SET-TE Energía eólica

1.- Descripción general SET-TE Energía eólica La extracción de la energía del viento se puede considerar en la actualidad que es una tecnología ya establecida, capaz de producir electricidad a unos costes muy cercanos a los de la obtenida a través de fuentes convencionales. Esto es sobre todo cierto en aquellos lugares donde se producen vientos con velocidades apropiadas (8-12m/s) durante períodos prolongados de tiempo o en sistemas eléctricos pequeños (típicamente islas). La potencia eólica se obtiene principalmente mediante la utilización de aerogeneradores o turbinas eólicas, de eje horizontal y con 3 palas, por considerarse que son las visualmente menos impactantes y en las que más reducidos son los desgastes mecánicos de sus piezas. La potencia extraída del viento es proporcional al área barrida por las palas al girar, a la densidad del aire y a la tercera potencia de la velocidad del viento. De ahí la gran importancia que tiene el hacer una evaluación previa de los vientos del lugar en donde se pretende instalar la planta eólica. La mayor parte de los aerogeneradores se instalan en tierra ( onshore ), pero cada vez se está considerando más su colocación en el mar y lejos de la costa ( offshore ) en lugares de aguas no muy profundas. Esto es debido a que en el mar la velocidad del viento a una determinada altura de la superficie es, por lo general, algo superior que a la misma altura en tierra y, además, es más constante, predecible y con menos turbulencias, aparte de que los mejores emplazamientos onshore en muchos de los países desarrollados ya han sido ocupados. Las tecnologías relacionadas con los aerogeneradores marinos están menos evolucionadas que las de los instalados en tierra, ya que los primeros implican un mayor esfuerzo tecnológico y de mantenimiento. Este informe tratará principalmente de los aerogeneradores utilizados para la producción de electricidad, así como en aquéllos asociados a almacenamientos de energía en forma de aire comprimido. La velocidad máxima de giro de las palas de los aerogeneradores está limitada por las turbulencias generadas por el viento en sus extremidades. Para evitarlas, la velocidad lineal de los extremos de la pala se limita hasta unos 100 m/s (360 km/h), lo cual corresponde en las grandes turbinas actuales a una velocidad del viento de hasta unos 17 m/s (algo menos de 60 km/h) [1]. Si la velocidad del viento supera un cierto límite (80-100 Km/h) entonces se provoca la parada del aerogenerador con el fin de evitar desgastes y, consecuentemente, averías. Esta parada se logra modificando el ángulo de ataque del viento a las palas del aerogenerador o, de forma automática, al generarse turbulencias en el perfil aerodinámico de la pala a partir de una determinada velocidad. Cada aerogenerador está caracterizado por una curva de potencia específica que indica la potencia que genera en función de la velocidad del viento, y que depende del tamaño del aerogenerador. Puesto que la potencia también es proporcional al cubo de la velocidad del viento, existirá una gran diferencia entre la denominada potencia nominal, que por definición es la máxima, y la potencia media que el 1

generador es capaz de proveer en función de los vientos medios aprovechados en el emplazamiento. Respecto a la potencia máxima aprovechable del viento, ésta se encuentra limitada, según la ley de Betz, a una fracción máxima de la potencia del viento de 16/27 (aprox. 60%), dado que un aprovechamiento del 100% implicaría frenar totalmente el viento, impidiendo su evacuación para aprovechar flujos de aire mantenidos. Posteriormente, la potencia mecánica obtenida del viento debe ser convertida en energía eléctrica, con lo que, en la práctica, el límite de eficiencia de conversión de energía eólica en eléctrica suele situarse en torno al 40%. El hecho de que el coste de producción de energía eléctrica a partir del recurso eólico esté tan cerca de la paridad de red hace que el crecimiento anual de producción sea muy elevado. Así, entre todas las energías renovables, la que tuvo un mayor crecimiento en producción de energía durante el año 2008 fue la eólica (figura 1). Figura 1.- Evolución de la producción anual de electricidad de origen eólico en el período 1990 a 2008 (elaboración propia a partir de estadísticas IEA). Este aumento en producción va asociado a un aumento muy importante en potencia instalada a nivel mundial. Así, a finales de 2009 la potencia eólica instalada en el mundo alcanzó los 120 GW (figura 2). 2

Figura 2.- Evolución de la capacidad anual de producción de electricidad de origen eólico en el período 1990 a 2009 (elaboración propia a partir de estadísticas IEA). Con respecto a las instalaciones offshore, su crecimiento está siendo también muy importante, aunque los valores de capacidad instalada aún son muy pequeños. Así, al final de 2009 habían 1,9 GW de potencia eólica offshore instalados (figura 3), lo que representa un 1,6 % del total. Figura 3.- Evolución de la capacidad anual de producción de electricidad de origen eólico offshore en el período 2001 a 2009 (elaboración propia a partir de estadísticas IEA). 2.- Estado actual de la tecnología Turbinas onshore Como ya se ha mencionado anteriormente, el estándar de los aerogeneradores es de eje horizontal con tres palas y conectado a la red. El tamaño del diámetro del área barrida por las palas al girar ha evolucionado desde los 20 m de diámetro de los años 80, pasando por los 50 m de los años 90 y situándose cerca de los 130 m 3

en la actualidad (figura 4). En la próxima década, la velocidad de crecimiento del tamaño del diámetro del área barrida por las palas de las turbinas se prevé que va a aminorar, como consecuencia principalmente de problemas de transporte e instalación. Hoy en día, las palas de mayor tamaño barren un área de un diámetro de unos 130 m, pero en el futuro próximo se está proyectando alcanzar un valor cercano a los 150 m [2]. Figura 4.- Evolución del tamaño de los aerogeneradores durante el período 1980-2008 y proyección al año 2020 [2]. Generalmente, la potencia de un generador se expresa para una determinada velocidad del viento, la cual suele tomarse en 12 m/s. A día de hoy las turbinas instaladas suelen tener un rango de potencia entre los 2 7 MW pero se plantea que el límite superior llegue hasta los 10 MW en los próximos años [2]. La eficiencia para la producción de electricidad se mide en términos de energía producida por unidad de área barrida por el rotor (kwh/m 2 ), la cual ha venido creciendo en algo más del 2% anual en los últimos años [2]. El factor de carga (igual a la unidad en el caso de que un aerogenerador estuviera funcionando continuamente a su potencial nominal) alzanza aproximadamente un valor de 0,25 para las turbinas actuales. En ciertos lugares con vientos intensos y casi constantes dicho factor alcanza el valor 0,4, aunque existen emplazamientos que superan el valor 0,5. Por otro lado, la disponibilidad técnica de las turbinas onshore alcanza el 97% [3]. Microturbinas y turbinas urbanas [4] Las turbinas eólicas de poca potencia se suelen denominar miniturbinas si su potencia está por debajo de 50 kw y microturbinas si es menor de unos 3 kw. Estos sistemas de pequeña potencia son generalmente aislados o autónomos y se suelen emplear para generar electricidad, bombear agua, etc. La gran ventaja de la energía eólica urbana es la de utilizarse directamente, sin necesidad de alimentar a la red. Sin embargo, la eficiencia de los microgeneradores es bastante menor que la de los grandes aerogeneradores. Así, por ejemplo, una pequeña turbina de unos 5 kw puede producir una potencia por unidad de área barrida por el rotor de 200 W/m 2, la cual es prácticamente resulta la mitad de eficiente que una turbina de 1 MW. 4

El sistema de generación de electricidad de las microturbinas es generalmente más simple que el de las grandes turbinas, ya que la corriente generada suele ser monofásica en lugar de trifásica. Además, a pesar de girar el rotor a velocidad variable, esto no afecta a la frecuencia de la señal de salida, ya que ésta se utiliza generalmente para alimentar unas baterías. Desde hace pocos años está surgiendo cada vez con más fuerza el concepto de la energía eólica urbana, en relación con la instalación de pequeños aerogeneradores en los edificios de las ciudades y en las viviendas aisladas de las zonas residenciales. También se están instalando aerogeneradores de tamaño mediano en zonas públicas y en parques. Incluso existen ya modelos aerodinámicos muy detallados sobre el comportamiento del viento alrededor de edificios, en calles, riberas de los ríos, canales, etc. Almacenamiento de energía eólica mediante aire comprimido (CAES) [5] Es bien conocido que, como en la mayoría de las energías renovables, la energía eólica se caracteriza por su intermitencia temporal y su carácter no gestionable. Por tanto, es muy importante la posibilidad de almacenar energía durante las horas de gran producción eólica, para luego poder hacer uso de ella en las horas de baja o nula producción. También sabemos que hay horas de gran demanda de electricidad, que generalmente coinciden con el día, mientras que por la noche suele haber una demanda mucho menor, lo cual se puede ver reflejado en el precio del kwh de energía eléctrica, según se consuma durante el día o por la noche. Entre todas las técnicas de almacenamiento de energía, la segunda más eficiente después del almacenamiento hidroeléctrico es la del almacenamiento por aire comprimido (CAES, Compressed Air Energy Storage ), registrando eficiencias de un 45 60%. Si bien es verdad que para almacenar grandes cantidades de energía mediante esta técnica es necesario disponer de cavidades geológicas apropiadas en el subsuelo, también es cierto que para el almacenamiento hidroeléctrico eficiente hacen falta, en este caso sobre la superficie, terrenos con cotas de altura muy diferentes, y su impacto medioambiental es más elevado. En la actualidad, con el fin de almacenar energía mediante CAES, se comprime el aire hasta presiones bastante elevadas (60 100 bar) mediante compresores accionados por energía eléctrica. Después del almacenamiento, se suele volver a regenerar la electricidad mezclando el aire con una pequeña cantidad de gas natural, haciendo expandir los productos de la combustión a través de una turbina de gas. Actualmente, sólo existen en el mundo dos grandes plantas CAES. Una es la de Huntorf (Bremen, Alemania), de 290 MW, con más de 20 años de funcionamiento y que puede almacenar 310.000 m 3 de aire hasta 66 bar de presión. La otra planta es la de Mc Intosh (Alabama, Estados Unidos) de 110MW, que almacena el aire en una antigua mina de sal y con una capacidad de almacenamiento de 560.000 m 3 de aire hasta una presión de 74 bar. Turbinas offshore. 5

La tecnología de turbina offshore (figura 5) se centra en el desarrollo de grandes aerogeneradores que permitan el adecuado aprovechamiento de las cimentaciones necesarias, ya que éstas son muy caras. A diferencia de las turbinas onshore, las turbinas offshore se están dotando de generadores de electricidad que suministran energía en alta tensión, dadas las dificultades para situar estaciones transformadoras en dichos emplazamientos. Por otro lado, las condiciones de las góndolas de estas turbinas se ven mejoradas, especialmente en tecnología de deshumidificación, lo que reduce costes de mantenimiento. Se plantean aerogeneradores de 10 MW en el período 2010-2015 y de 20 MW en el período 2020-2030 [6]. Frente a las turbinas onshore, en las que se considera un valor medio de carga de 0,25, la existencia de más recursos eólicos mar adentro hace que se considere el factor de carga medio en 0,375. Por otra parte, la disponibilidad de las turbinas offshore se considera en torno al 80 95 % [3] debido a la aún escasa madurez de la tecnología. Cimentación offshore Figura 5.- Esquema de un aerogenerador offshore típico [3]. La mayor parte de las instalaciones offshore se han construido en aguas poco profundas (menos de unos 25m) y relativamente cercanas a la costa (generalmente a menos de 20km). El límite de profundidad del agua se establece hoy en día en menos de 50m [7], ya que el precio de la instalación aumenta muy rápidamente con la profundidad. El mayor problema de los aerogeneradores offshore, que encarece mucho su despliegue, está relacionado con su cimentación o sujeción al fondo marino. Existen algunas técnicas ya desarrolladas con este fin, pero en la actualidad es un campo de investigación muy intenso. En la figura 6 se muestran los tres tipos de cimentación submarina más comunes hoy en día [8]. El monopilote consiste en un alargamiento del mástil, el cual se llega a introducir en una perforación en el fondo submarino; esta técnica se suele aplicar en los casos de escasa profundidad, hasta unos 15 m. Para profundidades algo mayores es muy común la denominada 6

cimentación gravitacional, la cual consiste en una gran base, generalmente de hormigón, que descansa sobre el fondo marino; el nombre de este tipo de cimentación se deriva del hecho de permanecer la turbina en la vertical debido al efecto de la gravedad. En el caso de profundidades mayores, de hasta unos 25m, se suele emplear la cimentación de tipo trípode, algo menos empleada que las dos anteriores y que puede hacer que la turbina descanse sobre tres (figura 6) o más pilotes. Figura 6.- Tipos de cimentación más comunes para turbinas offshore: monopilote, gravitacional y trípode (o cuadrúpode) [8]. Recursos offshore La evaluación de los recursos eólicos tiene gran importancia, tanto antes de la construcción del parque eólico para poder decidir el mejor emplazamiento, como una vez construido el parque para poder predecir la producción de energía de dicho parque. Este segundo objetivo va adquiriendo cada vez más importancia a partir de la mayor penetración de las energías renovables no gestionables en la red eléctrica y las exigencias de los operadores de la red eléctrica de conocer la producción eólica con antelación. Actualmente el proceso de evaluación del recurso eólico presente se realiza a través de estaciones meteorológicas dotadas, principalmente, de anemómetros, y de medidores de presión y temperatura, localizados de forma que garanticen una medida similar a la que recogería el aerogenerador que se pretende ubicar en dicho emplazamiento. En cambio, para la predicción del futuro recurso eólico en un emplazamiento, se combina la información procedente de datos de satélite, predicciones globales, radares, observaciones en superficie y otras variables, las cuales, tratadas de forma conjunta dentro de un modelo informático adecuado, permiten hacer predicciones que disminuyen en exactitud a partir de que la distancia temporal entre la medición y la predicción se alarga. 7

En el análisis de los recursos eólicos offshore, los datos obtenidos se basan principalmente en información obtenida vía satélite y modelos globales, lo que indica un menor volumen de información a tratar. Sin embargo, los modelos a desarrollar son más simples debido a que la rugosidad de la superficie es mínima. En la actualidad también se está trabajando en la recogida de datos de la orografía marina para estimar los tipos de cimentación más adecuados en cada emplazamiento, así como la disposición de recursos eólicos a escala global. Logística offshore Hasta el momento la tecnología de transporte e instalación de aerogeneradores offshore se ha basado en ingeniería convencional, aunque a partir de que los parques eólicos se van instalando en emplazamientos más remotos y difíciles, se plantea, de forma similar a como ocurre con muchas plataformas petrolíferas, construir los aerogeneradores offshore en los muelles y, luego, ser transportados en una pieza a sus emplazamientos. Por otro lado, se predice actualmente cuellos de botella en la disponibilidad de barcos diseñados para la instalación de aerogeneradores offshore de varios MW. También se está haciendo un gran esfuerzo en el monitorizado de los aerogeneradores para predecir fallos y averías, reduciendo el coste de operación y mantenimiento. Asimismo, se detectan limitaciones en la capacidad para izar aerogeneradores offshore en sus emplazamientos [6]. Etapas de desarrollo En función del grado de penetración en el mercado, las distintas tecnologías que están impulsando la energía eólica, tanto onshore como offshore, se pueden encuadrar en distintas etapas de desarrollo (figura 7). Así, buena parte de las tecnologías analizadas se pueden considerar en estado de competición, aunque en casi todos los países en los que existen instalaciones se recoge algún tipo de incentivo para el desarrollo de la energía eólica. En fase de competición se puede considerar la tecnología de turbinas onshore y offshore, aunque ésta última requiere aún de algunas innovaciones que le permitan ganar en competitividad. También la tecnología de cimentaciones offshore se encuentra muy desarrollada, a partir de la experiencia tecnológica adquirida en la extracción de crudo en plataformas petrolíferas. En el área de la logística offshore, aunque aún quedan nuevos conceptos por desarrollar que reduzcan los costes de las instalaciones, también esta actividad se puede señalar que está introduciéndose en el mercado y que aprovecha la experiencia de las plataformas petrolíferas. Como tecnología menos desarrollada se puede situar la minieólica, donde se empiezan a encontrar prototipos que se ensayan a partir de distintos conceptos, aunque aún este tipo de aprovechamiento de energía no se encuentra especialmente regulado en muchos países. Por último, la combinación de energía eólica con almacenamiento de aire comprimido se encuentra en las primeras etapas de su desarrollo, planteándose con grandes expectativas para lograr una mayor penetración de la energía eólica en el sistema eléctrico. 8

Figura 7.- Estado del desarrollo de cada una de las subtecnologías dentro de la energía eólica (elaboración propia). 3.- Costes actuales y futuros escenarios Costes de las turbinas y costes totales Los costes de inversión totales para instalaciones onshore en 2008 oscilaron entre los 1000-2000 /kw en función del país analizado [9]. Si se desglosan los costes de las instalaciones onshore, las turbinas vienen a representar las tres cuartas partes de los costes totales, oscilando en 2008 entre los 940 /kw y los 1450 /kw. Es también interesante señalar la gran diferencia de costes entre las instalaciones onshore y offshore, cuyas causas ya se han comentado en la sección anterior. Típicamente, las turbinas offshore son un mínimo de un 20 % más caras por unidad de potencia instalada, y los precios de la cimentación, al menos 2,5 veces superiores para un mismo tamaño de la turbina [9]. En este punto hay que señalar que los costes de operación y mantenimiento, especialmente en tecnología offshore, son muy poco accesibles, por lo que estos datos deben ser recogidos de fuentes reconocidas para poderse considerar como fiables. Tabla 1.- Estructura porcentual típica de costes de inversión de instalaciones eólicas onshore y offshore [10]. Costes de operación y mantenimiento (O&M) 9

En el caso de las plantas eólicas, los costes de operación y mantenimiento son muy bajos en comparación con las plantas convencionales. Por tanto, las plantas eólicas se pueden considerar intensivas en capital comparadas con las convencionales, en las que el coste del combustible juega un papel principal. Los valores típicos de costes de O&M en las plantas eólicas vienen a representar anualmente entre el 2-4 % de los costes totales de la instalación, habiéndose mantenido este porcentaje casi constante durante los últimos años. El rango inferior de dichos costes (2 %) se atribuye a las plantas onshore, mientras que las offshore se acercan al 4 % [3]. Coste de energía eléctrica El coste de la energía eléctrica producida depende mucho del país analizado, y esto no es solamente debido a la calidad de los recursos eólicos de las zonas geográficas donde se construyen las plantas. En efecto, al proporcionar los correspondientes costes, no siempre queda claro si se incluyen o no los incentivos gubernamentales recibidos (feed-in tariffs, bonos medioambientales, etc). Como consecuencia, la IEA ha lanzado un programa para estudiar los métodos de cálculo del coste de la energía eólica y desarrollar una serie de recomendaciones para llevar a cabo estos cálculos [9]. Como ha señalado la IEA en su último informe sobre costes de electricidad [11], también es necesario diferenciar en el caso de energías renovables intermitentes y no gestionables, como es el caso de la energía eólica, entre el coste a nivel de planta y a nivel de sistema eléctrico. Así, el coste a nivel de sistema eléctrico es más caro, dado que requiere que el sistema tenga disponibles reservas flexibles de energía para cuando deja de producirse electricidad con el recurso eólico. Nuestro estudio se centra sólo en el coste a nivel de planta. Por otro lado, la IEA reconoce en 2008 [10] que, en contra de lo esperado, el precio del kwh eólico bien ha aumentado desde su valor mínimo del 2004 o ha permanecido constante. A partir del año 2010, la IEA predice que los costes de la electricidad eólica bajarán, con una velocidad equivalente a un 10 % de su curva de aprendizaje. Para nuestro estudio de paridades de red mostrado más abajo, hemos decidido separar el coste de producción de electricidad onshore y offshore y tomar los valores medios de costes de inversión proporcionados por la IEA, tasas de descuento de un 7% en 20 años, así como valores típicos de gastos de operación y mantenimiento. Para la producción de electricidad onshore hemos decidido dividir el análisis de instalaciones con factores de carga de 30% y 20%, atendiendo a emplazamientos donde el recurso eólico es muy abundante o responde a valores habituales para localización de emplazamientos, respectivamente. Además, hemos tomado valores de costes de inversión en España y en Estados Unidos publicados por la IEA, comparándolos con la evolución de los precios de la electricidad producidos en dichos países y las tendencias marcadas de cara al futuro. 10

De esta forma, la evolución producida hasta 2008 y esperada de los costes de la energía eólica onshore hasta 2015 (predicción más alejada que ha sido fijada por la IEA) queda reflejada en las figuras 8 y 9, de elaboración propia. En estas gráficas se señala en qué años se estima que se produciría la paridad de red tomando, por un lado, el ajuste lineal de la evolución del precio medio y máximo anual de la energía eléctrica subastada por el Operador del Mercado Ibérico de Energía (1999 2008) (figura 8), así como los precios medios de la electricidad publicados por la Energy Information Administration (USA) (figura 9). En este sentido, se estima que aunque el coste de la energía eléctrica se ha estado incrementando de forma constante en el período 2003 2008, ya en el año 2010 el coste de producción eléctrica con energía eólica empieza a alcanzar la paridad de red para localizaciones con factor de carga de un 20%. Por otro lado, en el período 2003 2008 se comprueba que el coste de producción de electricidad a partir de energía eólica ha sido creciente y levemente superior al precio medio anual de la energía eléctrica subastada por el Operador del Mercado Ibérico de Energía. Figura 8.- Evolución de los costes de la energía eólica onshore según el factor de carga aplicado y estimación del año en que la tecnología será competitiva en términos de paridad de red en comparación con la evolución del precio medio ( ) y máximo ( ) anual (1999 2008) de la energía eléctrica subastado por el Operador del Mercado Ibérico de Energía (elaboración propia). En relación con las predicciones del Departamento de Energía de Estados Unidos, se estima que para el año 2015 el coste de producción eléctrica con energía eólica con factor de carga de un 20% empezará a estar por debajo del precio de la energía eléctrica suministrada para el sector industrial (figura 9), mientras que dicho coste se ha mantenido por debajo del precio de electricidad para el sector residencial en todo el período estudiado. 11

Figura 9.- Evolución de los costes de la energía eólica onshore según el factor de carga aplicado y estimación del año en que la tecnología será competitiva en términos de paridad de red en comparación con las predicciones de la Energy Information Administration (2006 2030) del precio de energía para uso residencial ( ) y para uso industrial ( ) (elaboración propia). En el análisis de costes de producción de electricidad a partir de energía eólica offshore, se ha decidido fijar el factor de carga en un valor típico de 0,375, mientras que se han tomado costes de inversión mínimos y máximos para este tipo de instalaciones para el período 2003 2008, publicados por la IEA. Los estudios de paridad de red se han hecho considerando los costes publicados que ha predicho la IEA, en este caso, para los años 2015, 2020, 2030 y 2050 [10]. De esta forma, aunque se observa que también en tecnología offshore los costes de producción de electricidad han aumentado de forma considerable en el período 2003 2008, la paridad de red se produce en España en 2010 para valores máximos de costes de inversión offshore (figura 10), aunque aún en este país no se detecta actividad offshore, mientras que en Estados Unidos dicha paridad de red se produce en 2013 (figura 11). Figura 10.- Evolución de los costes de la energía eólica offshore según el factor de carga aplicado y estimación del año en que la tecnología será competitiva en términos de paridad de red en comparación con la evolución del precio medio ( ) y máximo ( ) anual (1999 2008) de la energía eléctrica subastado por el Operador del Mercado Ibérico de Energía (elaboración propia). 12

Figura 11.- Evolución de los costes de la energía eólica offshore según el factor de carga aplicado y estimación del año en que la tecnología será competitiva en términos de paridad de red en comparación con las predicciones de la Energy Information Administration (2006 2030) del precio de energía para uso residencial ( ) y para uso industrial ( ) (elaboración propia). 4.- Payback energético, emisiones de CO 2 y costes externos Los valores de razón de retorno energético, tanto para tecnología eólica onshore como offshore, han sido analizados y se sitúan en 9 20 veces los necesarios para cubrir el ciclo de vida de la instalación eólica [12], lo cual coloca a esta tecnología en el grupo de cabeza entre las fuentes de energía renovable en este aspecto. En relación a las emisiones de CO 2, los estudios publicados dentro del proyecto NEEDS señalan que la tecnología eólica onshore emite unos 3 g/kwh, mientras que la tecnología eólica offshore alcanza unos 5 g/kwh, lo cual es atribuido a una mayor emisión de CO 2 en el proceso de fabricación de las instalaciones offshore. Estudios más detallados de emisiones de gases contaminantes que se centran en tecnología offshore (figura 12) señalan que la máxima contaminación se produce en el proceso de fabricación y, más modestamente, en el proceso de desmantelamiento, mientras que en la operación la contaminación generada es mínima. El mayor contribuyente al impacto medioambiental es el acero, tanto en el proceso de fabricación como de desmantelamiento [6]. Al respecto, hay que señalar que estos valores, porcentualmente tan elevados en los procesos de fabricación y desmantelamiento, podrían reducirse de forma muy substancial si hubiera una penetración máxima de fuentes de energía renovable en los mix energéticos de los países productores de infraestructura eólica. 13

Figura 12.- Emisiones de gases contaminantes durante el ciclo de vida de la tecnología eólica offshore [6]. Por último, el coste de ciclo de vida normalizado de la energía eléctrica producida a partir de la energía eólica se estima en infraestructura onshore entre 50 /MWh en las mejores circunstancias y 90 /MWh [3] como máximo. En el caso de proyectos offshore construidos entre 2005 y 2008, el coste del ciclo de vida se sitúa entre los 75 90 /MWh [3]. Los costes de ciclo de vida de la tecnología offshore son un 30% más elevados que los de la tecnología onshore [13], lo cual es atribuible al mayor impacto medioambiental que requiere la instalación offshore. 5.- Tendencias tecnológicas futuras Turbinas onshore Dado que los vientos son más intensos en altura que a nivel de suelo y, además, presentan menos turbulencias, se va a seguir trabajando en el desarrollo de turbinas aún mayores. De esta forma, se están ya diseñando turbinas con potencias de hasta 10 MW y con alturas entre 150 m y 178 m [7]. El diseño de turbinas con tamaños superiores a los indicados requerirá el desarrollo de nuevos materiales para las palas y la torre, con una elevada resistencia mecánica por unidad de masa y que, simultáneamente, sean flexibles. Los materiales que más se están investigando son los compuestos de matriz polimérica con una mezcla, en proporciones determinadas, de fibras de vidrio y de carbono. Esta proporción es importante, pues los materiales compuestos deben mostrar un comportamiento apropiado, tanto en las pruebas de resistencia y rigidez (para evitar un excesivo doblamiento de las palas), como de fatiga. Las fibras de carbono proporcionan una excelente resistencia a la tracción, mientras que las de vidrio lo hacen a la compresión. Los materiales compuestos se van formando por laminación, por lo que también es muy importante el desarrollo de resinas termoplásticas de gran adherencia. Las pruebas de fatiga son de gran importancia debido a que las cargas mecánicas varían muy frecuentemente con la intensidad del viento, las turbulencias y los procesos de parada y arrancada del sistema rotor. Además se exige que las palas tengan una vida media de 20 años o más. 14

Otra de las áreas en que se trabaja con mayor intensidad es en la detección nodestructiva de los defectos de los materiales de las aspas en todos los estadios de su fabricación, así como en el daño producido por rayos, granizo, etc. durante el funcionamiento de las turbinas. Con estos fines se están desarrollando técnicas cada vez más precisas basadas en emisión acústica, ecos de pulsos ultrasónicos, sensores de fibra óptica, etc. Microturbinas y turbinas urbanas El campo de los microgeneradores evoluciona rápidamente debido al desarrollo que se planea en una serie de ciudades de Dinamarca, Holanda, Irlanda, etc. El mercado es en la actualidad muy disperso, contabilizándose hasta más de 200 fabricantes en el mundo. Por todo ello, varias agencias internacionales, entre las que se encuentra la IEA, están estableciendo mecanismos de certificación y control de características básicas como potencia, emisiones acústicas, vibraciones, pruebas mecánicas, etc. Se están llevando a cabo bastantes investigaciones sobre todas estas propiedades ya que, a menudo, ha habido que retirar microturbinas ya instaladas en edificios debido al ruido que producían o a las vibraciones transmitidas al propio edificio. Debido a estos problemas, la Unión Europea está estableciendo una serie de estándares para los equipos, a los que habrán de someterse los fabricantes. De esta forma, en la actualidad se trabaja en las siguientes líneas de investigación y desarrollo [4] : (i) evaluación del régimen de vientos según la localización de las microturbinas: en edificios altos aislados, en lugares con edificios de alturas similares (efecto embudo), en áreas libres de edificios: parques, riberas de ríos, etc.; (ii) estimación del ruido y de los efectos de las vibraciones sobre la estructura de los edificios; y (iii) estimación del posicionamiento de la microturbina en el edificio: tejado, jardín, mástil sujeto a una pared lateral, etc. Uno de los aspectos más interesantes se centra en la optimización del diseño de la microturbina en relación a su localización. Así como en espacios abiertos el mejor comportamiento corresponde a las turbinas de eje horizontal, en el caso de localizaciones urbanas con vientos muy variables y grandes turbulencias son las turbinas de eje vertical las que presentan un mejor comportamiento. En la figura 13 se muestran los tipos más populares de turbinas de eje vertical: Savonius, Darrieus y rotor tipo H. En general, a pesar de tener un menor rendimiento que las de eje horizontal, las turbinas de eje vertical presentan otras ventajas, como la de ser omnidireccionales, es decir, son capaces de responder a vientos de cualquier dirección. Además, un aspecto muy interesante del modelo Darrieus es que el especial diseño de las aspas hace que las fuerzas centrífugas y giroscópicas sean mucho más débiles. De este modo las aspas pueden ser mucho más ligeras con el consiguiente ahorro de material. 15

Figura. 13.- Esquemas de las turbinas más populares de eje vertical: Savonius, Darrieus y H-rotor [4]. Almacenamiento de energía eólica mediante aire comprimido (CAES) Aunque ya se ha señalado que hay en funcionamiento algunas plantas grandes de almacenamiento de energía mediante CAES, no existe hasta la fecha ninguna instalación en funcionamiento destinada únicamente al almacenamiento de energía de procedencia eólica. La primera instalación de este tipo para almacenamiento de energía eólica tiene previsto su entrada en funcionamiento en 2011, siendo construida por la Asociación Municipal de compañías públicas de Iowa. Esta planta constará de un parque eólico de 100 MW y una unidad de almacenamiento CAES de 268 MW (figura 14) [5]. Figura 14.- Esquema de la planta eólica de Iowa (Estados Unidos) basada en la integración CAES/eólica para el almacenamiento de energía. 16

La planta de Iowa se dedicará a llevar a cabo investigaciones de cavidades geológicas, naturales y excavadas, empleando técnicas derivadas de la minería, esperándose que la cavidad tenga un mejor comportamiento que las cavernas de las plantas Huntorf y Mc Intosh, señaladas anteriormente. Un aspecto importante que se investigará es la respuesta de los equipos de compresión de aire y generación de electricidad por turbinas de gas a las altas frecuencias, que la variabilidad de la energía eólica impone a los modos de almacenamiento y generación. Esto proveerá una serie de datos muy interesantes para la demostración de la integración CAES/eólica. Por otro lado, también se investiga en reducir las pérdidas térmicas producidas por compresión en el sistema de almacenamiento, de forma que se pueda aumentar la eficiencia del sistema. La estrategia que se plantea con más fuerza es el ralentizado del proceso de compresión. También se plantea almacenar aire comprimido dentro de esferas metálicas, lo que permitiría ubicarlas en cualquier entorno urbano, incluso en el fondo marino en parques eólicos offshore. De esta forma se conseguiría contar con sistemas de almacenamiento distribuidos, con muchas ventajas frente a los centralizados, y se evitaría la limitación impuesta por la necesidad de contar con emplazamientos geológicos adecuados. Por último, se plantea no sólo el almacenamiento de aire comprimido en este tipo de instalaciones, sino también de calor, lo cual permite aspirar a lograr eficiencias en este tipo de sistemas que podrían alcanzar el 70%. Turbinas offshore En este campo, al igual que en las turbinas onshore, se trabaja en la detección nodestructiva de los defectos de los distintos materiales del aerogenerador, con un mayor incentivo debido a las dificultades de mantenimiento de las plantas offshore. Por otro lado, al encontrarse los aerogeneradores offshore en ambientes más corrosivos que los onshore, también se trabaja en nuevos materiales que frenen los procesos de corrosión y permitan una mayor durabilidad a las instalaciones. En tecnología con plataforma flotante, hacen falta turbinas más grandes y más ligeras para poder producir más electricidad y ser soportadas por dichas plataformas sin que se produzca riesgo de hundimiento. Así, tanto por este como por otros motivos se prevé que de cara al futuro la fibra de carbono, a partir de que su precio vaya bajando, sustituya a la fibra de vidrio con epoxy en la fabricación de las palas del rotor, dado que el primero resulta un material más rígido y ligero [6]. De este modo, se plantean palas de rotor alcanzando longitudes de 200 m en 2050 [6]. Un esfuerzo tecnológico al que también se está prestando interés es el de hacer compatibles los parques eólicos con los sistemas radar de defensa y meteorológicos a través de dos estrategias distintas: introduciendo datos telemétricos de dichos parques para ser identificados en los sistemas radar o 17

sustituyendo los actuales sistemas de radar por otros más modernos que eviten las incompatibilidades [14]. Por último, se está tratando de hacer más rentable la instalación offshore, combinando esta tecnología con la integración de tecnología de aprovechamiento de energía marina en la plataforma y en el sistema de cimentación. Este tipo de sistemas híbridos podría incrementar la producción de energía de los parques offshore y extender su contribución energética a períodos de calmas pero con recursos energéticos marinos, principalmente flujo de mareas o corrientes marinas, dado que el oleaje está más asociado a la disponibilidad del propio recurso eólico. Cimentación offshore Posiblemente el mayor problema que existe en el desarrollo de turbinas offshore esté relacionado con la cimentación en aguas profundas, hasta unos 50 m. Ya anteriormente se señaló que para profundidades menores de unos 25 m el problema de la cimentación se encuentra prácticamente resuelto. Por el contrario, en el caso de profundidades en el rango 25 50 m existe solamente una serie de prototipos aislados, desconociéndose cuál será el más efectivo, dado que no existe todavía experiencia acumulada. Por ello este estudio se limita a exponer una serie de prototipos que ya están siendo ensayados. De este modo, se trabaja en cimentaciones jacket (chaqueta o envoltura), similar a las torres eléctricas (figura 15a) [8], que ya han sido desplegadas en la planta eólica offshore Beatrice en Escocia. Por otra parte, se plantean plataformas denominadas autoinstalables (figura 15b), ya que su diseño permite montar en tierra la casi totalidad de la instalación para, posteriormente, dejarla caer en el lugar submarino de su colocación [8]. Finalmente, para el caso de aguas con profundidades superiores a los 45-50m, se ha llegado a la conclusión que puede ser más rentable la instalación de turbinas flotantes. 18

Figura 15.- (a) Cimentación tipo chaqueta para turbinas, y (b) plataforma offshore marina autoinstalable. También se plantean sistemas de anclajes en tres puntos para profundidades entre 120 y 700 m, con tecnología similar a la utilizada en plataformas petrolíferas. Así, se utilizaría el sistema de inclinación de las palas del rotor para estabilizar movimientos de toda la estructura. Esto se haría a través de un software inteligente que también permitiera medir el éxito de ajustes previos para lograr ajustes más finos. Además, se plantea la sustitución del hormigón por el acero para profundidades hasta 30 metros, al tratarse de un material más ligero, previniendo su corrosión con protección catódica [6]. Por último, la tecnología de cimentación offshore en el futuro se ha de plantear con diferentes alternativas no sólo en función del condicionante profundidad, sino de otros como características del fondo marino, comportamiento del mar en el entorno, etc. En este sentido, es necesario realizar más estudios que permitan definir con mayor precisión este tipo de características técnicas en cada emplazamiento. Recursos offshore Es necesario estimular la creación de unidades de investigación dedicadas a la simulación y modelado por ordenador de los recursos eólicos, aparte de la obtención de datos in situ, para lo cual se están desarrollando mástiles anemométricos capaces de medir la velocidad del viento a diversas alturas. Actualmente, también se está trabajando en la substitución de los anemómetros por monitores remotos utilizando tecnologías SODAR [3]. También se está investigando en técnicas computacionales de dinámica de fluidos para modelizar el 19

flujo del viento, pero todavía no están lo suficientemente desarrolladas como para evitar las medidas anemométricas in situ. En el caso de los emplazamientos offshore se está investigando con mucho detalle los denominados efectos estela, es decir, la influencia en relación al flujo de viento de una turbina en otra, lo que puede disminuir la eficiencia de una planta eólica en un 10%. Esto es más importante en el caso offshore por el mayor tamaño de las turbinas y uniformidad en la dirección del viento. Todas estas técnicas permitirán el modelado de patrones de viento sobre superficies irregulares como las costas. Por otra parte, se sigue investigando sobre la predicción de los vientos, basándose en datos meteorológicos, para tratar de ajustar la producción de electricidad a la demanda. Las predicciones sobre la intensidad del viento han de mejorarse y la información obtenida debe compartirse con los operadores de las plantas eólicas con el fin de poder predecir la producción de energía eólica. Con este fin, la IEA ha establecido recientemente reuniones entre grupos de expertos en meteorología y de operadores de plantas para mejorar las decisiones respecto a la gestión en la producción de electricidad y su integración en la red. Logística offshore Se plantean diseños específicos de barcos para realizar las instalaciones en lugares determinados, con esloras de más de 100 metros y mangas superiores a 40 metros, capaces de transportar hasta 4 aerogeneradores de varios MW y colocarlos en profundidades de hasta 40 m. También se plantea la instalación de helipuertos para las labores de mantenimiento, junto con una buena predicción meteorológica que permita hacer estas operaciones de cuando el tiempo lo permite. Sin embargo, como los helicópteros se muestran muy limitados por distancias y condiciones meteorológicas, se plantea también la construcción de módulos de acomodación de personal offshore, de forma similar a las plataformas petrolíferas, que puedan ser transportados a los lugares que se requiera en helicóptero o en barco de forma rápida. En este sentido, ya se tiene mucha experiencia de la industria petrolífera sobre valoraciones de circunstancias en las que se puede trabajar o no. Por último, se plantea el traslado de muchas factorías de fabricación de infraestructura eólica a la costa, dado que en muchos países, especialmente europeos, los futuros nuevos emplazamientos de aerogeneradores serán offshore. Este traslado de factorías debe ir acompañado de la adecuada infraestructura portuaria para facilitar el proceso de embarque de las nuevas instalaciones eólicas. 6.- Hitos en preproducción Puesta en marcha de planta offshore Alpha Ventus en el Mar del Norte (Alemania) [15] A finales de 2009 entró en funcionamiento la primera planta marina alemana constituida por 12 turbinas de 5MW cada una, que suman un total de 60MW. Una 20

característica de esta planta eólica (figura 16) es la de haberse construido en aguas muy profundas (alrededor de 40m), motivado por las muy exigentes normas medioambientales alemanas, que obligan a alejar las instalaciones de las costas. La planta está conectada por un cable submarino a la Isla de Borkum, donde provee de electricidad a 50.000 viviendas Figura 16.- Planta eólica marina Alpha Ventus (Mar del Norte). Cada uno de los aerogeneradores de 5 MW emerge 178 m sobre el nivel del agua teniendo los rotores un diámetro de 116 m. Las torres están montadas sobre trípodes de grandes dimensiones, similares a los de la figura 6, que se clavan sobre el fondo del mar. Además de esta primera planta eólica offshore, existen otras muchas que ya han recibido los permisos necesarios de construcción, ya que los planes alemanes contemplan tener unos 10.000 MW offshore para el año 2020. Proyecto Viento/Hidrógeno en la Isla de Utsira (Noruega) [16] Este proyecto de demostración es el primero de los que existen en el mundo donde se estudia la viabilidad de que una comunidad de viviendas, localizadas en este caso en la Isla de Utsira, pueda satisfacer sus necesidades energéticas únicamente a partir de la energía eólica. Para ello, la potencia eólica cuando los vientos son fuertes se utiliza tanto para proveer electricidad como para producir hidrógeno. El hidrógeno almacenado se puede utilizar para producir electricidad, a través de pilas de combustible, cuando no exista viento suficiente. La utilidad de este sistema se aprecia sobre todo en áreas geográficas muy remotas, a las cuales sea poco rentable hacer llegar redes eléctricas. Los principales componentes del sistema son un electrolizador alcalino (12 bar), una pila de combustible de hidrógeno tipo PEM, un compresor (hasta 200 bar) y un tanque de almacenamiento con una capacidad de 2.400 Nm 3. Aunque este proyecto de demostración tuvo unos primeros resultados provisionales hace dos años, es ahora cuando se ha demostrado su viabilidad. 21

El mayor aerogenerador del mundo [17] Desde hace dos años la mayor turbina eólica del mundo es la Enercon E-126, la cual tiene un rotor de un diámetro de 127 m y una altura de 137 m. Aunque la potencia de este aerogenerador onshore está cualificada en 6 MW, Enercón ya ofrece en sus catálogos 7.5 MW. Por otro lado, la compañía noruega Sway ha anunciado que está desarrollando un prototipo de turbina offshore de tipo flotante con un rotor de 150m, una altura de 163 m y una potencia de 10 MW, (figura 17). Aunque el rotor no es mucho más grande que el del Enercon E-126, diversos desarrollos tecnológicos avanzados han permitido que esta nueva turbina tenga una mayor potencia por unidad de área. Figura 17.- Imágenes de la turbina Enercon E-126. Sensores para analizar el viento antes de incidir sobre el aerogenerador [18] El Laboratorio nacional de Energía Sostenible Risø DTU (Dinamarca) ha desarrollado un sistema que, utilizando tecnología lidar, analiza las características del viento antes de que incida sobre el aerogenerador, a una distancia de 100 200 m y a alturas de 40, 60, 80 y 100 m. Los datos analizados sirven para ajustar el ángulo de las palas del rotor, de forma que se pueda reducir daños por turbulencias y ráfagas, así como aumentar la energía producida en un 5 %. 7.- Hitos en innovación. Góndolas localizadas a nivel del suelo [19] La empresa noruega ChapDrive ha desarrollado un sistema hidráulico de transmisión, con variador de velocidad ( gearbox ), que permite que la energía eólica capturada por el rotor sea transferida a la góndola de la turbina, la cual se coloca en la base de la torre, como se muestra en la figura 18. ChapDrive pudo desarrollar este novedoso sistema gracias a la financiación del gobierno y varias organizaciones noruegas por un total de 6 millones de euros. 22

Figura 18.- Aerogenerador con la góndola (generador eléctrico y radiador) colocada sobre tierra. Al estar a nivel del suelo, tanto el generador de electricidad como el variador de velocidad, es posible disminuir mucho el peso de la torre, además de facilitar las operaciones de mantenimiento. Hasta ahora se ha ensayado este nuevo sistema con éxito en turbinas de relativa poca potencia, pero ya se están tomando medidas para implementarlo en aerogeneradores de 5 MW de potencia. Torres híbridas de hormigón-acero de 100 150 m [20] Este tipo de torres, desarrolladas por Advanced Tower Systems, están compuestas de dos segmentos, el inferior que consiste en un prefabricado de hormigón construido in situ sobre la cimentación, y el superior de acero, como el de las torres convencionales. El proyecto, comenzó a mediados de 2008, y ya se encuentra desde en fase de demostración en Grevenbroich (Alemania). Este proyecto permite, como se ha demostrado, que una torre de 100 m, por ejemplo, pueda llegar a los 140 m de altura sobre el nivel del suelo donde, al ser los vientos más veloces, se consigue una mayor eficiencia (alrededor del 18 % superior). Otra ventaja consiste en las menores exigencias de diámetro de torre. Así, si se construyese una torre toda de acero con esa altura, el diámetro tendría que ser bastante superior a los 4.3 m de las torres de 100 m ensayadas con este sistema híbrido, con lo que se incrementarían los problemas para el transporte de la torre desde el lugar de fabricación al de instalación. Aerogeneradores flotantes [21] En el caso de la energía eólica marina resulta económicamente muy poco rentable la instalación de aerogeneradores en lugares de aguas con profundidades superiores a los 40m. Por este motivo se han desarrollado algunos prototipos de turbinas flotantes, las cuales pueden ser económicamente competitivas para profundidades superiores a unos 25m. Con el objeto de estudiar su viabilidad, la compañía holandesa BlueHTech ya montó una pequeña turbina flotante a 100 km de la costa italiana. Sin embargo, 23

ha sido recientemente cuando la empresa Hywind ha montado un aerogenerador flotante de 2.3 MW en la parte noruega del Mar del Norte (figura 19), el cual acaba de entrar en operación en septiembre de 2009. Asimismo, es interesante señalar que BlueHTech está construyendo en la actualidad una planta de 90 MW, compuesta por turbinas flotantes de 2.4 MW, a unos 20km de la costa de Puglia (Italia). Figura 19.- Aerogenerador flotante instalado en el Mar del Norte. Integración directa CAES/eólica [22] La compañía General Compression acaba de proponer una importante variante a la integración CAES/eólica que consiste en reemplazar el generador eléctrico de las turbinas por un compresor de aire accionado directamente por el rotor, como se muestra en la figura 20. Así se evitarían los dos procesos de conversión involucrados en la actualidad (con las consiguientes pérdidas de eficiencia): generación de electricidad y compresión del aire por medio de la electricidad generada. De todos modos, la mayor eficiencia señalada se ve contrarrestada por el coste adicional del sistema de tuberías de alta presión necesario para conducir el aire comprimido desde la góndola al lugar de almacenamiento del aire. 24