de energía eólica

(22.000 MW), y ello se debe a la llegada de los verdes al gobierno federal, lo que supuso

un claro espaldarazo a las energías renovables. Siguiendo a Alemania se encuentra Estados

Unidos (17.000 MW) y, en tercer lugar, España (15.000MW). Dinamarca, que durante años

fue el país con más potencia instalada, se encuentra en sexto lugar (3.000 MW), después de la

India (que, en cuarto lugar con 8.000 MW, está a gran distancia de España) y China (quinto

lugar, con 6.000 MW).

Europa concentra el 60 % de la potencia eólica instalada en el mundo, y Estados Unidos el

20 %, seguidos de cerca por el continente asiático (17 %). El 3 % restante se encuentra muy

repartido entre el resto de países y continentes del mundo. La potencia total instalada a nivel

mundial a fecha 1 de enero de 2.008, se estima en unos 94.124 MW.

1Todos los datos que se proporcionan a partir de aquí están actualizados a fecha 1 de Enero de 2.008, a noser que se especifique lo contrario.

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Figura 1.1: Reparto de la potencia eólica instalada en el mundo

Como indicador del dinamismo actual de este sector, podemos apuntar que en 2007, se

instaló en el mundo el equivalente al 27 % de la potencia que ya existía hasta entonces, y que

este porcentaje (potencia instalada durante un año respecto de potencia existente hasta justo

antes de empezar dicho año) se mantiene todos los años por encima del 20 %. Los tres países

que más han contribuido a este incremento han sido, por orden: Estados Unidos, España yChina. Les siguen de lejos India y Alemania, y, aún más lejos, todos los demás.

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Figura 1.2: Reparto por países de la potencia eólica instalada en el mundo

Es de destacar, que buena parte del crecimiento en Estados Unidos y otros países ha sido

protagonizado por empresas españolas (tanto promotoras como fabricantes, así como muchas

empresas auxiliares), que se revelan así como las más dinámicas del concierto mundial. En

la siguiente tabla vemos la potencia instalada en el mundo por los principales fabricantes.

Podemos apreciar que dos españolas ocupan lugares destacados: Gamesa en tercer lugar, y

Acciona en octavo:

Figura 1.3: Potencia instalada de los principales fabricantes a nivel mundial

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Pero, ¿qué porcentaje de la demanda eléctrica de cada país se satisface con energía eólica?.

Disponemos de datos de los países de la Unión Europea para el año 2.007. Dinamarca es

el país con mayor proporción de energía eólica en la satisfacción de la demanda eléctrica,

cubriendo el 20,10%. Le sigue España, con el 9,50%. Podemos ver todos los datos en el

siguiente gráfico:

Figura 1.4: Porcentaje de la demanda eléctrica cubierta con energía eólica, de

los países de la Unión Europea

Todos estos datos hacen de España un referente mundial, objeto de estudiado en confer-

encias, proyectos, etc.

También podemos preguntarnos por la cantidad de MW instalados por cada millón de habi-

tantes, o por kilómetro cuadrado de superficie del país. Estos datos, junto con el porcentaje

de energía eólica respecto del total de energía eléctrica, los podemos ver en la siguiente tabla

para los países con mayor potencia instalada.:

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Figura 1.5: Razones de producción de eólica de los países con mayor potenciainstalada

Pero a este resultado no se ha llegado con el sólo impulso de la necesidad producida por los

dos factores arriba indicados (crisis energética y cambio climático), sino que ha sido posible

gracias al apoyo de las administraciones que se ha traducido en apoyo a la investigación

tecnológica y en el desarrollo de una normativa, tanto de calidad de las instalaciones (y

concretamente, en lo concerniente al impacto ambiental que éstas puedan producir) como

en la retribución económica, lo que ha proporcionado a los inversores la seguridad necesaria

para invertir en estas instalaciones.Esquemáticamente, podemos agrupar los avances del siguiente modo:

Plano tecnológico

• Mejora de los aerogeneradores. La eficiencia de estas máquinas ha mejorado, desde

el 10 % de las primeras, a valores próximos al 50 % para las actuales. También se

han mejorado los materiales con que se fabrican para minimizar peso y ruido. Se

han desarrollado aerogeneradores de alta potencia (superior al MW - megavatio-),

siendo de 2 MW los más usuales en la actualidad. Se han abaratado los costes,tanto de la fabricación, como los derivados de la conexión a red de la energía

generada. También se ha mejorado la calidad de la energía que se entrega a la red.

El diseño de los actuales aerogeneradores corresponde en su mayoría al tipo tri-

pala. El rendimiento disminuye si el número de palas es mayor, porque cada pala

se encuentra con las turbulencias dejadas por la pala anterior. Con menos palas,

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la velocidad de rotación sería mayor para producir la misma energía, y esto au-

mentaría el ruido y las vibraciones, que deteriorarían la máquina.

Suelen fabricarse de paso variable y con el rotor a barlovento, usándose un sis-tema de motores eléctricos para orientarlo. El tipo de generador más usado es el

asíncrono y el doblemente alimentado con conversión parcial de potencia.

En cuanto a la torre, se usa la tubular debido a la seguridad que proporciona

frente a la de celosía, a pesar de que ésta última sea más barata.

Su vida útil es de unos 20 años, con un factor de disponibilidad del 98%, es

decir, están operativos y preparados para funcionar durante un tiempo igual al

98% de todas las horas de un año, gracias a que requieren poco mantenimiento,

necesitando en general, una revisión cada seis meses2

.Por último, se ha comenzado a explotar el medio marino para el emplazamiento

de parques, pero a esto dedicaremos un capítulo más adelante (capítulo 3 en la

página 31).

• Mejora de las conexiones a red. A veces el parque está lejos de una red de dis-

tribución, siendo necesaria una gran inversión para crear una línea que lleve la

electricidad. Otras veces, aunque la distancia a la red sea pequeña, no está, sin

embargo, suficientemente preparada para absorber la potencia que el parque va

a suministrar, siendo necesaria también en este caso, una gran inversión para laadecuación de la línea de distribución. Este problema se ha ido solucionando con

el tiempo, aunque aún queda mucho por hacer.

Plano normativo. En el plano normativo, las mejoras han venido tanto de la regulación

de las retribuciones a la energía eólica, como de una normativa medioambiental.

• Retribución de la energía eólica. La regulación de las retribuciones y la seguridad

jurídica, que proporcionan estabilidad a los precios fijados, dan a los inversores

la confianza necesaria para animar la inversión. Esta regulación suele ser un paso

previo para el éxito del desarrollo de la eólica en un país. En el capítulo 2 de la

página 25 expondremos el sistema de retribución económica actual en España.

• Normativa medioambiental. Aunque el impacto ambiental de los parques eólicos es

casi inexistente si lo comparamos con otras industrias energéticas, es conveniente

2Fuente: Folleto “Energías renovables para todos”, Tema “Eólica”, de la web de Iberdrola Renovables,www.iberdrolarenovables.com (Sala de prensa ->Archivo multimedia).

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su estudio debido a que los emplazamientos más adecuados para las instalaciones

suelen coincidir con parajes de gran valor ecológico, paisajístico o agropecuario.

Muchos problemas surgen de una preocupación desmesurada en este aspecto por

parte de grupos locales, y una normativa adecuada puede disipar reticencias.

Como resultado de todo esto, la energía eólica empieza a tener unos precios competitivos y

se consolida como alternativa de producción eléctrica, junto con los ciclos combinados.

En las empresas del sector eólico se advierte cierta tendencia a la concentración, por la

necesidad de incrementar el tamaño y la capacidad financiera; y, sobre todo, también se obser-

va una tendencia a la globalización con una importante presencia de las empresas españolas

en prácticamente todos los mercados mundiales. Por el lado de los promotores, se observa un

peso preponderante de las compañías eléctricas en la propiedad y operación de los parqueseólicos.

1.2. En España

En nuestro país, son de aplicación todas las indicaciones dadas en la sección anterior.

1.2.1. Plano normativo

Sin embargo, es de destacar que la normativa española ha sido la que ha posibilitado quelideremos el desarrollo de la energía eólica a nivel mundial. De hecho, en enero de 2.008,

el informe de la Comisión Europea sobre aplicación de mecanismos de apoyo a las energías

renovables en la Unión Europea que acompaña a la propuesta de Directiva sobre la promoción

del uso de fuentes de energía renovables, señala al modelo de regulación español como uno

de los más eficaces y eficientes en la UE, considerando no sólo las magnitudes de crecimiento

de potencia instalada (eficacia), sino además el coste implícito (eficiencia).

Un reciente informe de la Escuela de Reguladores de Florencia sobre la promoción de las

fuentes de energía renovables, reconocía el éxito y las ventajas de nuestra regulación frente a

otras en el ámbito europeo inspiradas en otros modelos.

Los puntos clave de esta legislación son:

El planteamiento de objetivos: existe un PFER (Plan de Fomento de Energías Ren-

ovables) que pretende conseguir que, en España, para el 2.010, el 12 % de la energía

eléctrica proceda de energías renovables. Además, cada comunidad autónoma también

se fija objetivos energéticos que refuerzan los planes nacionales.

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Regulación económica: este mismo PFER articula un régimen económico de apoyo a

los precios que proporciona la necesaria seguridad a los inversores. Como ya hemos

mencionado, en el capítulo 2 de la página 25 expondremos el sistema de retribución

económica actual en nuestro país.

Garantía de aceptación del producto: el reconocimiento del derecho (recogido en el

PFER) a los productores de energía, de conectarse a las redes eléctricas de distribución y

de ceder la energía a las distribuidoras, aunque este reconocimiento esté subordinado al

mantenimiento de la fiabilidad y seguridad de las redes. Sin embargo, esta subordinación

no ha constituido un gran obstáculo, gracias a la modernización de las pautas de gestión

del sistema eléctrico.

Consecuencia de todo esto es que España ha batido en dos ocasiones los registros de potenciaeólica instalada durante un año (en 2004 y en 2007), y es líder mundial indiscutible en el

desarrollo tecnológico e inversiones eólicas.

La normativa nacional viene también apoyada e impulsada por la comunitaria, la cual

integra las políticas medioambiental y energética, estableciendo el objetivo de que, en el año

2.020, el 20 % de la energía (eléctrica o no) consumida en la UE, proceda de recursos renov-

ables. Los planes de acción nacionales, determinarán qué porción de ese 20 % corresponderá

a la energía eléctrica y, dentro de ésta, a las diferentes tecnologías (eólica, solar, etc.). En

España se prevé que en 2.020, el 40% de la energía eléctrica sea de origen renovable.Para ello, desde la Unión Europea se vienen ejecutando varios Programas Marco por los que

se financian actividades de investigación, desarrollo e innovación realizadas por empresas e

instituciones europeas, aunque el último Programa Marco (el VII) contempla la colaboración

transnacional en estos proyectos, pudiendo incluir países no pertenecientes a la Unión.

1.2.2. Plano tecnológico: conexión a red

Este es uno de los aspectos de la tecnología eólica en España, que constituye un referente

mundial. El alto grado de conexión a red de la eólica es resultado de la colaboración entrelas empresas productoras de energía eólica, las distribuidoras de electricidad, y el Operador

del Sistema Eléctrico Español (REE).

Esta colaboración se ha concretado en dos resoluciones: la creación de centros de control

por parte del operador del sistema (REE), y la adecuación de los parques a los huecos de

tensión3.3Los huecos de tensión son bajadas bruscas de la misma durante un corto periodo de tiempo. Pueden afectar

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La creación de centros de control responde al carácter no gestionable de la energía eólica,

debido al cual, en determinados momentos, la producción puede superar la capacidad de

las líneas, o disminuir ostensiblemente, siendo necesario en este caso compensar la falta de

potencia con energía procedente de otros parques u otras tecnologías. Estos centros también

se encargan de anticiparse a posibles paradas de parques eólicos debidas a huecos de tensión

en la red para compensar la pérdida de potencia que se produciría por esta causa (sin perjuicio

de que los parques deban cumplir una normativa respecto de estos huecos). Todos estos nodos

se encuentran a su vez conectados a un gran centro en el que se centraliza toda la gestión.

Esta infraestructura de control y seguimiento ha recibido el nombre de CECRE (Centro de

Control de Energías Renovables). Es el único de estas características en el mundo y con él

España se ha convertido en el primer país en tener todos sus parques eólicos de más de 10 MW

conectados a un centro de control. Esto ha permitido ya la correcta gestión de situacionespuntuales en las que más del 40% de la energía eléctrica procedía de parques eólicos.

Pero aún hay que seguir mejorando las líneas de distribución en muchos lugares para que

puedan soportar la entrada de energía procedente de productores de renovables.

En cuanto a la adecuación de los parques a los huecos de tensión, se ha aprobado ya un

Real Decreto por el que se niega el cobro de primas a los parques que, construidos a partir de

1/01/2008, no soporten huecos de tensión de las características expresadas en la normativa

P.O. 12.3. En cuanto a los ya existentes, deberán adecuarse antes de 2.010 (aunque pueden

excluirse de esta obligación si el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio así lo acepta).

Nótese que sólo se impide el cobro de primas, no la conexión a la red. Sin embargo, la falta

de primas puede hacer que una instalación deje de ser rentable.

1.2.3. Consecuencias

Consecuencia directa del desarrollo de la industria de la energía eólica en España, es la

generación de riqueza y de empleo (cinco veces más puestos de trabajo por MW instalado que

las demás tecnologías, según estudios del sindicato Comisiones Obreras). También equilibra

a una o más fases de la línea de distribución trifásica. Su causa suele ser el arranque de maquinaria degran potencia en industrias, el acoplamiento o parada de grandes transformadores, caída de rayos, etc.Suele afectar a los aparatos electrónicos de los usuarios de la red. Pero también afecta a los generadoreseólicos, ya que, en el momento de producirse la falta de tensión, el rotor se acelera debido a la falta del parde fuerzas antagonista producido por la tensión de red. Como consecuencia de esta aceleración, aumentala energía producida y entregada a la red, lo que activa las protecciones que detienen al generador, conlo que, el efecto final, es que disminuye bruscamente la energía entregada, sobre todo teniendo en cuentaque esto puede afectar al unísono a todo un parque eólico completo. Esto perjudica a la estabilidad de lared de distribución.

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la balanza comercial gracias a las exportaciones, y disminuye la dependencia energética.

Además, y como ya hemos dicho, España lidera el desarrollo de la energía eólica a nivel

mundial, no sólo por el tercer puesto en el ranking de potencia instalada, sino también por

la presencia en todo el mundo de empresas españolas, tanto promotoras como fabricantes de

aerogeneradores, así como otras empresas auxiliares.

Este liderazgo empresarial español, junto al alto grado de integración de la energía eólica

en la red conseguido en España, son dos referentes a nivel mundial, objeto de estudios y

conferencias.

Dentro del mercado eléctrico español, la eólica es la tercera tecnología con más potencia

nominal instalada, suponiendo el 16,4 % del total (15.000 MW). La preceden el ciclo combi-

nado (24 %) y la hidráulica (18 %), y supera al carbón que, en cuarto lugar, tiene instalado

el 13 %. También supera a otras energías como la nuclear, que ocupa el sexto lugar, con un8,4 %.

Figura 1.6: Reparto por tecnologías de la potencia eléctrica instalada en

España

Sin embargo, no es lo mismo potencia instalada que generación efectiva de energía. El que

un campo eólico funcione a plena potencia depende de los vientos, mientras que en otras

tecnologías gestionables como la nuclear, la potencia puede ser regulada a voluntad para

alcanzar el valor nominal de la instalación. De este modo, vemos que las tecnologías del

carbón y la nuclear, teniendo menos potencia nominal instalada, han generado más energía

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en el año 2.007 que la eólica, pero sin embargo la hidráulica ha producido menos, quedando

así la eólica en cuarto lugar. Concretamente, el reparto de la generación de electricidad en la

península ibérica fue en ese año el que se muestra en la figura:

Figura 1.7: Reparto por tecnologías de la generación de energía eléctrica en

España.

Es de destacar que, en varias ocasiones del mencionado año, esta tecnología llegó a cubrir

el 30% de la demanda, y durante varios días aportó de modo continuo más del 20%. En

lo que llevamos de año (2.008) y gracias a los nuevos parques que han ido entrando en

funcionamiento desde finales del año pasado, se han batido ya estos records, llegando a ser

la segunda tecnología en producción durante veinticuatro horas4.

De este modo, la energía eólica es ya un pilar básico del sistema eléctrico español.

Dentro de las energías renovables, la eólica es con diferencia la que cuenta con mayor

potencia instalada , el 84 %. Podemos verlo en el siguiente gráfico:

4En el momento de escribir estas líneas (25 de noviembre de 2.008 a las 13:20), según información dedemanda eléctrica en tiempo real ofrecido por Red Eléctrica de España en su página Web, la energíaeólica está proporcionando el 22,1% de la energía eléctrica total, sólo superada por el ciclo combinado(24,7%).

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Figura 1.8: Reparto por tecnologías de la potencia de energías renovables

instalada.

A fecha 1 de enero de 2.008, existen en España 16.103 aerogeneradores en 672 parques

eólicos, con una potencia media por parque de 26,4 MW. Aunque aún no existen datos de

2.008, se sabe que el incremento de este año va a ser importante.

Por promotores, el liderazgo indiscutible corresponde a Iberdrola Renovables (28 % de toda

la energía eólica instalada en España) seguida de Acciona (18 %). Estas dos compañías son

también las que más potencia instalaron durante el año 2.007 (19 % y 18 % respectivamente,

que corresponden a 677 MW y 636 MW, lo que da cuenta del dinamismo del sector y concre-

tamente de estas empresas). Este dinamismo se aprecia también en el incremento del número

de promotores que han instalado potencia en el año 2.007, como Forlasa, Medwind, Eolla y

Eólica Navarra.

Podemos ver todo esto en los siguientes gráficos:

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Figura 1.9: Reparto por promotores de la potencia eólica total instalada hasta

el 1 de enero de 2.008.

Figura 1.10: Reparto por promotores de la potencia eólica instalada durante el

año 2.007.

En cuanto a fabricantes, el líder indiscutible es Gamesa, con el 48,6 % de la potencia total

instalada en España. Le siguen Vestas (14,7 %), Made (8,4 %, aunque ésta es una filial de

Gamesa), Aciona WindPower (8,2%), etc. Estas tres empresas (no contamos Made por ser

filial de Gamesa) son también las que más potencia instalaron en 2.007.

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Fue precisamente en dicho año cuando se consolidó el mercado exterior gracias a una

apuesta por la exportación. Al mismo tiempo, se afianzó la producción local de máquinas y

componentes.

Podemos ver estos datos en los siguientes gráficos:

Figura 1.11: Reparto por fabricantes de la potencia eólica total instalada

hasta el 1 de enero de 2.008.

Figura 1.12: Reparto por fabricantes de la potencia eólica instalada durante

el año 2.007.

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1.3. En las Comunidades Autónomas

Las Comunidades Autónomas han contribuido significativamente al desarrollo de esta tec-

nología, no sólo proporcionando disposiciones reguladoras de los procedimientos de autor-ización, sino también y especialmente desarrollando planes sectoriales en los que han sido

establecidos objetivos para la eólica reforzando así la planificación estatal.

Actualmente (2.008), la eólica está presente en quince de las diecisiete comunidades autóno-

mas. Las dos comunidades que aún no cuentan con ella son Madrid y Extremadura, aunque

esta última ya ha iniciado la autorización y construcción de sus primeros parques eólicos, que

podrán inaugurarse en 2.009.

Pensando en molinos de viento, ¿a quién no le vienen a la cabeza los molinos de La Mancha

y los episodios habidos con ellos y el personaje de Cervantes, Don Quijote de La Mancha?.Pues con esta idea en mente, no es de extrañar que la comunidad autónoma con más potencia

eólica instalada sea La Mancha. Le siguen por este orden: Galicia, Castilla y León, Aragón,

Andalucía, etc. Podemos ver en la siguiente figura la potencia instalada cada año en cada

Comunidad Autónoma, siendo la altura total de cada columna, la potencia total instalada a

fecha 1 de enero de 2.008.:

Figura 1.13: Potencia instalada por Comunidades Autónomas.

En cuanto a Empresas del sector eólico, podemos ver en el siguiente mapa su distribución

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en las distintas Comunidades Autónomas:

Figura 1.14: Empresas del sector eólico por Comunidades Autónomas

Lo podemos ver con más detalle en la siguiente tabla:

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Figura 1.15: Número de empresas del sector eólico por Comunidades Autónomas

Vamos a hacer un repaso más detallado de las cinco Comunidades Autónomas con más

potencia instalada:

1.3.1. Castilla La Mancha

Actualmente, está vigente la Ley 1/2007, de 15 de febrero, de fomento de las Energías

Renovables e Incentivación del Ahorro y Eficiencia Energética en Castilla-La Mancha , que

contiene la estrategia energética de la Comunidad.

Esta ley contempla la creación, ya efectuada en junio de 2.008, del Observatorio Regional

para las Energías Renovables para el seguimiento y análisis de la implantación y evolución

de este tipo de energías en Castilla-La Mancha. Se trata de un órgano colegiado de carácter

consultivo que se reune al menos una vez al año y remite a la Consejería competente en

materia de energía, propuesta sobre las posibilidades de implantación de producción de en-ergía eléctrica de origen renovable, de acuerdo con la capacidad de las redes de distribución

y transporte.

También contempla la citada ley, la creación de un Plan Estratégico para el Desarrollo En-

ergético de Castilla-La Mancha , donde se planificarán medidas socio-económicas de carácter

transversal para configurar el modelo energético de la región.

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También se dispone en esta Ley la concesión de créditos blandos para proyectos energéticos,

preferentemente, para personas físicas y pequeñas y medianas empresas (minieólica).

También existe en esta comunidad desde 1.999, la Agencia de la Energía de Castilla-La

Mancha (AGECAM), para fomentar la eficiencia energética y las energías renovables.

El gobierno de esta Comunidad se ha propuesto que en 2.012, el cien por cien del consumo

eléctrico de los castellano-manchegos proceda de energías limpias. En 2.007 se alcanzó el 53 %,

lo que indica que el objetivo marcado es viable. En este resultado, la parte más importante

corresponde a la aportación de la energía eólica que, con 3.190 MW instalados, se encuentra

a gran distancia de la siguiente tecnología renovable: la fotovoltaica, con 287 MW instalados.

En ambas tecnologías, es la Comunidad Autónoma con más potencia instalada.

En esta Comunidad, dentro de todas las tecnologías, renovables o no, productoras de

electricidad, la eólica es la tercera en importancia, después de la Nuclear y la Térmica Clásica.La compañía líder mundial en energía eólica, Iberdrola Renovables, tiene aquí su centro

CORE, desde el que gestiona todos los parques eólicos y demás instalaciones de energías

limpias que tiene repartidas por todo el mundo. También tienen su sede en esta Comunidad

el Centro Europeo de General Electric (División eólica), y la central española de INGETEAM,

ambas, fabricantes de aerogeneradores.

Los objetivos actuales fijan la potencia eólica instalada en 4.000 MW para el año 2010.

1.3.2. GaliciaEl instrumento de fomento de energías renovables de esta Comunidad, es el Decreto 242/2007

de 13 de diciembre, por el que se regula el aprovechamiento de la energía eólica en Galicia ,

el cual tiene por objetivo conseguir los 6.500 MW instalados para el año 2012. Se pretende

así recuperar el primer puesto nacional en potencia eólica instalada, el cual había ocupado

siempre hasta perderlo en 2007 frente a Castilla-La Mancha.

El Plan Eólico de Galicia garantiza a los promotores eólicos el derecho a investigar y

desarrollar emplazamientos en un amplio territorio siempre que garanticen la creación de

puestos de trabajo locales y que por lo menos el 70% de la inversión se efectúe en Galicia.

Este Plan ha tenido tanto éxito que sus objetivos ya se han superado, según Juan Caamaño,

director del Instituto Energético de Galicia (INEGA), y por ello precisa de una revisión.

El INEGA quiere que el conocimiento y tecnología desarrollados puedan exportarse a otros

promotores. También prevé ofrecer incentivos para mejorar los parques eólicos existentes e

incentivar la participación de los entes locales en la financiación de los proyectos eólicos.

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1.3.3. Castilla y León

Actualmente en Castilla y León hay más de 80 empresas implicadas en la propiedad de

parques eólicos, y se ha producido un impresionante crecimiento en las labores de fabricación,de forma que, desde la práctica inexistencia de instalaciones industriales hace 10 años, en la

actualidad el empleo directo ligado a esta actividad se cifra por encima de las 2.000 personas,

revelándose así como uno de los principales yacimientos de empleo.

La Conserjería de Economía y Empleo, la Conserjería de Medio Ambiente y Red Eléctrica

de España establecen una potencia instalada o en construcción de 3.500 MW, y 2.833 MW

con autorización administrativa. La previsión a medio - largo plazo se situaría en más de

7.000 MW, que es comparable a la cuarta potencia mundial en 2006 (India) con 6.270 MW

instalados. La Junta de Castilla y León participa en distintas iniciativas de marcado carácter

demostrativo de tecnologías innovadoras en Soria, León, Palencia y Zamora por un total de

83 MW.

La Junta de Castilla y León cuenta con su propio Plan Eólico Regional, elaborado en su

momento por el Ente Regional de la Energía (EREN) con el ánimo de contribuir a fomentar

la utilización racional de la energía dentro del marco del desarrollo sostenible, ordenando el

territorio para la implantación de este tipo de instalaciones y compaginar la planificación

ambiental con la programación energética, industrial y socioeconómica.

El Plan Eólico Regional busca aprovechar al máximo el potencial energético de origen eóli-

co existente en la Comunidad, satisfacer la demanda energética que existe en algunas zonaspoco desarrolladas y para ciertos aprovechamientos, mediante la utilización de energías no

contaminantes, favorecer el desarrollo económico general, tecnológico, industrial y empresar-

ial, tanto a nivel local como regional y mejorar la calidad de la distribución energética en

Castilla y León.

1.3.4. Aragón

Esta Comunidad exporta el 60% de la energía eléctrica que produce. La tecnología pro-

ductora de electricidad con más potencia instalada en esta región es la eólica (1.685 MW),seguida de cerca por la hidroeléctrica (1.577 MW), centrales convencionales de carbón (1.290

MW), ciclo combinado (1.591 MW) y cogeneración (536 MW). Así, la eólica genera el 25 %

de la electricidad que se produce en Aragón.

Actualmente, está vigente el Plan Energético de Aragón 2005-2012 , con una clara apues-

ta por las energías renovables y la eólica en particular. También pretende desarrollar las

infraestructuras de transporte y distribución, principal escollo para la expansión de las ren-

22




ovables conectadas a red. Se espera que, en 2.012, hayan instalados unos 10.000 MW de

energía eléctrica, de los que el 60 % procederán de fuentes renovables, y concretamente, el

40 % (4.000 MW) serán de origen eólico.

1.3.5. Andalucía

Se han ido aprobando varios Planes Energéticos de Andalucía (PLEAN) para encauzar la

política energética de la Comunidad. Estos planes han impulsado medidas como la creación

de la Agencia Andaluza de la Energía y la consolidación de un marco retributivo estable y

de incentivos. La Agencia Andaluza de la Energía es la que gestiona estos incentivos.

Otro objetivo de los PLEAN era la aprobación, ya realizada (LEY 2/2007, de 27 de marzo,

publicada en el BOE de 7 de mayo de 2007), de la Ley de Fomento de las Energías Renovables

y del Ahorro y Eficiencia Energética en Andalucía , que establece la primacía de las fuentes

renovables sobre el resto de fuentes y regula el ahorro y la eficiencia energética. Como fin

último, esta Ley persigue la consecución de un sistema energético sostenible y de calidad

para Andalucía.

También se buscaba con los PLEAN la autogeneración eléctrica para 2006 (no necesaria-

mente con energías renovables), equiparar los estándares de calidad del servicio en Andalucía

a los del conjunto nacional, y seguir mejorando la infraestructura de transporte y distribución

eléctrica.

La autogeneración eléctrica se consiguió en 2005, un año antes de lo esperado. Y no sóloeso, sino que además Andalucía dejó de ser una Comunidad Autónoma tradicionalmente

importadora de energía y pasó a se exportadora. En este éxito tuvo parte importante la

energía eólica. Los otros dos protagonistas fueron el ciclo combinado (el que más aportó) y

las plantas de biomasa (el que menos aportó de los tres). La eólica es por tanto la energía

renovable de mayor peso en el sistema energético andaluz.

En cuanto a grado de instalación de la eólica, los objetivos del PLEAN 2003-2006, eran

de 2.700 MW a 1 de enero de 2.007, pero sólo se alcanzaron los 607,9 MW, un 22,50 % del

objetivo. Sin embargo, al finalizar 2.007 aquel objetivo está más cercano, ya que en este año

entraron en funcionamiento casi unos 850 MW más, haciendo un total de 1.459,71 MW.

Los principales inconvenientes que encuentra el desarrollo de la energía eólica en Andalucía

son:

las afecciones ambientales de muchos de los proyectos presentados, sobre todo a la

avifauna y al paisaje,

23




la falta de concienciación social,

la falta de una infraestructura eléctrica capaz de evacuar toda la electricidad generada

en los parques.

Actualmente, está vigente el PASENER (Plan Andaluz de Sostenibilidad Energética) 2007-

2013, que, para la potencia de energía eólica a instalar, establece un objetivo de 4.000 MW

para 2.010 y de 4.800 MW para 2.013. Las principales provincias donde se desarrollará este

plan serán Almería, Málaga y Cádiz.

Por último, estos planes fijan unos objetivos para las instalaciones de energías renovables de

pequeña potencia. Estos objetivos se engloban en el llamado programa PROSOL. En cuanto

a la energía eólica, este programa fomenta las instalaciones de entre 100 y 15.000 vatios

(minieólica). PROSOL va dirigido fundamentalmente a las personas, no a las empresas.Los objetivos de PROSOL son el incremento de la diversificación y el ahorro energético,

además del fortalecimiento del tejido industrial andaluz; disminuyendo los niveles de contam-

inación ambiental y potenciando el uso de los recursos energéticos.

Para ello, incluye un programa integral de incentivos y bonificaciones de tipo de interés,

con una certificación de las empresas instaladoras con las que se colabora en la gestión,

un sistema de calidad y garantía para el usuario, la certificación técnica de los equipos, la

colaboración con las entidades de crédito, así como el desarrollo conjunto de campañas de

información y difusión al ciudadano. El incapié en la calidad y garantía busca fomentar elprestigio de las energías renovables.

A fecha 31 de enero de 2.008, este programa ha permitido la instalación de 57 kilovatios de

energía eólica de pequeña potencia aislada y 103 kW en instalaciones mixtas solar fotovoltaica-

eólica.

24



2 Sistema de retribución económica

actual

2.1. En España

En España, los sistemas de retribución a la producción de energía eólica vienen reguladospor el Real Decreto 661/2007 de 25 de mayo, aprobado el día siguiente. En este Real Decreto

se regula toda la actividad de producción de energía eléctrica en Régimen Especial, de la que

la eólica es un caso.

Este Real Decreto establece dos opciones para la retribución: tarifa regulada y mercado.

Debe aplicarse a todos los parques que entran en funcionamiento después del 1 de enero de

2008. Los anteriores pueden optar por seguir esta ley, o continuar con la anterior, que es el

Real Decreto 436/2004, el cual también da a elegir entre las opciones de tarifa regulada y

mercado, aunque hay diferencias con la nueva ley.La tarifa regulada se aplica cuando se vende la energía al distribuidor, y el precio de

mercado, cuando se vende directamente en el mercado diario a través del sistema de ofertas

del operador de mercado (OMEL), o en el mercado a plazo, o mediante contrato bilateral.

Se puede hacer a través de un agente vendedor.

Para especificar las cantidades a percibir en ambas opciones, se hace uso del concepto de

tarifa eléctrica media o de referencia (TMR), que quedó definida en el RD 1432/2002 del

siguiente modo: “La tarifa eléctrica media o de referencia se establecerá como relación entre los

costes previstos necesarios para retribuir las actividades destinadas a realizar el suministro

de energía eléctrica y la previsión, para el mismo período considerado, de la demanda enconsumidor final determinada por el Ministerio de Economía”. En ese mismo Real Decreto

se dice cómo se calculan los costes y la previsión de la demanda.

Veamos la normativa de un modo esquemático y detallado:

Instalaciones existentes antes de 1 de enero de 2008. Deben elegir antes del 1 de enero

de 2009 entre:

25



2 Sistema de retribución económica actual

• Acogerse a la nueva ley, el RD 661/2007.

• Permanecer en la ley anterior RD 436/2004. Según la cual pueden elegir entre dos

opciones:◦ Tarifa regulada. En esta opción:

Permanecerán el resto de la vida de la instalación.

Su cuantía es un porcentaje de la tarifa eléctrica media o de referencia,

y para la eólica este porcentaje estará entre el 80% y el 90%, ambos

inclusive. Concretamente:

1. Para instalaciones de 5 MW de potencia instalada o menos:

a ) 90 % durante los primeros 15 años desde su puesta en marcha

b) 80 % después de los primeros 15 años.

2. Para instalaciones de más de 5 MW de potencia instalada:

a ) 90 % durante los primeros 5 años desde su puesta en marcha

b) 85 % durante los 10 años siguientes

c) 80% a partir de entonces.

Las instalaciones con potencias superiores a los 10 MW deberán hacer

previsiones de producción. Si la producción real se desvía más de un 20 %de la prevista, deberán pagar una penalización.

◦ Mercado. En esta opción:

Permanecerán sólo hasta el 31/12/2012, momento a partir del cual pasarán

a regirse por la nueva ley RD 661/2007.

El precio es el que resulte en el mercado organizado o el libremente nego-

ciado, complementado por

1. un incentivo por participación en el mercado. Es el 10% de la tarifa

media o de referencia.

2. una prima, si procede. Es el 40 % de la tarifa media o de referencia.

3. un complemento por garantía de potencia. En las mismas condiciones

que los productores de energía eléctrica en régimen ordinario.

Además, según este RD 436/2004 e independientemente de la modalidad de venta

elegida, las instalaciones pueden cobrar dos complementos más:

26




◦ Complemento por energía reactiva. Este complemento se debe a que los par-

ques eólicos pueden contribuir a la calidad de la tensión en la red. Su cuantía

es un porcentaje de la tarifa media o de referencia. Las instalaciones acogidas

a la venta de la energía en el mercado, pueden renunciar a este complemento

y participar en el procedimiento de operación de control de tensión P.O. 7.4.

◦ Complemento por continuidad de suministro frente a huecos de tensión. Este

complemento existe para incentivar el avance tecnológico que tienda a dis-

minuir la sensibilidad de estas instalaciones ante huecos de tensión, para así

evitar desconexiones masivas de parques eólicos y la consiguiente inestabilidad

de la red eléctrica. Podrá percibirse como máximo hasta el 31 de diciembre de

2013. Será de 0,38 cent €/kWh, valor que se actualizará según el IPC menos

0,25 hasta el 31 de diciembre de 2012, y menos 0,50 a partir de entonces.

Instalaciones con acta de puesta en funcionamiento posterior a 1 de enero de 2008. Éstas

sólo podrán acogerse a la nueva ley, RD 661/2007. Según ésta, igual que en la anterior,

el productor también puede acogerse a la venta al distribuidor por tarifa regulada, o

en el mercado:

• Tarifa regulada. Los productores que elijan a esta modalidad podrán acogerse

voluntariamente a un régimen de discriminación horaria. Su cuantía será de:

◦ Si no está acogido al régimen de discriminación horaria:

7,3228 cent € / kWh en los primeros 20 años de funcionamiento.

6.1200 cent € / kWh a partir de entonces.

◦ Si se ha acogido al régimen de discriminación horaria, la tarifa será igual que

la anterior pero multiplicada por:

1,0462 para el periodo punta

0,9670 para el periodo valle.

• Mercado. El precio será la suma del precio del mercado organizado o el libremente

negociado complementado por una prima. Al contrario que en la antigua ley RD

436/2004, ya no hay un incentivo más una prima, sino solamente una prima.

Además, ésta ya no es un porcentaje fijo de la tarifa media o de referencia, sino

que su valor varía en función del mercado de referencia, que será el precio horario

del mercado diario. La prima se calcula del siguiente modo:

27




Si P + P ref ≤ LS → P r = LI − P

Si LI ≤ P + P ref ≤ LS → P r = P ref Si LS − P

ref ≤ P ≤ LS → P

r= LS − P

Si P ≥ LS → P r = 0

Donde:

P : Precio

P ref : Prima de referencia

P r: Prima

LI : Límite inferior

LS : Límite superior

Los valores de estas magnitudes son los siguientes:

Prima de referencia 2,9291 cénts. de € en los primeros 20 años

de funcionamiento, y 0 cénts. de € a partir

de entonces

Límite superior 8,4944 cénts. de €

Límite inferior 7,1275 cénts. de €

Todos los valores de las tarifas, primas, complementos y límites inferior y superior,

dados aquí en la ley RD 661/2007, son para el año 2007. Para los siguientes años, se

actualizarán anualmente según un porcentaje igual al IPC menos 0,25 hasta 2012, y

menos 0,50 a partir de entonces.

En el siguiente gráfico vemos la cuantía de la prima en función del precio de mercado,

para el año 2007.

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Figura 2.1: Valor de la prima según el precio del mercado, en el año 2007.

Independientemente de que se haya elegido tarifa regulada o mercado, las instalaciones

tienen derecho a una serie de complementos. A diferencia de lo que ocurría con la leyanterior, RD 436/2004, según la nueva ley RD 661/2007, las instalaciones eólicas no

tienen derecho a complementos por garantía de potencia, ya que ahora se excluyen

explícitamente de este derecho a las energías no gestionables. Tampoco tienen derecho

ahora a complementos por continuidad de suministro ante huecos de tensión, ya que

ahora, antes de autorizar la entrada en funcionamiento del parque, éste ya debe cumplir

los requisitos mínimos a este respecto. Antes se premiaba al que lo cumplía, y ahora se

exige que se cumpla, sin premiar por ello.

El complemento al que sí tiene derecho la eólica es:

• Complemento por energía reactiva. Es similar al complemento por energía reactiva

contemplado en la anterior ley RD 436/2004.

En el siguiente gráfico vemos la evolución, según el precio de mercado de referencia, de la

cuantía de la tarifa regulada, y de la suma del precio de mercado más la prima. Se trata de

valores del año 2007.

29




Figura 2.2: Tarifa regulada, y precio de mercado más prima, a percibir. Año

2007.

30



3 Situación de la energía eólica marina

La instalación de parques eólicos en el mar (también llamados por el término inglés “off-

shore”), surge como solución a la saturación de los emplazamientos terrestres. Es lógico que

todos los países que llegan a un alto grado de desarrollo de la eólica en tierra, pongan sus

miras en el mar para continuar este desarrollo.

Para conocer mejor esta tecnología, vamos a compararla con la eólica terrestre. Vemosasí que ofrece respecto de ésta, una serie de ventajas, pero también desventajas. Son las

siguientes:

3.1. Ventajas de la eólica marina respecto de la terrestre

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 laaltura 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.

31




La vastedad de este medio, unido a su lejanía con los núcleos de población, consigue

reducir también el impacto visual sobre el paisaje.

Su ubicación lejos de lugares habitados permite suavizar las restricciones impuestaspor 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.

3.2. Desventajas de la eólica marina respecto de la

terrestreLa evaluación del recurso eólico en la Zona de Discontinuidad Costera (<10 km) es más

compleja y mucho más cara que en tierra.

No existen infraestructuras eléctricas que conecten las áreas con mayores recursos eóli-

cos en mitad del mar con los centros de consumo. La situación es semejante a lo experi-

mentado 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 tecnología offshore: si en tierra los aerogeneradores suponen del orden del

75 % de la 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. En muchos casos, los buques incluyenzonas para vivir, ya que el montaje puede durar de 15 a 20 días, estando a 20 kilómetros

de la costa.

El aumento de los costes y dificultades de construcción, según el proyecto vaya ale-

jándose de la costa o aumente la profundidad marina, siendo este último uno de los

32




principales argumentos esgrimidos para justificar la nula penetración de la energía eóli-

ca 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 efec-

to 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.

3.3. Situación actual de la tecnología ’offshore’

A pesar de la lenta cadencia de implantación de las instalaciones offshore, lo cierto es que

la tecnología de energía eólica marina ha estado progresando de forma considerable en los

últimos años. Entre las mejoras conseguidas están las siguientes:

Para aprovechar mejor el recurso eólico marino y teniendo en cuenta que en el mar son

admisibles niveles de ruido mayores que en tierra, se han desarrollado aerogeneradores

de 5 MW de potencia nominal, con mayor velocidad punta de pala (con palas más

delgadas y menos pesadas).

Para facilitar los trabajos de mantenimiento, se han incorporado helipuertos en las

góndolas.

Tratamientos específicos anticorrosión, ventilación y sistemas de aislamientos especiales

para resistir el ambiente salado.

Cimentaciones apropiadas para resistir el embate de las olas e incluso, en los mares del

norte de Europa, de los bloques de hielo procedentes del ártico.

Actualmente, son las cimentaciones las que constituyen el mayor desafío a la hora de instalarun aerogenerador en el mar, y esto tanto por el costo (véase la sección 3.2,”Desventajas de

la eólica marina respecto de la terrestre”, en la página 32), como por las dificultades técnicas

que conlleva.

Existen tres tipos de cimentaciones, que se eligen principalmente según la profundidad del

lecho marino, pero también influyen en la elección el tipo de lecho marino (por ejemplo, si es

rocoso) y el tipo de máquina.

33




La cimentación más sencilla es la que se instala a unos 10 metros de profundidad, el

monopilote, un cilindro que se clava en el fondo del mar y sustenta la torre. Entre 10 y 30

metros de profundidad, el sistema de cimentación elegido suele ser el de gravedad, en el que

la torre se sustenta sobre una plataforma anclada al suelo. A partir de los 30 metros, todo

se complica y los instaladores suelen utilizar una base que llaman de trípode o de celosía,

porque implica añadir tres o cuatro patas a la torre para que esté más segura. La profundidad

mayor a la que hay montado un parque ahora mismo es a 45 metros 1.

Se están haciendo estudios sobre un nuevo tipo de cimentación que reduciría costes y com-

plejidad a estas instalaciones. Se trata de la cimentación flotante. Consiste en montar los

aerogeneradores sobre flotadores, los cuales se sujetan al fondo marino mediante un anclaje

más ligero que el que se necesitaría con cualquiera de los otros tipos de cimentación, reducien-

do así los costes y la complejidad. Aún se están estudiando las cargas y cómo prevenir losposibles vuelcos.

Tipos de cimentación

La cimentación es el aspecto fundamental de esta tecnología, por lo que vamos a detallar

poco los tres tipos utilizados hasta ahora.

Cimentación monopilotaje

La cimentación monopilote es una construcción simple. La cimentación consta de un pilo

de acero con un diámetro de entre 3,5 y 4,5 metros. El pilote está clavado de 10 a 20 meten el lecho marino, dependiendo del tipo de subsuelo. Efectivamente, la cimentación de

solo pilote extiende la torre de la turbina a través del agua hasta el interior del lecho mari

Una ventaja importante de este tipo de cimentación es que no necesita que el lecho mari

sea acondicionado. Por otro lado, requiere un equipo de pilotaje pesado, y no se aconseja e

tipo de cimentación en localizaciones con muchos bloques de mineral en el lecho marino.

se encuentra un bloque de mineral durante el pilotaje, es posible perforarlo y hacerlo vo

con explosivos.

En este tipo de cimentación la erosión no será normalmente un problema.

1Según Álvaro Martínez Palacio, jefe del departamento de Promoción y Proyectos Eólicos Offshore deIberdrola Renovables, en entrevista concedida a “Cinco Días” y publicada el 14 de abril de 2008.

34




Cimentación trípode

La cimentación en trípode se inspira en las ligeras y rentables plataformas de acero con t

patas para campos petrolíferos marinos marginales en la industria del petróleo. Desdepilote de acero bajo la torre de la turbina parte una estructura de acero que transfiere

esfuerzos de la torre a tres pilotes de acero. Los tres pilotes están clavados de 10 a 20 metr

en el lecho marino, dependiendo de las condiciones del suelo y de las cargas del hielo (el hi

es un problema común en el mar Báltico).

La ventaja de un modelo de tres patas es que es apropiado para grandes profundidades

agua. Al mismo tiempo, sólo necesita una preparación mínima del emplazamiento antes

la instalación.

La cimentación es anclada al lecho marino mediante un pilote de acero relativamente peque

(0,9 m) en cada esquina. Debido a requerimientos de pilotamiento, la cimentación en trípono es apropiada para lechos marinos con múltiples y grandes bloques de roca.

Normalmente la erosión no será un problema en este tipo de cimentación.

Este tipo de cimentación no es conveniente para profundidades del agua menores a 6-7 m

ros. La razón principal es que las embarcaciones de servicio a bajas profundidades tendr

problemas para acercarse a la cimentación debido a la estructura de acero.

Cimentación por gravedad

Son cimentaciones de cajón de hormigón. Como su propio nombre indica, una cimentac

por gravedad cuenta con la gravedad para mantener la turbina en una posición vertical.Las cimentaciones de cajón son construidas en diques secos cerca de los emplazamien

utilizando hormigón armado, y se llevan a su destino final antes de ser rellenadas con gra

y arena hasta que alcanzan el peso necesario. Así pues, el principio se parece mucho a

construcción de puentes tradicionales.

En los mares del norte de Europa, donde pueden aparecer formaciones de hielo a la deriv

estas cimentaciones se hacen cónicas, para que actúen como rompedores de hielo.

Utilizando técnicas de cimentación con hormigón, el coste de la cimentación completa vie

a ser proporcional al cuadrado de la profundidad del agua (la regla cuadrática). De acuer

con esto, las plataformas de hormigón se hacen prohibitivamente caras y pesadas de instaa profundidades de agua de más de 10 metros. Por ello, se ha desarrollado una variante

este tipo de cimentación, llamada, de acero por gravedad (la anterior es llamada de hormig

por gravedad ).

35




En el acero por gravedad se usa, en lugar de hormigón armado, un tubo de acero cilíndr

situado en una caja de acero plana sobre el lecho marino. Es considerablemente más lige

que las de hormigón. Aunque la cimentación final debe tener un peso de aproximadamen1000 toneladas, el peso de la estructura de acero será solamente de 80 a 100 tonelad

para profundidades de agua entre 4 y 10 metros (en las estructuras del mar Báltico, q

requieren protección contra el hielo a la deriva, deben añadirse otras 10 toneladas). El relat

poco peso permite que los remolques transporten e instalen muchas cimentaciones a la v

utilizando las mismas grúas relativamente ligeras utilizadas para el montaje de las turbin

Las cimentaciones por gravedad se rellenan de olivina, que es un mineral muy denso, q

proporciona la suficiente resistencia para que las cimentaciones soporten las olas y la pres

del hielo.

La base de una cimentación de acero por gravedad será de 14 por 14 m (o de 15 m de diámepara una base circular) para profundidades de agua de 4 a 10 m (en caso de un aerogenerad

con un diámetro del rotor de aproximadamente 65 m).

La ventaja de la solución del cajón de acero es que la cimentación puede ser prepara

en tierra, y puede ser utilizada en cualquier tipo de lecho marino, aunque se necesita

acondicionamiento previo del mismo. El limo tiene que ser eliminado y un lecho de gra

debe ser preparado por buzos antes de colocar la cimentación en su emplazamiento.

Normalmente, el lecho marino de alrededor de la base de la cimentación deberá estar proteg

contra la erosión colocando cantos rodados o rocas alrededor de los bordes de la base. mismo ocurre con la versión en hormigón de las cimentaciones por gravedad, lo que hace q

este tipo de cimentación sea relativamente más costoso en áreas con una erosión significati

Tampoco es de desdeñar el problema logístico, es decir, cómo llevar los componentes hasta

su emplazamiento y montarlos. Se emplazan plataformas de montaje en el mar, desde donde

se realizará la instalación del aerogenerador. Allí llega la cimentación y el aerogenerador. El

aerogenerador se trae desmontado por carretera, y en un puerto se hace el premontaje: se

monta la torre y se ensamblan dos palas a la turbina central para llevarlas hasta la ubicación.

Las piezas se transportan en barcos especiales que en algunos casos proceden de la industriaoffshore del gas o el petróleo. Estas embarcaciones llevan unas grúas de gran tonelaje para

alzar las torres. Como ya hemos dicho en una sección anterior, en muchos casos los buques

incluyen zonas para vivir porque los trabajos pueden durar 15 o 20 días a 20 kilómetros de

la costa.

Otros 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 (top head mass)

36




por cada m2 de área barrida y 50 kg por kW de potencia nominal.

Para disminuir al máximo las pérdidas elec-

Figura 3.1: Plataforma marina instalada en

el mar para el montaje de un

aerogenerador.

tromagnéticas en estos parques debidas a su

gran tamaño y a las considerables distancias

entre el lugar de generación y los puntos de

consumo, se está analizando la posibilidad

de generar en continua y realizar el trans-

porte a muy alta tensión tras la correspondi-

ente transformación (HVDC o High Voltage

Direct Current).

3.4. Situación

actual de los costes

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 €/kW. Más de una

década 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 €/kW,aunque la modificación 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, lo que incrementó el coste de forma considerable. Este

incremento fue asumido por Vestas, poniendo en un serio aprieto a esta compañía.

A pesar de este indiscutible abaratamiento, la inversión sigue siendo mucho más alta que

para una instalación en tierra, aunque con una tendencia decreciente. Hay un parque en

Dinamarca que necesitó 4.000 viajes de técnicos en helicóptero para solucionar un problema,

generando unos gastos que no se dan en tierra. El coste de un MW marino es el doble que elde un MW terrestre.

3.4.1. Proyectos en el mundo

Hemos dicho al comienzo de este capítulo que a la eólica marina se la empieza a considerar

en un país cuando en éste se ha producido un agotamiento de los emplazamientos terrestres,

37




o, aunque no se hayan agotado todos, sí al menos los mejores. Pues bien, a esta saturación

se llegó hace tiempo en Dinamarca (que, como ya hemos dicho, construyó el primer parque

eólico marino del mundo en 1991), por ser el país que antes empezó a instalar parques en

tierra, y también por la pequeñez de su territorio. No sólo en Dinamarca, sino también en

Alemania, Reino Unido, Irlanda y Holanda han construido o están construyendo este tipo

de parques. Dinamarca pretende tener instalados 4.000 MW offshore en 2030, y Alemania,

1.200 MW en 2013. Otros países, como Francia, Estados Unidos y China, por citar sólo tres,

están haciendo planes a este respecto. Dinamarca ha liderado el ranking de países con mayor

potencia de eólica marina instalada, hasta el presente año 2008, en el que el Reino Unido los

ha sobrepasado.

Hasta 2007, los parques eólicos marinos instalados en el mundo son los siguientes:

Figura 3.2: Parques eólicos marinos en el mundo.

Según un estudio de Garrad Hassan, el potencial mundial de la eólica marina para el año

2020 alcanzará los 236.220 MW, de los que a España le corresponderían unos 25.520 MW.

Se han llevado a cabo diversos estudios para evaluar los recursos eólicos de los mares

europeos: algunos estiman en unos 3.000 TWh/año la cantidad de energía que se podría

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extraer, y de ellos, 140 TWh/año en España. Otros rebajan este cálculo a alrededor de 500

TWh/año en el continente y 7 TWh/año en España, lo que sigue siendo un valor apreciable.

3.5. Proyectos en España

España es uno los países que aún no tienen ningún parque eólico marino, pero sí planes

para construir varios. Según un informe de Greenpeace llamado "Viento en Popa", el Plan

gubernamental de Fomento de las Energías Renovables para 2010 no es suficiente para que

España cumpla el Protocolo de Kyoto, por lo que subraya la necesidad de un plan eólico

marino, proponiendo como enclaves posibles las aguas del Golfo de Cádiz, el Mar Mediterrá-

neo, Galicia o las Islas Canarias. Según este informe, es posible instalar 25.000 MW eólicos

en el mar de aquí hasta el año 2030 en diferentes lugares de nuestras costas. Las previsionesde las autoridades españolas son más modestas (al menos por ahora) reduciendo la potencia

offshore a unos 4.000 MW para ese año. La profundidad de nuestra plataforma continental

costera (mayor que la de los países del norte de Europa en donde se han instalado los primeros

parques offshore y que por tanto, con la tecnología actual, dificulta y encarece la instalación

de estos parques) ha sido uno de los aspectos esgrimidos en contra del desarrollo de parques

marinos en España, pero las nuevas tecnologías que se investigan, que utilizan, entre otros,

sistemas de fijación semejantes a los de las plataformas petrolíferas, podrían acabar con este

escollo. Además, aunque los costes de instalación sean mayores, también lo es el rendimientode los parques marinos (en el mar los vientos son más fuertes y constantes).

Concretamente, hay proyectados en nuestro país 31 parques eólicos marinos que entrarían

en funcionamiento en 2012: doce parques eólicos marinos en Cádiz, siete en Galicia, cuatro

en Huelva, cinco en Tarragona y tres en Castellón, según el Centro Nacional de Energías

Renovables (CENER). Generarán 2.800 MW, una potencia que iguala a la de tres centrales

nucleares.

Sin embargo, a pesar de sus ventajas, estos proyectos se han encontrado con la oposición de

los grupos locales, que temen el impacto que se pueda producir sobre las playas, las aves y la

pesca. Los molinos se podrán ver desde las playas a una distancia de entre 8 y 20 kilómetros.Los atuneros tienen miedo de que sus presas emigren. Los ecologistas -desde Greenpeace, a

Ecologistas en Acción hasta la Sociedad de Española de Ornitología (SEO)- les ponen muchos

peros y exigen estudios en profundidad para que no se cometan otros atentados contra la

naturaleza.

Empresas como Acciona y Capital Energy, Iberdrola o Enarfin llevan entre tres y cinco

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años desarrollando la tecnología adaptada a cada zona. Según el director de Capital Energy,

Carlos Cuadros, “La técnica ya está madura y preparada para fijar los molinos al fondo

marino y transportar la electricidad a tierra. En cuatro o cinco años podríamos levantar el

primer parque”.

Lo único que falta para que se hagan realidad es delimitar con precisión las zonas donde

se pueden colocar y donde no. El ministerio trazó un mapa preliminar, que aún debe ser

matizado, y que podría incluso invalidar alguno de los proyectos. Su nombre oficial es Estudio

Estratégico Ambiental del Litoral Español . Definirá de forma definitiva qué zonas reunen las

condiciones medioambientales para situar los parques y cuáles se convertirán en santuarios

sin molinos. Se esperaba que el estudio fuera aprobado por los ministerios de Medio Ambiente

e Industria a principios de 2008.

Cuando se publiquen las zonas apropiadas para los molinos, se abrirá un concurso públi-co para adjudicar cada área a un promotor, según las directrices del real decreto de 2007

que regula la construcción de estas plantas eólicas. Tres meses más tarde se conocerán los

ganadores, que tendrán que investigar la zona durante dos años. Si los plazos se cumplen, en

2010 podrían comenzar a construirse los primeros aerogeneradores marinos en España.

3.5.1. Caso de Cádiz

La provincia de Cádiz es la más combativa contra estos proyectos. En 1997, un grupo

de empresarios y expertos propuso una instalación eólica en la bahía de Cádiz. El proyecto,denominado "Mar de Trafalgar", contemplaba la construcción, a 18 km de la costa de Barbate,

de 273 aerogeneradores que podrían brindar una potencia de 983 MW.

Posteriormente, el parque contó con la participación de Sogemar, una agrupación de em-

presas cuyo principal accionista era Energía Hidroeléctrica de Navarra (EHN, hoy propiedad

del grupo Acciona), junto con Ingeniería de Recursos Naturales (IRN) y Cultivos Piscícolas

Marinos (Cupimar). De esta forma, junto al parque eólico se instalaría una gran planta de

acuicultura intensiva. Sin embargo, el proyecto se topó con el rechazo de los grupos ecolo-

gistas, al considerar medioambientalmente inaceptable la parte piscícola, así como de todos

los grupos sociales, políticos y sindicales gaditanos. 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. Los posibles daños a la pesca o el impacto visual para los complejos hoteleros

fueron los argumentos utilizados.

Si atendemos al compromiso asumido por el presidente andaluz, Manuel Chaves (PSOE),

los tres parques eólicos anunciados frente a la costa de Trafalgar no se podrían ejecutar.

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La administración autónoma es favorable al crecimiento de las energías renovables, pero ha

afirmado que no autorizará la instalación del complejo si no existe un suficiente consenso

social. Y no existe. La plataforma ciudadana tiene el apoyo de los tres ayuntamientos de

la comarca -Barbate, Conil y Vejer-, de las cofradías de pescadores, de las asociaciones de

comerciantes, las agrupaciones sindicales de CC OO, UGT y las asociaciones de vecinos.

3.5.2. Casos del Delta del Ebro y Castellón

En 2004, Capital Energy, una empresa promotora de energía eólica ligada a la constructora

ACS, presentaba dos grandes proyectos: uno frente al Delta del Ebro y otro en la costa

levantina, entre Vinaròs y Benicarló, a una media de 5 km. de la línea de costa. En el primer

caso, las reacciones entre ecologistas, pescadores y la misma población destacaron el impacto

ambiental en una zona natural con gran cantidad de aves, entre ellas, la Gaviota de Audouin

y la Pardela Balear, amenazadas de extinción.

Por su parte, el segundo proyecto causó un gran revuelo entre las cofradías de pescadores,

que argumentaron pérdidas notables en la pesca del langostino o dificultades en su trabajo

a causa de los cables para transportar la electricidad. Allí el conflicto de intereses ha llegado

hasta el punto de que la empresa se reunió con Ecologistas en Acción para demostrarles que

los pescadores son mucho más agresivos con la naturaleza que los propios molinos. Cuenta

Carlos Arribas, de Ecologistas en Acción: “Si los pescadores están en contra es porque los

molinos les impedirían practicar la pesca de arrastre, que es ilegal”.

3.5.3. Caso de Galicia

En Galicia también se quejan, pero de falta de información. Según afirma Tiago Pérez,

portavoz de la asociación A Ría Non se Vende: “Sólo sabemos que estamos en el mapa de

la eólica marina pero nadie nos ha informado de forma oficial de dónde quieren poner los

molinos”.

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Índice de figuras

1.1. Reparto de la potencia eólica instalada en el mundo . . . . . . . . . 5

1.2. Reparto por países de la potencia eólica instalada en el mundo . 6

1.3. Potencia instalada de los principales fabricantes a nivel mundial 6

1.4. Porcentaje de la demanda eléctrica cubierta con energía eólica, de

los países de la Unión Europea . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

1.5. Razones de producción de eólica de los países con mayor potencia insta

1.6. Reparto por tecnologías de la potencia eléctrica instalada en España 1

1.7. Reparto por tecnologías de la generación de energía eléctrica en

España. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

1.8. Reparto por tecnologías de la potencia de energías renovables instalad

1.9. Reparto por promotores de la potencia eólica total instalada hasta

el 1 de enero de 2.008. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

1.10. Reparto por promotores de la potencia eólica instalada durante el

año 2.007. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

1.11. Reparto por fabricantes de la potencia eólica total instalada hasta

el 1 de enero de 2.008. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

1.12. Reparto por fabricantes de la potencia eólica instalada durante el

año 2.007. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

1.13. Potencia instalada por Comunidades Autónomas. . . . . . . . . . . . . . 18

1.14. Empresas del sector eólico por Comunidades Autónomas . . . . . . . . 19

1.15. Número de empresas del sector eólico por Comunidades Autónomas . 20

2.1. Valor de la prima según el precio del mercado, en el año 2007. . 29

2.2. Tarifa regulada, y precio de mercado más prima, a percibir. Año 2007.

3.1. Plataforma marina instalada en el mar para el montaje de un aerogenerador.

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3.2. Parques eólicos marinos en el mundo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38

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