Instalaciones Eólicas Offshore

Andrés Díaz Lantada 99118 Daniel Fernández Caballero 99135 Carlos González García 99202 María Esther López Pérez 99243 María Rodríguez Villagrá 99374 Eduardo Sánchez Torre 99396

IInnssttaallaacciioonneess

EEóólliiccaass OOffffsshhoorree

Índice

1. Introducción. Objetivos. ......................................................................................... 1

1.1. ¿Por qué usar energía eólica? .............................................................................. 2

1.2. Inversión, ganancia y beneficios ......................................................................... 3

1.3. Breve historia de la implantación de energía eólica............................................ 6

1.4. No todo es tan bonito, contradicciones y problemas existentes.......................... 7

1.5. Antecedentes históricos....................................................................................... 8

2. Descripción tecnológica. ...................................................................................... 13

2.1. Coeficiente de potencia. .................................................................................... 13

2.2. Teoría de Betz. .................................................................................................. 14

2.3. Tipos de Aerogeneradores eólicos. ................................................................... 15

2.4. Clasificación de los sistemas eólicos. ............................................................... 20

2.5. Curva de potencia de un aerogenerador. ........................................................... 22

3. Efectos y características climatológicos. .............................................................. 24

3.1. Vientos globales ................................................................................................ 24

3.2. Vientos locales .................................................................................................. 25

3.3. Características generales del viento .................................................................. 27

3.4. Características del viento en el mar .................................................................. 32

3.5. Evaluación de los recursos eólicos.................................................................... 33

4. Maquinaria............................................................................................................ 46

4.1. Rotor.................................................................................................................. 47

4.2. Caja de engranajes............................................................................................. 55

4.3. Generadores eléctricos ...................................................................................... 56

4.4. Sistemas de regulación de potencia y velocidad ............................................... 59

4.5. Sistemas de orientación..................................................................................... 63

4.6. Conexiones a red ............................................................................................... 65

4.7. Dispositivos de seguridad ................................................................................. 65

4.8. Electrónica de control ....................................................................................... 68

4.9. Acoplamientos mecánicos................................................................................. 70

4.10. Estructura soporte, chasis o góndola .......................................................... 70

4.11. Torres.......................................................................................................... 71

5. Instalaciones. ........................................................................................................ 73

5.1. Cimentaciones ................................................................................................... 73

5.2. Instalación eléctrica........................................................................................... 81

5.3. Construcción ..................................................................................................... 83

6. Estudio de impacto ambiental............................................................................... 88

6.1. Introducción ...................................................................................................... 88

6.2. Impactos positivos............................................................................................. 89

6.3. Impactos negativos............................................................................................ 92

6.4. Medidas correctoras ........................................................................................ 101

6.5. Conclusiones del Estudio de Impacto Ambiental. .......................................... 103

7. Instalaciones existentes....................................................................................... 104

8. Análisis de viabilidad económica ....................................................................... 110

8.1. ¿Cuánto cuesta un aerogenerador?.................................................................. 110

8.2. Costes de instalación de aerogeneradores ....................................................... 111

8.3. Costes de operación y mantenimiento............................................................. 112

8.4. Energía eólica y tarifas eléctricas.................................................................... 115

8.5. Aspectos económicos de la energía eólica ...................................................... 118

8.6. Errores en el análisis de costes en energía eólica............................................ 119

8.7. Aspectos económicos de la energía eólica marina .......................................... 124

8.8. Empleo en la industria eólica .......................................................................... 125

9. Posible implantación en España. ........................................................................ 126

9.1. Orígenes de los molinos de viento en España. ................................................ 126

9.2. España en la actualidad ................................................................................... 128

9.3. Evolución de la potencia eólica en España ..................................................... 134

9.4. Referencias legales.......................................................................................... 138

9.5. Fomento del empleo ........................................................................................ 143

9.6. Fomento de la investigación............................................................................ 144

9.7. Barreras actuales ............................................................................................. 145

9.8. Mejora ambiental ............................................................................................ 146

9.9. Proyectos de eólica marina.............................................................................. 147

9.10. Medidas que hay que tomar...................................................................... 149

10. El futuro de las instalaciones offshore. ........................................................... 151

10.1. Situación europea actual........................................................................... 151

11. Conclusiones ................................................................................................... 161

Anejo: Visualización 3-D del balizamiento en aerogeneradores

Diseño de máquinas eólicas offshore

Máquinas hidráulicas Página 1

1. Introducción. Objetivos.

Hablar de energía eólica, la que se produce a partir del viento, es hablar de

energías renovables con mayúscula, puesto que es la que mayor expansión está

experimentando en España en los últimos cinco años, fundamentada en un óptimo

aprovechamiento de los recursos eólicos disponibles, así como la mejora significativa

de las tecnologías.

Algunos hechos que pueden enmarcar el estado de la energía eólica en general y

la offshore en particular van a remarcar la importancia actual y futura de este tipo de

generación de energía son:

∼ Todos los pronósticos apuntan que la energía eólica será la piedra angular del

sistema de producción energética y del cambio del paisaje.

∼ Un parque eólico de 10 MW evita que se generen al año 28.480 Tm de CO2.

∼ En los últimos años, las nuevas instalaciones eólicas han sobrepasado en

potencia a las nuevas centrales nucleares.

∼ El 75% de la energía eólica mundial está instalada en Europa.

∼ En el año 2003 Alemania, España y Dinamarca sumaron casi el 90% de la

capacidad de energía eólica instalada en la Unión Europea.

∼ El mercado europeo de la energía eólica crece un 35% cada año y el 80% del

mercado norteamericano de turbinas eólicas está copado por empresas europeas.

∼ El tercer futuro mercado de los molinos yace en el mar (offshore), con más de

20.000 MW eólicos propuestos en los mares de Europa del Norte.

∼ Las áreas marinas eran un paisaje natural imperturbado por el ser humano hasta

fines del siglo XX.

∼ La energía eólica ya satisface en todo el planeta las necesidades de electricidad

de unos 14 millones de hogares y más de 40 millones de personas.

∼ Un megavatio producido por el viento satisface la necesidad eléctrica de 350

casas (cerca de 1000 personas) en una sociedad industrial.



∼ Los 32.409 megavatios de producción actual son suficientes para resolver las

necesidades residenciales de unos 16 millones de personas (población de

Dinamarca, Finlandia, Noruega y Suecia, unos 7,5 millones de hogares

promedio en los Estados Unidos).

1.1. ¿Por qué usar energía eólica?

La humanidad debe usar cada día con más eficiencia la energía, pero el mundo

en vías de desarrollo también necesita más energía para afrontar sus necesidades más

acuciantes. El reto con que se enfrenta la humanidad es satisfacer la creciente demanda

de energía y, al mismo tiempo, afrontar la amenaza inminente del cambio climático.

La ventaja de la energía eólica es la generación de electricidad sin producir los

contaminantes asociados a los combustibles fósiles y a la energía nuclear, entre ellos, el

más significativo es el dióxido de carbono, gas de efecto invernadero así como los

residuos de las nucleares. Los recursos energéticos basados en fuentes renovables como

la energía eólica son potencialmente ilimitados. La potencia global del viento está

creciendo anualmente en un 38% convirtiéndose en la industria energética de mayor

crecimiento. La energía eólica promueve un futuro energético limpio y sustentable,

disminuyendo la dependencia de los combustibles fósiles.

Fig. 1. Una de las primeras parque offshore en Reino Unido.



A partir del Protocolo de Kyoto de 1997, se requiere una reducción global de las

emisiones de gases de efecto invernadero del 5,2% entre 2008-2012 respecto de los

niveles de 1990. Los Estados miembros de la Unión Europea por ejemplo, se han

marcado como objetivo conjunto que el 22% de su electricidad provenga de fuentes

renovables en el 2010, tomando como punto de partida la cuota del 17% existente en

1997.

Hay un enorme recurso eólico adicional en los mares a lo largo de las costas

europeas, el potencial eólico marino es de 3.028 TWh, esta cifra sobrepasa el consumo

eléctrico total de los 15 países miembros.

1.2. Inversión, ganancia y beneficios

El aerogenerador aprovecha la energía del viento y lo transforma en energía que

a través de la red que ya esta instalada se puede distribuir a todos los clientes.

Actualmente hay más de 55.000 aerogeneradores instalados en el mundo, facturando 5

millares de euros.

Los datos muestran que la capacidad de generación de energía por el viento en el

año 2000 fue de 17.706 megavatios, en el año 2001 fue de 24.471 megavatios, un

aumento de 6.765 megavatios, en al año 2002 se estimó en 32.409 megavatios, un

aumento de 7.938 megavatios.

La inversión anual necesaria para lograr la implantación de la energía eólica

descrita anteriormente fue de 5,2 billones de euros en el 2001 y aumentará hasta 67

billones de euros en el 2020. La inversión total necesaria para alcanzar un nivel de

1.200 GW en el 2020 se estima de unos 628,6 billones de euros a lo largo del periodo

completo.

Europa ha consolidado su liderazgo (85,3%) mientras que Estados Unidos

continúa sin mostrar un excesivo interés y Asía está mostrando un sostenido desarrollo

del sector.



La participación de energía eólica en el suministro de electricidad a nivel

mundial alcanzo el 0,4 por ciento. Está industria emplea a nivel global a unas 100.000

personas, la mayoría de ellos en Europa. El mercado global de grandes turbinas eólicas

superará los 16.000 millones US$ anuales para el año 2007.

País 1998 1999 2000 2001 2002 2003

Alemania 2.874 4.072 6.113 8.734 12.560 14.609

USA 1.952 2.502 2.555 4.245 4.658 6.370

España 834 1.722 2.402 3.335 4.951 6.328

Dinamarca 1.450 1.733 2.297 2.417 2.921 3.115

India 968 1.077 1.220 1.507 1.861 2.120

Italia 197 277 424 682 786 891

Holanda 363 428 448 483 812 912

UK 334 356 409 485 588 704

China 224 300 340 399 469 566

Resto Mundo 643 755 1.498 2.165 2.807 3.819

TOTAL 9.839. 13.222 17.706 24.471 32.400 39.434

Crecimiento 30 % 37 % 32 % 38 % 32 % 21.7%

Fig. 2. Capacidad eólica por países en MW.

Para una industria pesada es una tasa de crecimiento muy interesante que ningún

otro sector industrial puede mostrar, sólo algunas otras actividades comerciales tales

como la telefónica celular o la industria asociada al desarrollo de internet muestran

similares índices.

Estos espectaculares niveles de crecimiento hacen que la industria eólica a nivel

global haya tenido un crecimiento anual acumulado promedio durante los últimos cinco

años del 34 %, debido a la enorme disminución de sus costes:

∼ Los costes de producción de un kilovatio hora eólica son hoy una quinta parte de

lo que era hace 20 años.

∼ Durante los últimos cinco años, los costes se han reducido aproximadamente un

20 %.



∼ La energía eólica ya es competitiva con nueve centrales térmicas de carbón y en

algunos emplazamientos puede incluso competir con el gas, actualmente la

opción más económica.

El beneficio medioambiental más importante de la generación de electricidad

mediante energía eólica es la reducción de los niveles de dióxido de carbono que se

emiten a la atmósfera del planeta. El dióxido de carbono es el principal gas responsable

del incremento del efecto invernadero, que lleva a las consecuencias desastrosas del

cambio climático global. Asumiendo que el valor medio de dióxido de carbono evitado

mediante el cambio a energía eólica es de 600 toneladas por GWh, la disminución anual

según este escenario será de 1.856 millones de toneladas de C02 en 2020 y 4,800

millones de toneladas en 2040. La reducción acumulada sería de 11.768 millones de

CO2 en 2020 y 86.469 millones en 2040. El aspecto medioambiental se estudiará

pormenorizado en el epígrafe del Estudio de Impacto Ambiental (EIA).

Europa, continente densamente poblado, tiene bastante energía eólica fuera de la

costa, fácilmente accesible para resolver todas las necesidades de la electricidad de la

región. En Estados Unidos hay bastante viento para producir energía eólica pero

solamente en tres de los 50 estados que integran dicho país.

Fig. 3. Ejemplo de coexistencia medioambiental del aerogenerador.



1.3. Breve historia de la implantación de energía eólica.

A comienzos de 1991, Alemania comenzó a producir energía eólica

contribuyendo al desarrollo sostenible de la producción de energía. Los programas del

Gobierno Federal y Regional para propagar dicha energía eólica condujeron a que

Alemania hoy sea líder mundial por cuarta vez consecutiva con una totalidad de 14.647

molinos que producen por año 14.609 millares de kWh, cubriendo el 4,7% de la

necesidad energética del país, algunas regiones tales como Baja Sajonia y Schleswig-

Holstein cubren el 25% de su demanda con el viento.

Con una capacidad potencial de Alemania de 14.609 MW, se estima que llegara

a los 22.500 MW. para el 2010. Especialmente en regiones costeras, la energía eólica ha

conquistado un porcentaje considerable en el suministro de energía en Alemania. En el

estado federado más septentrional, Schleswig-Holstein, ubicado entre el Mar del Norte

y el Báltico, la energía eólica cubre aproximadamente una cuarta parte del consumo

neto de electricidad; a escala nacional, esta marca es del 3,5 %.

Los Estados Unidos, que lanzaron la industria eólica en los años 80, actualmente

con 6.370 MW, han superado a España y ocupa el segundo posición en potencia

instalada.

A pesar de tener un potencial significativamente mayor, EEUU tiene

actualmente menos de la mitad de la potencia eólica instalada en Alemania cuando se

estima que sólo el Estado de Dakota del Norte tiene 50 veces más recursos eólicos que

Alemania.

España esta en el tercer lugar, con 6.328 MW. Dinamarca, que es la cuarta en el

2003, con 2.921 MW consigue el 20% de su electricidad del viento. Esta es una

proporción mayor que la de ninguna otra nación en el mundo. Mediante el uso de la

energía eólica, Dinamarca ya ha conseguido un tercio de las reducciones requeridas por

el Protocolo de Kyoto, lo que equivale aproximadamente a un 7 % de todas las

emisiones de gases de efecto invernadero del país.



La estrategia de generación eólica en Alemania prevé la instalación de parques

eólicos marinos en los mares Báltico y Nórdico, aumentando la potencia instalada hasta

los 25.000 MW (80 TWh de electricidad) de aquí hasta el 2030. Esta cantidad es

equivalente al 60 por ciento de la actual potencia de las centrales nucleares. Las turbinas

instaladas en la costa incrementaran en un 15% la producción energética de este país. El

otro 10% se obtendrá en instalaciones continentales. En Alemania prevé construir unas

4000 turbinas de aquí al 2030.

1.4. No todo es tan bonito, contradicciones y problemas existentes.

El Mercado Común Europeo tiene una capacidad total instalada de 10.000 MW.

Sin embargo, a pesar de estos resultados brillantes hay varios obstáculos financieros y

legales que frenan el desarrollo global de la potencia del viento. Los términos de los

acuerdos de compra de la potencia energética son cruciales para el desarrollo de la

potencia del viento. El auge de la potencia del viento que ocurrió en Dinamarca y

Alemania al comienzo de los años 90, fue principalmente el resultado de la subvención

concedida para la energía eólica (tarifa REFITs).

Uno de los problemas más grandes de la energía eólica es el capital inicial. Por

ejemplo, para un parque bien localizada de viento con 20 turbinas, cada una con 600

kW y con 2000 horas de carga plena al año, dan lugar a 24 millones de KWh.,

proporciona electricidad para 6.000 hogares (el consumo medio es 4000 KWh/año), la

inversión inicial por los generadores eólicos sería alrededor de 12 millones de euros.

Pero una vez que esté en servicio un parque del viento tiene pocos costes de

mantenimiento. Sin embargo, las restricciones de la oposición local pueden obstaculizar

los proyectos, causada a menudo por la implicación limitada de la población local, o por

los beneficios limitados para las comunidades locales.



1.5. Antecedentes históricos.

Por todos es conocido el suceso narrado por Don Miguel de Cervantes en su

novela “El Ingenioso Hidalgo Don Quijote de la Mancha” en la que el protagonista,

llevado por su locura, arremete contra unos molinos manchegos al confundirlos con

gigantes:

Seguramente muchos de nosotros tomaríamos por loco al Ingenioso Hidalgo si

lo enfrentásemos a una máquina eólica actual de 2.500 kW, de 80 metros de diámetro de

rotor y hasta 100 metros de altura de torre. La pregunta que tendríamos que hacernos

son:

¿cómo hemos llegado hasta aquí?,

¿por qué la tecnología nos ha conducido a sistemas de esta índole?

Se podría argumentar que existe una mayor conciencia social sobre el impacto

ambiental que las energías no renovables ocasionan o incluso que las energías

renovables se han puesto de moda en los últimos años. Sin embargo, quizás sea la crisis

energética de 1973 el punto de inflexión en el que fundamentalmente los países no

productores de petróleo decidieron apostar fuertemente por la investigación en el campo

de las energías renovables en general y de la energía eólica en particular.

“...ves allí, amigo Sancho, donde se descubren treinta o poco

más desaforados gigantes con quien pienso hacer batalla, y

quitarles a todos las vidas,... ¿Qué gigantes? dijo Sancho.

Aquellos que allí ves, respondió su amo, de los brazos largos,

que los suelen tener algunos de casi dos leguas. Mire vuestra

merced, respondió Sancho, que aquellos que allí se parecen

no son gigantes, sino mol-nos de viento, y lo que en ellos

parecen brazos son las aspas, que volteadas del viento hacen

andar la piedra del molino...”



La energía eólica representa hoy en día una de las fuentes energéticas más

baratas y con una tecnología de aprovechamiento totalmente madura y puesta a punto;

pero esto no ha sido así siempre; a continuación se realiza un pequeño análisis de su

evolución histórica:

• Velas de navegación.

La primera y más sencilla aplicación de la energía del viento corresponde al uso

de las velas en la navegación. La referencia más antigua se encuentra en un grabado

egipcio que data del III milenio a.C. Las peculiares características de los vientos, su

comportamiento irregular tanto en intensidad como en dirección, exigen para su

aprovechamiento una tecnología capaz de desarrollar los mecanismos de regulación y

orientación, más complejos que los de los sistemas hidráulicos.

Fig. 4. Molino persa.

Los primeros ingenios eólicos debieron desarrollarse en la antigua Persia, cuyos

territorios eran muy ventosos y donde se reunían los más avanzados conocimientos

técnicos del momento, tanto del extremo oriente como de la cultura helénica.

• Molinos de eje vertical.

Los primeros molinos que aparecen son los de eje vertical: un número

determinado de velas montadas verticalmente unidas a un eje y empujadas por el aire

reemplazaron el accionamiento animal para proporcionar un movimiento giratorio,

como es el ejemplo del molino persa de la figura anterior.



Fig. 5. Molino de eje vertical

• Panémonas chinas.

Los chinos utilizaban desde tiempos inmemoriales los molinos de viento,

llamados panémonas, que se usaban para bombear agua en las salinas, e incluso algunos

historiadores apuntan hacia la posibilidad de que pudieron ser los precursores de los

molinos persas. Las panémonas eran también de eje vertical y sus palas estaban

construidas a partir de telas sujetas a largueros de madera. La posición de las palas

podía variarse para regular la acción del viento sobre el molino.

• Molinos de eje horizontal.

Hay una gran distancia entre los escasos datos acerca de los molinos persas y

aquellos llamados molinos europeos con velas montadas en un eje horizontal, alguno de

los cuales se utiliza hasta el día de hoy. Los primeros molinos de eje horizontal tenían

una serie de lonas dispuestas a lo largo de una estructura de madera que se debía de

orientar hacia el viento incidente. Esta orientación se conseguía haciendo girar el rotor

sobre el poste donde se suspendía, guiado por una veleta.



• Molinos del siglo XVII: la mejora de los sistemas mecánicos.

El siglo XVII es un siglo de grandes avances científicos y tecnológicos pero a

principios del mismo, los principios teóricos de los molinos son todavía apenas

conocidos. Las innovaciones no alteraron el formato exterior de los molinos, que se

mantuvo sin demasiadas modificaciones, pero en cambio mejoraron los detalles de

diseño y construcción apareciendo los sistemas mecánicos de orientación y regulación.

Fig. 6 Aerobomba multipala.

Las palas de los molinos anteriores al siglo XVII se construían con un entramado

de varillas a ambos lados de un mástil principal, cubriéndose posteriormente con una

tela. Más tarde el mástil se colocó en el borde de ataque de la pala, de forma que

soportara mejor la entrada de aire. Este sistema era también el más adecuado para dotar

de cierta torsión a la pala a lo largo de la envergadura, con el fin de mejorar su

rendimiento aerodinámico. Las palas con torsión se desarrollaron en el siglo XVII y la

incorporación de los sistemas de regulación se llevó a cabo en el siglo siguiente.

• Molinos del siglo XIX y XX.

Los molinos de viento evolucionaron en su desarrollo hasta mediados del siglo

XIX, introduciéndose continuas mejoras tecnológicas a partir de elementos mecánicos:

- 1857 : primeras bombas eólicas por Daniel Halladay; rotores multipalas

acoplados mediante un sistema biela-manivela a una bomba de pistón.



- 1890 : fabricación de álabes metálicos, molino de bombeo americano.

- 1892 : La Cour diseñó el primer prototipo de aerogenerador eléctrico.

- 1891 : construcción por La Cour de la primera turbina eólica generadora

de electricidad del mundo.

- 1956 : Johannes Juul fabrico en Gedser (Dinamarca) el primer

aerogenerador de corriente alterna de 200 kW.

- 1960 : Utrich Hutter construyó un aerogenerador con una potencia de

100 kW y un diámetro de 34 m.

Fig. 7. Aerogenerador de La Cour de 1891 en Dinamarca.



2. Descripción tecnológica.

Antes de entrar en detalles descriptivos del tipo de sistemas necesarios para un

aprovechamiento eólico hay que analizar dos conceptos:

- Coeficiente de potencia: da una idea de la potencia realmente obtenida a

través del sistema eólico

- La fórmula de Betz : proporciona la máxima potencia extraíble de una

vena fluida.

2.1. Coeficiente de potencia.

La potencia que posee el viento incidente sin perturbar y de velocidad v1 viene

dada por la expresión:

310 ···

21 vSP ρ=

Sin embargo, un aerogenerador no es nunca capaz de llegar a capturar el 100%

de esta potencia que posee tal viento incidente, de tal manera que la potencia capturada

por el rotor de la máquina es significativamente menor.

El coeficiente de potencia de un aerogenerador es un coeficiente adimensional

que indica “el rendimiento con el cual funciona el mismo, y expresa qué cantidad de la

potencia total que posee el viento incidente es realmente capturada por el rotor de dicho

aerogenerador”. Si P es la potencia real capturada por el rotor se puede definir como:

31···

21 vS

PCP

ρ=

El coeficiente de potencia con que funciona un aerogenerador en general no es

constante, pues varía en función de las condiciones de funcionamiento de la máquina.



2.2. Teoría de Betz.

El primero en estudiar los motores eólicos fue Betz, quien determinó la máxima

potencia extraíble de una vena fluida. Las hipótesis de esta teoría son:

- Las palas trabajan sin fricción alguna.

- Las líneas de corriente que definen el volumen de control, separan

perfectamente el flujo de aire perturbado del no perturbado.

- La presión estática en puntos suficientemente alejados del rotor coincide

con la presión estática de la corriente libre no perturbada.

- La fuerza desarrollada por unidad de área a lo largo del rotor es

constante.

- El rotor no induce rotación alguna en la estela de salida.

- El fluido es ideal e incompresible.

En virtud del principio de conservación de la energía, si el aerogenerador extrae

una cierta cantidad de energía de la vena, ésta debe perder la misma cantidad de energía

cinética. Por tanto, la velocidad V2 debe ser inferior a la velocidad V1.

Fig. 8. Movimiento de un fluido a través de un conducto.

Bajo estas hipótesis Betz dedujo que el máximo valor de potencia susceptible de

ser extraído de la vena fluida es:

31max ···

278 vSP ρ=



expresión que se conoce como fórmula de Betz y que proporciona la máxima potencia

que podemos extraer de una corriente de aire. La relación

PCvS

vS

PP

===2716

···21

···278

31

31

0

max

ρ

ρ

representa el coeficiente de potencia máximo (límite de Betz) y sirve para caracterizar el

rendimiento de un rotor eólico.

2.3. Tipos de Aerogeneradores eólicos.

Al seleccionar el aerogenerador idóneo para una determinada aplicación se

requieren principalmente dos datos:

- Régimen de viento disponible : fija la máquina más adecuada.

- Nivel de necesidades o energía que deseamos obtener en un periodo de

tiempo dado que va a determinar el tamaño de la máquina.

Fig. 9. Clasificación de las máquinas eólicas.



Por lo general se clasifican en dos grandes bloques, según sea el eje horizontal o

vertical. Dentro del primer grupo podemos distinguir ejes paralelos a la dirección del

viento (como los convencionales molinos) y perpendiculares a dicha dirección. Y a su

vez, entre los paralelos, caben dos alternativas según el rotor sea dispuesto en la parte

anterior del eje (posición a barlovento), o en el posterior (posición a sotavento), bien

entendido que el origen lo define el sentido del viento. Estas máquinas están

constituidas por una aerogenerador tipo rotor, que acciona un alternador eléctrico.

Fig. 10. Aerogenerador de eje horizontal y tres palas.

El número de palas es, normalmente, de dos o tres, si bien existe también en la

actualidad un prototipo de aerogenerador monopala. Puede considerarse este tipo de

máquina como una versión avanzada de la clásica turbina multipala, de pequeña

potencia, ampliamente utilizada en el pasado para el bombeo de agua. Los de eje

vertical se clasifican en rotores por resistencia o por sustentación. En el primer grupo la

fuerza motriz utilizada tiene la dirección del viento y en el segundo es perpendicular a la

misma.



• Aerogeneradores de eje vertical.

Dentro de los aerogeneradores de eje vertical, se pueden destacar los siguientes

diseños:

- Máquina de rotor tipo Savonious: la sección recta tiene forma de S y la

acción fundamental del viento sobre ella tiene el carácter de resistencia.

Esta máquina tiene un rendimiento bajo, por lo que únicamente es

idónea, por su simplicidad, para potencias muy pequeñas.

- Máquinas de rotor tipo Darrieus: integrada por varias palas cuya sección

recta tiene la forma de un perfil aerodinámico. Las palas están unidas por

sus extremos al eje vertical, estando arqueadas en una forma similar a la

que tomaría una cuerda girando alrededor del eje.

Fig. 11. Aerogenerador con rotor Darrieus y Savonious.



• Ventajas de aerogeneradores de eje vertical.

Los aerogeneradores Darrieus tienen las siguientes ventajas:

1. Su simetría vertical hace innecesario el uso de un sistema de orientación,

como ocurre con las máquinas de eje horizontal para alinear el eje de la

turbina con la dirección del viento.

2. La mayoría de los componentes que requieren mantenimiento están

localizados a nivel del suelo.

3. No requieren mecanismo de cambio de paso en aplicaciones a velocidad

constante.

• Aerogeneradores de eje horizontal.

Los aerogeneradores de eje horizontal se pueden clasificar en función de su

velocidad y número de palas del rotor. Pero estos dos aspectos están íntimamente

relacionados hablándose de máquinas rápidas (menos de 4 palas) y lentas (hasta 24

palas).

El proceso de funcionamiento de estos dos tipos de máquinas es diferente. En las

máquinas lentas la fuerza que actúa sobre la pala tiene una componente mucho más

importante de resistencia (fuerza D) que de sustentación (fuerza L) mientras que en las

máquinas rápidas la sustentación es mucho mayor que la resistencia.

Uno de los principales problemas de los molinos de eje horizontal es la

orientación de forma que el viento incida perpendicularmente al disco del rotor para

obtener la máxima potencia. Con este fin existen varios sistemas para orientar la

máquina:

- Veletas.

- Molinos auxiliares.

- Dispositivos autorientables

- Servomotores



• Ventajas de aerogeneradores de eje horizontal.

Las ventajas que presentan los aerogeneradores de eje horizontal son las

siguientes:

1. Su rendimiento (coeficiente de potencia) es mayor que el correspondiente a

los de eje vertical.

2. Su velocidad de rotación es más elevada que la de los aerogeneradores

Darrieus, por lo que requieren cajas de engranajes con menor relación de

multiplicación.

3. La superficie de la pala es menor que en los modelos de eje vertical para una

misma área barrida.

4. Los sistemas de sujeción de los modelos Darrieus impiden elevar la turbina

tanto como en los modelos de eje horizontal. Ello da lugar a que con una

misma área barrida se obtenga menor potencia en los de tipo Darrieus, por

aprovecharse menos el aumento de la velocidad del viento con la altura.

• Rendimientos aerodinámicos de aerogeneradores.

En la siguiente figura se muestran los rendimientos aerodinámicos de los

distintos tipos de máquinas eólicas referidos anteriormente. Dichos valores están

representados en función de la velocidad específica:

vR·0 Ω=λ

Ω : velocidad de giro

R : radio de la pala

V : velocidad del viento incidente sobre el rotor.



Fig. 12. Comparación de los distintos tipos de aerogeneradores en función del rendimiento aerodinámico.

2.4. Clasificación de los sistemas eólicos.

Las aplicaciones de la energía eólica pueden agruparse en tres bloques

principales:

- Producción de energía eléctrica.

- Transformación en trabajo.

- Otras aplicaciones industriales.

Estas aplicaciones básicas, se pueden llevar a cabo con tres tipos de sistemas en

función de la potencia:

- Sistemas de baja potencia: potencia nominal inferior a los kW

- Sistemas de media potencia: potencia nominal de algunos cientos de kW

- Sistemas de alta potencia: capaces de alcanzar el rango unitario del

megavatio.



• Sistemas de baja potencia.

Son máquinas pequeñas que se utilizan para alimentar cargas que están alejadas

de las redes eléctricas convencionales. Con frecuencia, este tipo de aerogeneradores se

combinan con generadores diesel para proveer una función de respaldo y, dependiendo

de las necesidades de suministro de electricidad y de la disponibilidad de los recursos

energéticos no convencionales, se pueden combinar también con sistemas fotovoltaicos,

microturbinas hidráulicas y otros, dando lugar a combinaciones que se conocen como

“sistemas híbridos”.

• Sistemas de media potencia.

Son sistemas cuya potencia media ronda los 150 kW y tiene como principales

aplicaciones la generación de energía eléctrica y el bombeo de agua. La generación de

energía eléctrica en estos sistemas se aplica a colectividades mayores, y como el

problema del almacenamiento es mayor, solo cabe su utilización como fuente

complementaria conectada a la red principal o bien en combinación con un motor diesel

para abastecer una pequeña red local. El bombeo de agua con una potencia puesta en

juego mayor no presenta problemas si se dispone de depósitos adecuados.

• Sistemas de gran potencia.

Son máquinas de gran tamaño que se conectan a una red eléctrica convencional

para alimentar cargas específicas de capacidad importante o para construir centrales

eoloeléctricas. Los tamaños, en cuanto a producción de potencia se refiere, oscilan entre

300 kW y 2.500 kW. A pesar de los distintos conceptos de aerogeneradores ensayados,

los que actualmente se imponen por su grado de madurez tanto en aspectos técnicos

como económicos son los de eje horizontal.



2.5. Curva de potencia de un aerogenerador.

La potencia proporcionada por un aerogenerador se representa por un gráfico

denominado curva de potencia, donde se relaciona la potencia eléctrica que entrega el

sistema con la velocidad del viento a la altura del centro de su rotor.

Fig. 13. Curva de potencia de un aerogenerador.

Este tipo de curvas se utilizan como un dato de entrada para estimar la cantidad

de energía eléctrica que un aerogenerador específico produciría al operar bajo un

régimen de viento dado. La obtención de la curva de potencia de un aerogenerador está

sujeta a un procedimiento experimental estándar fijado por la Comisión Electrotécnica

Internacional en la norma IEC-61400-2.

En estas curvas existen cuatro puntos de referencia cuyos valores trascienden en

cuanto a la respuesta operacional de los aerogeneradores. Estos puntos son:

- Va : velocidad de arranque o inicio: Velocidad del viento a la cual un

aerogenerador empieza a producir energía eléctrica.

- Vn : velocidad nominal: Velocidad del viento a la cual se alcanza el

valor nominal de potencia del generador eléctrico.

- Vs : velocidad de parada o salida: Velocidad del viento a la cual un

aerogenerador tiene que ejecutar un paro forzado para no operar por

arriba de sus limites máximos de diseño.



- Vss : velocidad de supervivencia: La velocidad del viento arriba de la

cual el rotor de un aerogenerador puede sufrir daños permanentes a pesar

de que se encuentre frenado.

Es importante notar que la curva de potencia de un aerogenerador se obtiene

mediante la adquisición de una considerable cantidad de datos de la velocidad del viento

(referida a la altura del centro del rotor) y de la potencia eléctrica de salida. Las

mediciones se llevan a cabo bajo condiciones de operación en viento sin perturbar,

atendiendo a una serie de recomendaciones en cuanto a la exposición del aerogenerador

al flujo eólico para garantizar que los resultados de potencia de la máquina no sean

alterados por condiciones locales particulares.

Fig. 14. Gráfica de la potencia en función de la velocidad del viento para el cálculo de la curva de

potencia de un aerogenerador.



3. Efectos y características climatológicos.

3.1. Vientos globales

El fenómeno conocido como viento está constituido por las corrientes de aire

generadas a consecuencia del desigual calentamiento de la superficie terrestre. Las

regiones alrededor del ecuador (0° de latitud) son calentadas por el sol más que las

zonas del resto del globo. Estas áreas calientes están indicadas en colores cálidos en esta

imagen de rayos infrarrojos de la superficie de los océanos.

Fig. 15 Diferencia de temperaturas en el globo terrestre

Esta no uniformidad del flujo de radiación solar incidente provoca

movimientos convectivos de la masa atmosférica. El aire caliente es más ligero que

el aire frío, por lo que subirá hasta alcanzar una altura aproximada de 10 km (zona

que comprende la troposfera) y se extenderá hacia el norte y hacia el sur. Si el globo

no rotase, el aire simplemente llegaría al Polo Norte y al Polo Sur, para

posteriormente descender y volver al ecuador.

Fig. 16 : Movimientos convectivos en la atmósfera



El viento sube desde el ecuador y se desplaza hacia el norte y hacia el sur en las

capas más altas de la atmósfera. Alrededor de los 30° de latitud en ambos hemisferios la

fuerza de Coriolis evita que el viento se desplace más allá. En esa latitud se encuentra

un área de altas presiones, por lo que el aire empieza a descender de nuevo. Cuando el

viento suba desde el ecuador habrá un área de bajas presiones cerca del nivel del suelo

atrayendo los vientos del norte y del sur. En los polos, habrá altas presiones debido al

aire frío. Teniendo en cuenta la fuerza de Coriolis, se obtiene los siguientes resultados

generales de las direcciones del viento dominantes:

Latitud 90 – 60º N 60 – 30º N 30 – 0º N 0 – 30º S 30 – 60º S 60 – 90º S

Dirección NE SO NE SE NO SE

Fig. 17 : Direcciones del viento dominantes

Los vientos considerados hasta ahora son globales, llamados geostróficos, que

son generados por las diferencias de temperatura, así como por las de presión, y apenas

son influenciados por la superficie de la tierra encontrándose a una altura de 1.000

metros a partir del nivel del suelo.

3.2. Vientos locales

Hasta altitudes de 100 metros, los vientos están muy influenciados por las

características de la superficie terrestre. El viento es frenado por la rugosidad de la

superficie de la tierra y por los obstáculos. Tratándose de energía eólica, interesará

conocer estos vientos de superficie y cómo calcular la energía aprovechable del viento.

Los principales efectos locales son descritos a continuación:

1. Brisas marinas

Durante el día la tierra se calienta más rápidamente que el mar por efecto del sol.

El aire sube, circula hacia el mar, y crea una depresión a nivel del suelo que atrae el

aire frío de este. A menudo hay un periodo de calma al anochecer, cuando las



temperaturas del suelo y del mar se igualan. Durante la noche los vientos soplan en

sentido contrario y tiene normalmente velocidades inferiores, debido a que la

diferencia de temperaturas entre la tierra y el mar es menor.

2. Vientos de montaña y viento de cañón

Cuando las laderas y el aire próximo a ellas están calientes la densidad del aire

disminuye, y el aire asciende hasta la cima siguiendo la superficie de la vertiente.

Durante la noche la dirección del viento se invierte, convirtiéndose en un viento que

fluye hacia abajo siendo mayores en las orientadas a sotavento. Si el fondo del valle

está inclinado, el aire puede ascender y descender por el valle. Este efecto es

conocido como viento de cañón.

3. Variación diaria del viento

En la mayoría de las localizaciones del planeta el viento sopla más fuerte durante

el día que durante la noche. Esta variación se debe sobre todo a las diferencias de

temperatura. El viento presenta también más turbulencias y tiende a cambiar de

dirección más rápidamente durante el día que durante la noche.

Desde el punto de vista de la generación eléctrica, el hecho de que la mayor

parte de la energía eólica se produzca durante el día es una ventaja, ya que el

consumo de energía diurno es mayor que durante el nocturno.

4. Efecto túnel

Este efecto se produce cuando el aire atraviesa un paso estrecho entre dos

montañas o dos edificios altos. Al pasar a través el aire se comprime y la velocidad

del viento aumenta de forma considerable.

Situar un aerogenerador en un túnel de este tipo es una forma inteligente de

obtener velocidades del viento superiores a las de las áreas colindantes. Para

obtener un buen efecto túnel, debe estar suavemente enclavado en el paisaje. En el

caso de que las colinas sean muy accidentadas, puede haber muchas turbulencias en

esa área, que pueden causar roturas y desgastes no deseados en el aerogenerador.



5. Efecto colina

Una forma corriente de emplazar aerogeneradores es situándolos en colinas o

estribaciones dominando el paisaje circundante ya que supone una ventaja tener una

vista lo más amplia posible en la dirección del viento dominante en el área. En las

colinas, siempre se aprecian velocidades de viento superiores a las de las áreas

circundantes.

Fig. 18 : Efecto colina

Tal y como se puede observar en la figura 19, el viento empieza a inclinarse

algún tiempo antes de alcanzar la colina. También se aprecia que el viento se hace

muy irregular una vez pasa a través del rotor del aerogenerador. Al igual que

ocurría anteriormente, si la colina es escarpada o tiene una superficie accidentada,

puede haber una cantidad de turbulencias significativa, que puede anular la ventaja

que supone tener unas velocidades de viento mayores.

3.3. Características generales del viento

La cantidad de energía transferida al rotor por el viento depende de la densidad

del aire, del área de barrido del rotor y de la velocidad del viento

Para caracterizar el viento y la potencia que se puede extraer de él hay que tener

en cuenta varios factores:



• Densidad del aire

A presión atmosférica y 15°C el aire tiene una densidad de 1,225 kg/m3, aunque

se ve afectada por ciertos factores:

- Humedad, que la hace disminuir ligeramente.

- Temperatura, el aire es más denso cuando la temperatura es menor.

- Altura, al aumentarla, la presión del aire es más baja y el aire es menos denso.

• Velocidad

La velocidad del viento es muy importante para la cantidad de energía que un

aerogenerador puede extraer del viento ya que ésta varía con el cubo de la velocidad.

Fig. 19: Energía del viento

La figura 19 muestra de forma simplificada la distribución de velocidades del

viento al atravesar un aerogenerador. En realidad, un aerogenerador desviará el viento

antes incluso de que el viento llegue al plano del rotor. Esto significa que no es posible

capturar toda la energía que hay en el viento utilizando un aerogenerador (ley de Betz).

Por ser la velocidad el factor más importante en la producción energética se

tratará posteriormente con más detalle.



• Dirección

El viento no sopla únicamente en una dirección aunque sí suelen tener unas

direcciones principales. Para mostrar la información sobre las distribuciones de

velocidades del viento y la frecuencia de variación de las direcciones del viento, se traza

la llamada rosa de los vientos basándose en observaciones meteorológicas de las

velocidades y direcciones del viento.

Fig. 20: Rosa de los vientos.

La rosa se divide en varios sectores generalmente 8, 12 ó 16 y en éstos se pueden

hacer varias representaciones: la frecuencia relativa en el tiempo, la anterior

multiplicada por la media en cada sector, o la frecuencia relativa multiplicada por la

media al cubo. Esta última es de gran interés pues da información de la cantidad

energética del viento en una determinada dirección y la orientación más favorable para

el aerogenerador.

Sin embargo, las estimaciones eólicas pueden variar de un año a otro, así como

el contenido energético (normalmente alrededor de un 10 por ciento). Por lo tanto, lo

más conveniente es tener observaciones de varios años para poder obtener una media

fidedigna. Normalmente se cuenta con un año de medidas locales y se utilizan

observaciones meteorológicas a largo plazo, de las estaciones climáticas cercanas, para

ajustar sus medidas y obtener así una media a largo plazo fiable.

• Rugosidad

A una gran altura de la superficie del suelo, alrededor de un kilómetro, la

superficie terrestre apenas ejerce influencia alguna sobre el viento.



Sin embargo, en las capas más bajas de la atmósfera, las velocidades del viento

se ven afectadas por la fricción con la superficie terrestre (rugosidad). En general,

cuanto más pronunciada sea la rugosidad del terreno mayor será la ralentización que

experimente el viento.

En la industria eólica, suele referirse a clase de rugosidad o longitud de

rugosidad cuando se trata de evaluar las condiciones eólicas de un paisaje. Una alta

rugosidad de clase 3 ó 4 se refiere a un paisaje con muchos árboles y edificios, mientras

que a la superficie del mar le corresponde una rugosidad de clase 0.

Al igual que ocurre con la dirección se puede trazar una rosa de las rugosidades

para describir la rugosidad del terreno en diferentes direcciones desde el futuro

emplazamiento de una turbina eólica. En principio, con esto podría utilizarse un

programa de cálculo para estimar como cambia la velocidad media del viento en cada

sector debido a las diferentes rugosidades del terreno.

• Cizallamiento

Otro efecto importante en el diseño de aerogeneradores es el cizallamiento del

viento, por el cual el perfil de velocidades disminuye conforme la altura al nivel del

suelo decrece.

Fig. 21 : Cizallamiento del viento



Considerando la atmósfera neutra, se puede expresar el perfil de velocidades en

función de la altura según la expresión:

• Turbulencia

En áreas cuya superficie es muy accidentada y tras obstáculos como edificios, se

producen muchas turbulencias, con flujos de aire muy irregulares, con remolinos y

vórtices en los alrededores.

En la figura siguiente puede verse un ejemplo de como la turbulencia aumenta

las fluctuaciones en la velocidad del viento.

Fig. 22 : Variación de la velocidad por efecto de la turbulencia

Las turbulencias disminuyen la posibilidad de utilizar la energía del viento de

forma efectiva así como provocan mayores roturas y desgastes Las torres de

aerogeneradores suelen construirse lo suficientemente altas como para evitar las

turbulencias del viento cerca del nivel del suelo.

Además de las turbulencias externas al propio aerogenerador siempre se va a

crear un abrigo en la dirección a favor del viento. De hecho, habrá una estela tras la

v = v ref ln(z/z 0 ) / ln(z ref /z 0 )



turbina, es decir, una larga cola de viento bastante turbulenta y ralentizada, si se

compara con el viento que llega a la turbina.

En los parques eólicos, para evitar una turbulencia excesiva corriente abajo

alrededor de las turbinas, cada una de ellas suele estar separada del resto. Lo ideal sería

poder separar las turbinas lo máximo posible en la dirección de viento dominante. Pero

por otra parte, el coste del terreno y de la conexión de los aerogeneradores a la red

eléctrica aconseja instalar las turbinas más cerca unas de otras. Como norma general, la

separación entre aerogeneradores en un parque eólico es de 5 a 9 diámetros de rotor en

la dirección de los vientos dominantes, y de 3 a 5 diámetros de rotor en la dirección

perpendicular a los vientos dominantes.

Con estas consideraciones, la pérdida de potencia por apantallamiento entre

aerogeneradores suele tener un valor alrededor de un 5%.

3.4. Características del viento en el mar

Las superficies de mares y lagos son obviamente muy lisas, por lo que la

rugosidad de la superficie marina es muy baja (a velocidades del viento constantes).

Con velocidades de viento crecientes, parte de la energía se emplea en producir oleaje,

lo que implica un aumento de la rugosidad. Una vez se han formado las olas, la

rugosidad decrece de nuevo. Por tanto se tiene una superficie de rugosidad variable.

Sin embargo, si se garantiza, puede considerarse que la rugosidad de la

superficie del agua es muy baja y que los obstáculos del viento son pocos. Al realizar

los cálculos deberán tenerse en cuenta islas, faros…

Con una baja rugosidad, el cizallamiento del viento en el mar es también muy

bajo, lo que implica que la velocidad del viento no experimenta grandes cambios al

variar la altura del buje del aerogenerador. Así pues, puede resultar más económico

utilizar torres más bien bajas, de alrededor de 0,75 veces la altura de las empleadas en

tierra.



El viento en el mar es generalmente menos turbulento que en tierra, por lo que

de un aerogenerador situado en el mar se puede esperar un tiempo de vida mayor que en

otro situado en tierra.

La baja turbulencia del mar se debe, ante todo, al hecho de que las diferencias de

temperatura a desiguales altitudes de la atmósfera que hay sobre el mar son inferiores a

las que existen sobre tierra. La radiación solar puede penetrar varios metros bajo el mar

mientras que en tierra sólo calienta la capa superior del suelo, que llega a estar mucho

más caliente. Consecuentemente, las diferencias de temperatura entre la superficie y el

aire serán menores sobre el mar que sobre la tierra. Esto es lo que provoca que la

turbulencia sea menor.

Resultados experimentales indican que los efectos del abrigo del viento desde

tierra pueden ser más importantes de lo que en un principio se había pensado, incluso a

distancias de 20 km. Por otro lado, parece que los recursos pueden ser del 5 al 10%

superiores a los estimados en un principio.

3.5. Evaluación de los recursos eólicos

Como ya es sabido la potencia eólica varia con el cubo de la velocidad del

viento. Es por eso que pequeñas variaciones en la velocidad producen grandes

variaciones en el valor económico de un parque. Ahí radica la importancia de la

evaluación lo más exacta posible de los recursos eólicos de un parque. Una vez que la

velocidad del viento en el emplazamiento ha sido estimada, es de vital importancia

hacer una estimación precisa y fiable de la potencia del parque que se va a construir.

Esto requiere modelizar el parque y detallar las restricciones propias y del medio.

La figura siguiente muestra todo el proceso a seguir para evaluar los recursos

eólicos de un parque eólico.



Fig. 23 Proceso de predicción de energía de un parque eólico



La manera más precisa de evaluar la velocidad del viento es tomando datos con

un anemómetro. Éste suele ir dotado además de una veleta para registrar la dirección del

viento.

Existen varios tipos de anemómetros, los más comunes son los de cazoletas,

pero no son recomendables en este caso por su falta de precisión. Por eso se suelen

utilizar anemómetros de ultrasonidos, láser o hilo electrocalentado.

La toma de medidas se suele hacer cada diez minutos. Los datos quedan

almacenados electrónicamente en un registrador de datos (data logger) alimentado con

una batería. Cada cierto tiempo es necesario descargar esos datos, generalmente se

recoge el chip y se monta uno virgen.

Los anemómetros se sitúan en la parte superior de un mástil cilíndrico para

minimizar las perturbaciones de las corrientes de aire creadas por el propio mástil. La

mejor opción es situar el anemómetro a la misma altura que la del buje del futuro

aerogenerador. Sin embargo, en muchas ocasiones, se sitúan a una altura inferior y se

recalculan las velocidades a la altura deseada.

Fig. 24 Anemómetro y data logger.



A mayor escala, la velocidad del viento puede ser modelada usando programas

de ordenador (WASP) que describen los efectos sobre el viento de parámetros como la

altura, topografía y superficie terrestre. Para su uso es preciso conocer valores de la

localización, generalmente proporcionados por estaciones metereológicas.

Típicamente estos programas generan unas curvas de superficie de velocidades

del viento llamadas Atlas del viento. Estos atlas representan la mejor estimación de un

viento en una región grande, sin embargo, sólo deben servir para focalizar las

investigaciones e indicar los emplazamientos donde se deberían hacer medidas.

A continuación se muestran diferentes mapas eólicos tanto a nivel mundial,

como europeo y nacional:

Fig. 25 : Velocidad media mundial a 10 metros de altura para el periodo 1976-1995



Fig. 26 : Mapa eólico onshore de Europa



Fig. 27 :Mapa eólico offshore de Europa



Como ya se ha comentado estos mapas son sólo orientativos, ya que, en general,

los efectos locales suelen ser más importantes. Por tanto la elección entre un parque

onshore o offshore debe estar basado en estudios más precisos. Como ejemplo, en Gran

Bretaña, Italia o Grecia la velocidad del viento en los terrenos ondulantes es algo mayor

por efecto colina que a 5 km mar adentro. Sin embargo, en Holanda y Dinamarca, donde

la presión es más aguda y no existen otros efectos, la velocidad offshore es mayor que

en tierra.

Volviendo a la evaluación energética de un parque es necesario conocer las

variaciones de la velocidad, tanto para el diseño de los aerogeneradores como para

minimizar los costes de generación.

Si se miden las velocidades del viento a lo largo de un año se observa que en la

mayoría de áreas los fuertes vendavales son raros, mientras que los vientos frescos y

moderados son bastante comunes.

La variación del viento en un emplazamiento típico suele describirse utilizando

la distribución de Weibull, como la mostrada en el figura siguiente. Este emplazamiento

particular tiene una velocidad media del viento de 7 m/s y mediana 6,6 m/s, y la forma

de la curva está determinada por un parámetro de forma de 2.

Fig. 28 : Distribución de Weibull



La distribución de las velocidades es sesgada y por tanto a veces habrá

velocidades de viento muy altas, pero son muy raras. Por otro lado, las velocidades del

viento de 5,5 m/s son las más comunes.

La distribución de Weibull esta caracterizada por dos parámetros: A y k, que

definen la forma y el valor medio. Cuando el parámetro de forma es exactamente 2, la

distribución es conocida como distribución de Rayleigh. Ésta es la usada por los

fabricantes de aerogeneradores en las gráficas de rendimiento que proporcionan.

El valor más significativo que se obtiene de la distribución de Weibull no es la

velocidad media, ya que lo más interesante es la potencia que se extrae del viento. Para

conocer esta potencia se debe multiplicar cada velocidad al cubo por la probabilidad de

existencia de cada velocidad según la distribución de Weibull, consiguiendo la llamada

densidad de potencia.

Fig. 29 : Densidad de potencia

Lo más importante a observar en la gráfica es que la mayor parte de la energía

eólica se encuentra a velocidades por encima de la velocidad media del viento. No es



tan sorprendente como parece, ya que como es sabido, las velocidades del viento altas

tienen un contenido energético mucho mayor que las velocidades del viento bajas.

En la gráfica se puede apreciar que a velocidades altas y bajas la potencia que se

obtiene es pequeña. Es debido a dos razones:

∼ Generalmente, los aerogeneradores están diseñados para empezar a girar a

velocidades alrededor de 3-5 m/s. Es la llamada velocidad de conexión.

∼ El aerogenerador se programa para pararse a altas velocidades del viento, de

unos 25 m/s, para evitar posibles daños en la turbina o en sus alrededores. La

velocidad del viento de parada se denomina velocidad de corte.

Estas pérdidas energéticas suponen un porcentaje mínimo respecto del total.

Para poder cuantificar la energía extraída al viento hay que comparar con la

máxima que se puede obtener con un aerogenerador. En 1919 Betz formuló la Ley de

Betz (como ya se ha visto) que afirma que sólo puede convertirse como máximo 16/27

(el 59 %) de la energía cinética en energía mecánica usando un aerogenerador, o lo que

es lo mismo, que un aerogenerador ideal ralentizaría el viento hasta 2/3 de su velocidad

inicial para extraer la máxima energía que un aerogenerador puede extraer del viento.

Una vez caracterizado el emplazamiento es necesario conocer las características

del aerogenerador instalado en el parque eólico:

• Curva de potencia.

La curva de potencia de un aerogenerador es un gráfico que indica cuál será la

potencia eléctrica disponible en el aerogenerador a diferentes velocidades del viento.

Las curvas de potencia se obtienen a partir de medidas realizadas en campo,

dónde un anemómetro es situado sobre un mástil relativamente cerca del aerogenerador

(no sobre el mismo aerogenerador ni demasiado cerca de él, pues el rotor del



aerogenerador puede crear turbulencia, y hacer que la medida de la velocidad del viento

sea poco fiable).

En realidad, la curva de potencia es una curva que se ajusta a una nube de

puntos. El motivo es que en la práctica la velocidad del viento siempre fluctúa, y no se

puede medir exactamente la columna de viento que pasa a través del rotor del

aerogenerador.

Así pues, en la práctica se debe tomar un promedio de las diferentes medidas

para cada velocidad del viento, y dibujar el gráfico con esos promedios.

Fig. 30 : Curva de potencia de un aerogenerador de 600 kW

• Coeficiente de potencia

El coeficiente de potencia indica con qué eficiencia el aerogenerador convierte la

energía del viento en electricidad.

Fig. 31 : Curva del coeficiente de potencia de un aerogenerador típico



Como se puede observar, la eficiencia mecánica más alta del aerogenerador (en

este caso del 44%) se da a velocidades alrededor de 9 m/s. Este valor ha sido elegido

como parámetro de diseño. A bajas velocidades del viento la eficiencia no es tan alta, ya

que no hay mucha energía que recoger. A altas velocidades del viento, la turbina debe

disipar cualquier exceso de energía por encima de aquella para la que ha sido diseñado

el generador. Así pues, la eficiencia interesa especialmente en la zona de velocidades de

viento donde se encuentra la mayor parte de la energía.

Con toda la información acumulada hasta este momento se puede calcular la

relación entre las velocidades de viento medias y la energía anual disponible en un

aerogenerador, es decir se puede evaluar la cantidad de energía generada a largo plazo.

La siguiente gráfica muestra la energía generadora por un aerogenerador de 600 kW con

distintos parámetros de la distribución de Weibull.

Fig. 32 : GWh/año de un aerogenerador de 600 kW

Como se puede apreciar en la figura anterior es importante realizar bien los

ajustes de los parámetros A y k de la distribución de Weibull, así como hacer las

correlaciones necesarias con sumo cuidado, con el fin de obtener una predicción anual

lo más fidedigna posible.



Otra forma de conocer la producción anual de energía de un aerogenerador es

mirar el factor de carga de una turbina en su localización particular. El factor de carga

es la relación entre la producción anual de energía dividida por la producción teórica

máxima, si la máquina estuviera funcionando a su potencia nominal durante las 8766

horas del año.

% 365·24)·(

)( ·100g de díashMWMáximaPotencia

MWhGeneradaEnergíaaCarFactor =

Los factores de carga pueden variar en teoría del 0 al 100, aunque en la práctica

el rango de variación va del 20 al 70 por ciento, y sobretodo alrededor del 20 al 30 por

ciento.

Energy Technology Load Factor

Sewage Gas 90%

Farmyard Waste 90%

Energy Crops 85%

Land.ll Gas 70-90%

Combined Cycle Gas Turbine (CCGT) 70-85%

Waste Combustion 60-90%

Coal 25-85%

Nuclear Power 65-85%

Hydro Power 30-50% in UK*

Wind Energy 30-40%

Wave Power 30-40%

Solar Power 8-10%

* puede ser mayor en algún lugar

Fig. 33 Factores de carga para distintas tecnologías de generación eléctrica



Aunque generalmente se preferiría tener un gran factor de carga, puede no ser

siempre ventajoso desde el punto de vista económico.

Por ejemplo, en localizaciones con mucho viento, puede ser ventajoso usar un

generador más grande con el mismo diámetro de rotor (o diámetro de rotor más pequeño

para un tamaño determinado de generador). Esto tiende a disminuir el factor de carga

(utilizando menos de la capacidad de un generador relativamente grande), pero puede

significar una producción anual sustancialmente mayor.

Si vale o no la pena tener un menor factor de carga con un generador

relativamente mayor, depende tanto de las condiciones eólicas como, por supuesto, del

precio de los diferentes modelos de turbinas.



4. Maquinaria.

Un sistema de generación eólica está formado por otros subsistemas menores

que realizan una determinada función. En concreto, para las máquinas de gran potencia,

que representan el caballo de batalla actual para la generación eolo-eléctrica en grandes

parques, los principales subsistemas que se pueden encontrar se presentan de manera

descriptiva en la figura 34.

A continuación se enumeran los diferentes subsistemas principales que consti-

tuyen un aerogenerador, para después pasar a describirlos más detenidamente.

- Rotor.

- Caja de engranajes.

- Generadores eléctricos.

- Sistemas de regulación de potencia y de velocidad.

- Sistemas de orientación.

- Sistemas de conexión a red.

- Sistemas de seguridad.

- Controladores electrónicos locales.

- Elementos de acoplamiento mecánico.

- Chasis principal.

- Torres.

La maquinaria utilizada es prácticamente la misma tanto en onshore como

offshore; por lo cual se hará referencia a ella sin ninguna distinción. La mayor

diferencia es el tamaño de las turbinas; en offshore suele ser mayor ya que el coste de la

cimentación y el cableado hasta tierra es alto, por lo que es más rentable la instalación

de turbinas del mayor tamaño posible.



Fig. 34. Componentes de un aerogenerador.

4.1. Rotor

Los subsistemas básicos que constituyen el rotor son las palas o aspas, el cubo y

la nariz. Su función es convertir la energía cinética del viento en la energía mecánica

que se utiliza para impulsar el generador eléctrico. Tal y como se describió en el

capítulo 2, el parámetro fundamental que caracteriza el comportamiento de este

subsistema es el coeficiente de potencia definido como la relación entre la potencia

mecánica que se desarrolla en su eje y la potencia eólica disponible en su área de

barrido.

Como ya se ha comentado, Alfred Betz calculó un valor máximo teórico del

59,26% para este parámetro. Sin embargo, la teoría que condujo a este resultado

desprecia factores de pérdida tales como: la fricción, rotación de la estela detrás del

rotor y pérdidas en la cercanía de la punta de las palas. En la práctica, estos factores

reducen el máximo de Cp a valores cercanos al 50%. Esto significa que un rotor



aerodinámico de eje horizontal, en el mejor de los casos de diseño y operación, sólo

puede extraer cerca del 50% de la potencia del viento disponible en su área de barrido.

La fuerza del viento ocasiona que un rotor aerodinámico de eje horizontal gire a

una cierta velocidad angular. El flujo eólico que incide sobre las palas de un rotor en

movimiento (tal y como lo percibiría un observador que se moviera con la pala)

depende, entre otros factores, de la relación entre la velocidad lineal de la pala y la

velocidad del viento. Así, para la geometría global de un rotor, la magnitud

adimensional de este elemento está dada por:

donde λ es la velocidad específica, Ω es la velocidad angular del rotor, r es el radio del

rotor y V es la velocidad del viento perpendicular al plano de rotación, referida al centro

del rotor. El producto Ωr es la velocidad de arrastre U en el punto considerado, de modo

que

La relación entre el coeficiente de potencia del rotor (Cp) y λ depende, entre

otros factores, de la geometría del perfil aerodinámico que se selecciona para diseñar las

palas.

La fuerza del viento sobre las palas también ocasiona una fuerza perpendicular

al plano de rotación (fuerza axial o de empuje). La reacción a esta fuerza (igual en

magnitud pero en sentido contrario) la experimenta el flujo en la cara viento arriba del

rotor, lo cual provoca la disminución de su velocidad. Este efecto se conoce como

inducción axial.

Los rotores de velocidad de giro alta, con dos o tres palas de conformación

esbelta, tienen la ventaja de que, para una potencia dada, el par en el eje principal es

relativamente más bajo, de manera que el tren de transmisión mecánica puede ser menos

robusto. Asimismo, la relación de velocidad necesaria en la caja de engranes es también

VU

=λ

Vr·Ω

=λ



menor. Este tipo de rotores es el que usualmente se utiliza en el diseño de

aerogeneradores de capacidad relativamente grande.

En la práctica, los rotores de aerogeneradores modernos para centrales

eoloeléctricas se diseñan con valores máximos de λ de diseño comprendidos entre 8.5 y

9.0 para rotores de dos palas. La limitación para el valor máximo de λ tiene que ver con

lo siguiente: si la velocidad en el extremo de la pala es mayor que 1/3 de la velocidad

del sonido (cerca de 110 m/s) se puede producir un aumento importante de resistencia

por efecto de compresibilidad así como un aumento exagerado del ruido aerodinámico.

Fig. 35 Coeficiente de potencia.

• Palas

Las palas están fabricadas y diseñadas con el fin de alcanzar un balance óptimo

en la captación eficaz de la energía del viento y lograr una mínima carga sobre la

turbina, al mismo tiempo que un funcionamiento libre de problemas. Bajo esta

afirmación se identifican distintos conceptos relacionados con el material utilizado. El

primero de ellos tiene que ver con la forma del aerogenerador. El conformado de la pala

debe ser el adecuado y por tanto el material debe poder ser tratado y adaptado a la forma

idónea sin pérdida de propiedades resistentes.

Por otro lado hay que conocer el comportamiento del material para las distintas

situaciones de carga que se puedan producir.

Las palas de un aerogenerador se diseñan bajo formas constructivas y con

materiales que deben atender principalmente a los requisitos siguientes:



1. Resistencia estructural

Capaces de soportar, sin que se produzca daño, las cargas máximas

previsibles de ocurrir durante el período de vida de la máquina.

2. Resistencia a fatiga

Capaces de soportar las cargas de fatiga que aparezcan durante la vida de la

máquina 20 años en onshore y de unos 25-30 en offshore aunque los estudios

más recientes estiman una vida de unos 50 años.

3. Rigidez

Desplazamientos inferiores a los máximos permitidos, rigidez mayor que la

mínima necesaria para evitar inestabilidades.

4. Peso

El peso debe ser el mínimo necesario para tener el menor coste posible y

minimizar las cargas de tipo inercial y gravitatorio sobre los diversos

componentes de la máquina (es crítico en grandes aerogeneradores, como es el

caso offshore).

5. Fabricación

Facilidad de fabricación que requiera técnicas y materiales adaptados a la

maquinaria y tecnología existente en la industria.

6. Resistencia a los ambientes medioambientales

Resistencia a la corrosión en ambientes marinos y a la degradación por la

radiación solar.

7. Minimizar la emisión de ruido acústico

Diseño encaminado a producir el menor impacto acústico para facilitar la

instalación de estos sistemas cerca de lugares habitados (aunque en offshore este

problema es menor).



Por todo esto, el conocimiento y la caracterización de los materiales a utilizar es

paso indispensable a determinar antes de llevar a cabo cualquier diseño. A continuación

se realiza un barrido de los posibles materiales a emplear en palas de aerogeneradores.

• Madera

Ha sido ampliamente usada históricamente en la construcción de palas de

rotores propulsoras en aviación y se utiliza en la actualidad en aerogeneradores

de pequeño tamaño. Posee indudables ventajas como son su baja densidad,

disponibilidad, buenas características de fatiga, bajo coste y fácil mecanizado,

pero aparte de poseer bajas propiedades mecánicas absolutas tiene como

desventajas el poseer irregularidades tales como nudos, fibra no rectilínea y la

característica de absorber la humedad lo que causa un deterioro en sus

características mecánicas.

• Acero

El acero posee una alta resistencia y módulo elástico, tenacidad, facilidad de

fabricación mediante soldadura y bajo coste lo que le haría un material

apropiado para la construcción de palas de aerogeneradores si no fuera por su

gran densidad que aumenta muy desfavorablemente las cargas gravitatorias e

inerciales que actúan sobre el aerogenerador. Otra de las desventajas del acero es

su facilidad para la corrosión, aunque este aspecto puede ser obviado con el

adecuado tratamiento o protección superficial.

• Aluminio

Posee una densidad muy inferior al acero y muy buenas propiedades

mecánicas específicas y resistencia a la corrosión, su resistencia a la fatiga es en

general baja excepto si se utilizan aleaciones aeronáuticas. Las formas

constructivas más utilizadas serían los perfiles continuos fabricados por

extrusión o a base de chapas de espesor delgado unidas mediante remaches.

• Materiales compuestos

Los materiales compuestos son muy apropiados para la fabricación de palas

de aerogeneradores. Conseguir la adecuada eficiencia aerodinámica de las palas



de aerogeneradores supone desarrollar complicadas formas, sumamente esbeltas,

de perfiles aerodinámicos con superficies externas muy lisas. Por otro lado,

conseguir la adecuada resistencia estructural de las palas para soportar las

elevadas cargas producidas durante la vida en servicio de la máquina, requiere

palas de gran robustez y resistencia. El material compuesto de fibra de vidrio y

poliéster o epoxi conjuga unas características de resistencia elevadas con un

mínimo peso y un coste reducido.

Otras características de estos materiales que los hace muy atractivos para

palas es su versatilidad de formas de fabricación y la posibilidad de ser

moldeados con las formas que se deseen, pudiéndose distribuir la resistencia y

espesor de acuerdo a las exigencias del diseño. Los materiales compuestos de

fibra de vidrio tienen también como ventaja su bajo coeficiente de dilatación y

conductividad eléctrica (buen comportamiento frente a rayos).

En cuanto al comportamiento frente a la fatiga de los materiales

compuestos, éste es superior al de otros materiales convencionales, aunque no

existen aún suficientes datos para conocer con todo detalle cuál es su resistencia

a fatiga sobre todo cuando se une además la acción de los agentes atmosféricos

(agua, hielo, rayos UV).

Entre los inconvenientes que tienen los materiales compuestos para la

fabricación de palas están:

• materias primas todavía caras (excepto fibra de vidrio)

• necesitan procesos de fabricación no estándar

• comportamiento estructural no intuitivo

• falta de bases de datos fiables de características mecánicas

Actualmente, la fibra de vidrio se presenta como la alternativa más

atrayente en lo que a conformado de palas de aerogeneradores se refiere. El

conocimiento de sus propiedades resistentes y de su comportamiento a largo

plazo, deducido de la utilización de dicho material en otros campos como el de



la construcción de barcos, unido a su relativa ligereza, le confieren a este

material las propiedades más adecuadas para el uso que se busca. La principal

línea de investigación en la fibra de vidrio consiste en encontrar la orientación

óptima del entramado que conforman las fibras.

La figura ilustra el diámetro de los aerogeneradores en función de su potencia

nominal para el escenario comercial actual. En realidad existen pequeñas diferencias

respecto a lo que se muestra en dicha figura, debido a variaciones entre las velocidades

nominales de diseño, es decir, la velocidad de viento a la cual el aerogenerador alcanza

su potencia nominal.

Por ejemplo, comercialmente se ofrecen aerogeneradores de 750 kW con

diámetros de 44 metros, mientras que simultáneamente se ofrecen aerogeneradores de

600 kW con diámetros de 48 metros. En este caso, el aerogenerador de 750 kW con un

diámetro de 44 metros tiene una velocidad nominal superior a la del aerogenerador de

600 kW con un diámetro de 48 metros, y por lo tanto, sus curvas de potencia son

diferentes. De ahí que, para rangos de capacidad cercanos, una potencia nominal mayor

de un aerogenerador no necesariamente implique que éste producirá más energía que

otro de menor potencia nominal cuando ambos operan bajo un mismo régimen de

viento. Por lo tanto, la selección técnica de un aerogenerador, en cuanto a producción de

energía, exige el conocimiento detallado del régimen de viento en el que operará y la

aplicación de metodologías adecuadas.

Fig. 36 Tamaño de rotores eólicos.



En el mercado actual se ofertan aerogeneradores de una, dos y tres palas,

repartiéndose el mercado en el 2%, 24% y 74% respectivamente. Esta mayor presencia

de los rotores tripala se debe fundamentalmente a que son más equilibrados al mismo

tiempo que producen una menor contaminación acústica.

Se dice que los aerogeneradores de dos palas tienen un costo menor que los de

tres palas. Sin embargo, si bien es cierto que las máquinas de dos palas utilizan una pala

menos, también lo es que en ellas se producen fuerzas adicionales que se transmiten al

cubo del rotor, al eje de baja velocidad, al bastidor, al sistema de orientación y a la torre.

Estas fuerzas adicionales se deben, principalmente, a la diferencia entre las cargas por

viento que experimentan las palas cuando una de ellas apunta hacia arriba y la otra hacia

la base de la torre. Esto conduce a reforzar los elementos estructurales, y por

consecuencia, al incremento de su costo. En algunos diseños de máquinas de dos palas

se incorporan elementos adicionales para reducir este problema.

En aerogeneradores a sotavento la magnitud del problema adquiere dimensiones

aún mayores, en el momento en que una de las palas pasa por la sombra eólica de la

torre. Asimismo, este momento flector se incrementa en magnitud a medida que el

diámetro de los aerogeneradores es mayor.

• Cubo o buje

El cubo del rotor es el elemento donde se unen las palas y mediante el cual la

potencia captada por el rotor se transmite al eje principal. En función de si el rotor está

formado por dos o tres palas pueden presentarse dos tipos de buje:

• Rígido, para aerogeneradores de tres palas, que consiste en una estructura metálica

hueca que típicamente se construye con base en una fundición nodular. En este

caso, se diseña con una geometría que permite un acoplamiento firme de las

palas a través de pernos roscados o cuerdas metálicas embebidas en el material

de las palas. En su parte central interior está habilitado para acoplarse

rígidamente con el eje principal del aerogenerador.



• Basculante, para aerogeneradores de dos palas, el cual permite que las palas se

puedan mover, ligeramente, en una dirección perpendicular al plano del rotor.

Típicamente, los cubos basculantes se diseñan para que permitan un

desplazamiento angular de 2,5º respecto al plano normal del eje de rotación. Esto

ayuda a reducir las cargas dinámicas.

• Nariz

La nariz del rotor es una cubierta frontal en forma de cono que sirve para desviar

el viento hacia el tren motor y mejorar la ventilación en el interior, eliminar turbulencia

indeseable en el centro frontal del rotor y mejorar el aspecto estético.

4.2. Caja de engranajes

En la selección o diseño de una caja de engranajes para aerogeneradores se

busca que tenga una relación óptima entre su capacidad de carga, su tamaño y su peso.

Asimismo, deben operar con eficiencia alta y emitir poco ruido.

Por su función, las cajas de engranajes deben ser fiables y fáciles de mantener.

Usualmente, la lubricación en la caja de engranes de un aerogenerador se realiza por

salpicadura y solamente se proveen medios para mantener la temperatura del lubricante

dentro de los valores recomendados. Durante mucho tiempo se utilizaron cajas de

engranes del tipo ejes paralelos. Ahora hay una tendencia a utilizar cajas del tipo

planetario porque son más compactas, pesan menos, emiten menos ruido y en

condiciones de carga parcial tienen una eficiencia mayor. Hace 10 años, las cajas del

tipo planetario eran prohibitivas por su costo. Hoy en día, el 57 % de los

aerogeneradores con caja de engranes multiplicadora usan del tipo planetario.

Ante la construcción de generadores eléctricos de velocidad nominal baja, ha

surgido un nuevo diseño constructivo en el que ya no es necesaria la caja

multiplicadora. En este caso, el rotor se acopla directamente al generador eléctrico. Sin



embargo, estos últimos son de fabricación especializada y sus dimensiones son relativas

grandes.

Fig. 37 Caja de engranajes y generador eléctrico.

Actualmente, el 95 % de los aerogeneradores comerciales, en el rango de 200 a

3.000 kW, utilizan una caja de engranes en el tren motor y solamente el 5 % tienen un

acoplamiento directo.

Fig. 38 Aerogenerador sin caja multiplicadora.

4.3. Generadores eléctricos

Los generadores eléctricos más utilizados para la configuración de sistemas

eólicos han sido los generadores asíncronos, aunque con la reducción de costes en los

sistemas eléctricos que separan la producción de energía eólica de la propia red eléctrica

están empezando a colocarse en mayor número los síncronos. Típicamente, los

generadores asíncronos son motores de inducción que se utilizan en forma inversa

haciéndolos girar a una velocidad mayor que su velocidad de sincronismo. Cuando a un



motor de inducción, conectado a la red eléctrica, se le hace girar por encima de su

velocidad de sincronismo, mediante la aplicación de un par motriz en su eje de rotación,

la potencia mecánica aplicada se transforma en energía eléctrica.

Fundamentalmente, existen dos tipos de generadores asíncronos que se han

utilizado para la integración de aerogeneradores: el tipo jaula de ardilla y el tipo rotor

devanado. Los del tipo jaula de ardilla son los más utilizados debido a que su costo es

bajo, requieren poco mantenimiento, son robustos y se pueden conectar directamente (a

través de protecciones y medios de desconexión adecuados) a la línea eléctrica a la que

entregarán energía.

Para iniciar la operación de los aerogeneradores con generadores asíncronos, se

permite que su rotor gire libremente (con el generador eléctrico desconectado de la

línea), hasta que el eje del generador eléctrico alcance una velocidad ligeramente mayor

que su velocidad de sincronismo. En ese momento, el generador se conecta a la línea y

comienza a producir energía eléctrica (de frecuencia igual a la de la línea). A partir de la

velocidad de sincronismo, la magnitud de la potencia eléctrica que se entrega a la red

aumenta en función de la ocurrencia de vientos de mayor intensidad.

En todo el intervalo de operación normal de un generador asíncrono conectado a

una línea eléctrica, su velocidad de giro se mantiene limitada por la frecuencia de la

línea. Para elevar la potencia de salida de un generador asíncrono desde su valor cero

hasta su valor nominal, solo se necesita aumentar la velocidad de giro del rotor en una

cantidad menor que 1 rpm. Por ello, a los aerogeneradores que utilizan generadores

asíncronos conectados directamente a la red eléctrica se les conoce como sistemas de

velocidad constante.

Una desventaja de estos generadores es que requieren tomar potencia reactiva de

la línea eléctrica a la cual están conectados, lo cual origina un factor de potencia bajo

que debe ser mejorado mediante baterías de condensadores.



El generador de inducción de rotor devanado se utiliza con muy poca frecuencia

en la integración de aerogeneradores. Su principal ventaja es la facilidad de

implementar métodos de conexión a línea más sencillos y fiables.

Con objeto de incrementar la producción de energía en los aerogeneradores de

velocidad constante, en algunos de los primeros modelos se utilizaron dos generadores

eléctricos mecánicamente acoplados pero de diferente capacidad y velocidad de

sincronismo. El generador de menor capacidad se utilizaba para velocidades de viento

bajas y después se conmutaba al generador de mayor tamaño, el cual estaba

dimensionado para la potencia nominal del aerogenerador. Este método fue cambiado

por el uso de generadores de polos conmutables debido a que esta opción resultó más

fiable que su predecesora.

Por su parte, los generadores síncronos no son muy apropiados para integrar

aerogeneradores de velocidad constante ya que cuando se conectan directamente a la

línea eléctrica resultan un sistema demasiado rígido en cuanto a su relación par-

velocidad.

En aerogeneradores, la velocidad constante tiene la desventaja de originar cargas

dinámicas importantes que exigen su construcción con estructuras robustas. Además,

sus rotores trabajan a una eficiencia menor que aquella para la que fueron diseñados: a

velocidad constante, la relación de la velocidad de punta de pala a la velocidad del

viento, varía. Solamente existe un valor para el cual la eficiencia del rotor es máxima.

En otras palabras, si su velocidad de operación no estuviera limitada por la frecuencia

de la red extraerían más energía del viento.

Estos inconvenientes motivaron el desarrollo de los llamados sistemas de

velocidad variable, para los cuales la velocidad de operación no está limitada por la

frecuencia de la línea eléctrica. En las máquinas de este tipo, los generadores eléctricos

no se conectan directamente a la línea eléctrica, para permitir que la velocidad de

rotación del rotor siga a la velocidad del viento. Con ello, las cargas dinámicas se

reducen y la eficiencia aumenta, pero se produce electricidad de frecuencia variable.

Para que esta electricidad se pueda transferir a una línea eléctrica convencional, es



necesario convertirla a la frecuencia con que opera la línea. Para ello, se utiliza un

acondicionador electrónico de potencia que se integra con un rectificador (para

convertir la corriente alterna en corriente continua) y un inversor (para convertir la

corriente continua en corriente alterna). Esta configuración se conoce como CA-CC-

CA. El incremento de energía generada se estima entre el 10 y el 12%. Sin embargo, las

pérdidas en la electrónica lo reducen a ganancias netas entre el 5 y el 8 %.

Actualmente, cerca del 95 % de los aerogeneradores comerciales son sistemas de

velocidad constante con generadores eléctricos asíncronos. En el proceso de

implantación de la tecnología, aún no existen evidencias objetivas que indiquen una

preferencia por los sistemas de velocidad variable disponibles en el mercado. Sin

embargo, se cree que una vez que se superen los inconvenientes actuales, éstos podrían

generar electricidad a un costo menor.

4.4. Sistemas de regulación de potencia y velocidad

La potencia que proporciona un aerogenerador es proporcional a la velocidad del

viento incidente elevada al cubo. En este sentido podría resultar extraño observar una

curva típica de potencia de una máquina eólica y comprobar que a partir de un cierto

valor de velocidad de viento esta potencia se ve limitada a lo que es conocido como

potencia nominal. En principio esto no tendría mucho sentido dado que a velocidades

superiores la capacidad de captar energía podría ser mucho mayor.

Ahora bien, el problema hay que plantearlo desde el punto de vista económico.

En este sentido, no es conveniente diseñar un aerogenerador que, para las velocidades

de viento muy altas, intente extraer el total de la de potencia eólica disponible ya que

aunque con estas velocidades el aerogenerador (potencialmente) puede generar mayor

potencia eléctrica, energéticamente éstas no representan una contribución muy

significativa a lo largo del tiempo, debido esencialmente a su baja frecuencia de

ocurrencia. La excepción puede darse en lugares con regímenes de viento excelentes.



Desde el punto de vista práctico, la velocidad nominal de diseño de un

aerogenerador es función del compromiso entre el potencial de generación de

electricidad, los costos de fabricación y mantenimiento, y las expectativas de resistencia

y vida útil, ya que todo ello influye, de manera importante, en el coste de la energía

eléctrica a producir. Estudios recientes sugieren que el coste más bajo de producción, se

puede lograr si se escoge un valor nominal de diseño aproximadamente igual a 1,7

veces la velocidad de viento media anual.

La regulación de potencia y velocidad en aerogeneradores es relativamente

compleja, y ha sido uno de los retos principales en el desarrollo de su tecnología.

Actualmente, se utilizan los métodos que se describen a continuación.

• Variación del ángulo de paso (o calado) de las palas.

El primer método para el control de la potencia, una vez alcanzado el valor

nominal, es el control del ángulo de paso de la pala (α), definido éste como el ángulo

que se forma entre la cuerda del perfil aerodinámico en la punta de la pala y el plano de

rotación. Resulta evidente que, para una geometría dada de pala, si mecánicamente se

cambia el ángulo α se estará cambiando el ángulo de paso de todos los elementos de

pala.

Si varía el ángulo de paso, el ángulo con el que el viento incide sobre el perfil

variará, y, por tanto, también lo harán las fuerzas de resistencia y sustentación, actuando

al mismo tiempo sobre la potencia producida.

La contribución de un elemento de pala a la fuerza tangencial en el plano del

rotor, es función del ángulo de ataque (i), al igual que la fuerza axial.

Existen factores adicionales a lo anteriormente expuesto que influyen en la

respuesta dinámica del rotor: en la práctica, la velocidad del viento (V) cambia

continuamente, además de que en el comportamiento dinámico, las características del

rotor pueden ser influidas por el grado de flexión de las palas, por la inercia del rotor,



por la respuesta de flujo alrededor de la pala, por la falta de alineación del rotor al

viento y por la suciedad que se adhiere a las palas.

Esto da una idea de la complejidad de la respuesta dinámica de los rotores, cuya

explicación rebasa el alcance de este documento. Sin embargo, lo aquí expuesto sirve

para comprender que el efecto global de un manejo adecuado del “ángulo de paso de

pala” conduce a limitar la potencia de salida de un aerogenerador a valores muy

cercanos a la potencia nominal del generador eléctrico, para velocidades de viento por

arriba de la velocidad nominal de diseño.

Fig. 39 Ángulos de incidencia en el perfil de un álabe.

Mecánicamente, el manejo del ángulo de paso de las palas de un rotor consiste

en hacerlas girar simultáneamente todas sobre su eje radial. Los mecanismos que actúan

sobre la raíz de las palas se encuentran ubicados dentro del cubo del rotor. La fuerza

motriz para realizar el movimiento puede aportarse a través de mecanismos impulsados

por dispositivos hidráulicos o eléctricos.

Los mecanismos actuados eléctricamente suelen ser sistemas individuales

montados en la raíz de la pala, los cuales operan en forma sincronizada. Básicamente,

este tipo de sistemas está integrado por un motorreductor (en el cubo) acoplado a una

corona en la base de la pala. Por otro lado, los mecanismos actuados hidráulicamente

suelen ser centralizados y usualmente se montan sobre el chasis principal. Su operación

modifica simultáneamente el paso de todas las palas. Estos sistemas se construyen con

base en una unidad hidráulica y un servomotor que mueve linealmente una barra

actuadora que pasa a través del interior del eje principal hasta el cubo del rotor.



• Control por desprendimiento de flujo.

Este segundo método de control de potencia se aplica en aerogeneradores de

palas donde el ángulo de calado permanece constante. En este tipo de sistemas al

aumentar la velocidad del viento también lo hace la velocidad relativa produciéndose al

mismo tiempo una variación en el ángulo de ataque.

En función de la geometría propia de un aspa, existe un valor de la velocidad del

viento para el cual el ángulo de ataque es tal que el coeficiente de sustentación alcanza

su máximo valor. A partir de ahí, dicho coeficiente comienza a disminuir, mientras que

el coeficiente de resistencia empieza a crecer rápidamente. Esta combinación limita la

potencia del rotor de manera natural, pues el flujo en la cara “viento abajo” de las palas

comienza a desprenderse creando vórtices, tal como se ilustra en la figura siguiente.

Fig. 40 Desprendimiento de flujo sobre un perfil aerodinámico.

El desprendimiento depende de la geometría del perfil aerodinámico y puede ser

lento o brusco. El desprendimiento brusco es peligroso y debe evitarse, ya que puede

llegar a fracturar las palas. La región de flujo desprendido es mucho más complicada y

desconocida que la de flujo no desprendido. En aeronáutica el desprendimiento debe

evitarse. En turbinas eólicas controladas por desprendimiento, el flujo desprendido

forma parte de la operación normal hasta para ángulos de ataque de 45º. La teoría y los métodos de cálculo de flujo bidimensional alrededor de perfiles

no son confiables para valores del ángulo de ataque mayores a 10º. Junto con estos

hechos existe la complicación de que la rotación de la pala añade un aspecto

tridimensional muy importante. Adicionalmente, los flujos desprendidos son objeto de

estudio por los expertos, desde los últimos 5 años. Por esta razón, el diseño de rotores

con control pasivo por desprendimiento de flujo es una mezcla entre ciencia y arte, que

implica un cierto grado de riesgo.



Sin embargo, la mayoría de los primeros aerogeneradores, y muchos de los que

ahora están en el mercado, utilizan esta técnica debido a que ofrece un menor coste al

no requerir servomecanismos. Se dice que los aerogeneradores que se controlan por

desprendimiento de flujo producen menos energía (para un mismo régimen de viento)

que aquellos en los que la regulación de potencia se realiza modificando el ángulo de

paso de las palas. La diferencia se estima del 3 a 5 %, pero aún se realizan pruebas para

validar esta premisa.

La búsqueda de mayor eficiencia, limitando el coste, dio lugar a otra

configuración que consiste en el control activo por desprendimiento de flujo. En este

esquema se hace variar el ángulo de paso en sentido negativo con el fin de incrementar

el ángulo de ataque y así controlar (en cierta medida) el desprendimiento de flujo. Para

ello también se utilizan servomecanismos, pero en este caso, su rango de trabajo es

menor y son más baratos. En el mercado actual, el 55% de los sistemas utilizan el

método pasivo de desprendimiento de flujo para controlar la potencia, el 37% lo hacen

mediante variación del ángulo de paso y el resto (8%) utilizan el control activo por

desprendimiento de flujo.

4.5. Sistemas de orientación

El objeto fundamental del sistema de orientación es mantener el rotor en un

plano perpendicular a la dirección del viento, con el fin de extraer de él la máxima

energía. En este sentido se plantean dos posibilidades, dependiendo de si la torre se

interpone entre el plano del rotor y el viento incidente o no. Así, se pueden presentar

dos configuraciones distintas: viento arriba o barlovento y viento abajo o sotavento.

Fig. 41 Configuraciones respecto al viento.



En la configuración viento arriba (barlovento), el viento pasa primero sobre el

rotor y después sobre la torre del aerogenerador. En la configuración viento abajo

(sotavento), el viento pasa primero sobre la torre y después sobre el rotor. Son pocos los

diseños con rotores viento abajo, ya que cuando una de las palas pasa por la “sombra

eólica” de la torre se originan fuerzas adicionales sobre el eje del rotor. Este problema

es mayor para rotores de dos palas.

La mayoría de los aerogeneradores en el mercado actual son del tipo a barloven-

to y utilizan servomecanismos para mantener el plano del rotor en posición per-

pendicular a la dirección del viento. Estos dispositivos constituyen el elemento unión

entre la torre y la góndola del aerogenerador. Básicamente se construyen a partir de un

cojinete y una corona dentada de dimensiones considerables. La corona está acoplada a

piñones montados sobre dos o más servomotores (eléctricos o hidráulicos).

Normalmente el subsistema se encuentra habilitado, además, con un freno mecánico.

El servomecanismo responde a señales de control que son generadas por el

controlador electrónico del aerogenerador, en respuesta a la medición de la dirección del

viento. Esto último es llevado a cabo mediante sensores convencionales (veletas). Estos

sistemas no operan de manera rápida, es decir, no intentan seguir la dirección del viento

con gran dinámica. Los sistemas de control cuentan con algoritmos para la toma de

decisiones al respecto, por ejemplo, sólo cambian la orientación del rotor cuando las

estadísticas de la medición sugieren que la dirección del viento efectivamente ha

cambiado. La efectividad de estos algoritmos es relevante con relación a la fiabilidad y

eficiencia global del aerogenerador, es decir, una actividad con frecuencia ”alta”

degradaría el subsistema y provocaría más fuerzas mientras que una actividad con

frecuencia ”baja” tiende a reducir la cantidad de energía eólica aprovechable, debido a

la desalineación del rotor.

En aerogeneradores con orientación a sotavento se emplea una técnica de orien-

tación pasiva. Esta técnica está basada en el concepto de conicidad del rotor y en una

flexibilidad mayor de las palas. Algunos aerogeneradores con sistema de orientación

pasiva cuentan con motores para desorientar la máquina con propósitos de seguridad.



Fig. 42 Sensores de velocidad y dirección de viento en un aerogenerador.

4.6. Conexiones a red

Este es uno de los campos donde más se está avanzando con el fin de aumentar

la eficiencia en la conversión de energía en este tipo de sistemas. En los primeros

modelos de aerogeneradores sólo se utilizaban contactores electromecánicos para

realizar la interconexión a la red eléctrica. Sin embargo, en el instante de la conexión se

crean corrientes transitorias que los degradan relativamente rápido. La experiencia

operacional de este medio demostró un índice alto de fallos y un coste elevado de

mantenimiento.

El uso de tiristores como medio de conexión suave a la red ha proliferado como

una solución a este problema. Sin embargo, ya que los modelos que pueden manejar

potencias altas (del orden de cientos de kW) son muy caros, se está utilizando una

solución mixta, donde la conexión inicial se suaviza mediante tiristores y

posteriormente el suministro continuo de potencia se realiza a través de contactores.

En los sistemas de velocidad variable que utilizan convertidores electrónicos de

potencia (CA-CD-CA), dicho problema se elimina implícitamente.

4.7. Dispositivos de seguridad

El objeto fundamental de este tipo de sistemas es el de proteger la integridad

física de los humanos, así como la del equipo en su conjunto. Por ello, estos sistemas se

ponen en funcionamiento generalmente en situaciones como:



• Presencia de vientos mayores que la velocidad de salida.

• Velocidad de rotación superior al máximo aceptable.

• Pérdida de carga (desconexión o fallo de la línea de interconexión).

• Exceso de vibraciones.

• Temperaturas superiores a las máximas aceptables (en generadores, cajas de

transmisión, controladores electrónicos, etc.).

• Pérdida de presión en controladores hidráulicos.

Dado que el viento no es controlable, ante una situación operativa anómala la

acción típica de seguridad es el paro forzado de los aerogeneradores. Los paros forzados

se pueden dar en las siguientes situaciones:

1. A través del controlador electrónico local. Cuando la situación anómala se

detecta por la medición de variables. En este caso, el control ejecuta un paro

suavizado (cuando se detectan temperaturas máximas de operación en algún

componente).

2. Por acción directa de elementos específicos. Cuando la situación anómala

requiere de una acción inmediata y por el carácter del evento no se puede confiar

en el control electrónico (por ejemplo exceso de vibraciones).

3.- Por voluntad de los operadores cuando la situación no puede ser detectada por

ningún medio automático (operadores en peligro o accidentados). Para este caso

los aerogeneradores cuentan con botones de paro de emergencia en su parte

superior, en su base, a lo largo de la torre y a través de las computadoras en el

cuarto de control centralizado.

Los medios que se utilizan para efectuar el paro forzado son:

• Freno de disco.

• Control del ángulo de paso de las palas.

• Dispositivos de punta de pala (frenos aerodinámicos).

• Control de orientación al viento.



La mayoría de los aerogeneradores cuenta con dos (o más) de estos medios, los

cuales pueden operar de manera independiente o coordinada. Dependiendo del modelo

específico del aerogenerador se asigna uno de ellos como el medio principal de frenado.

En aerogeneradores que tienen sistemas de regulación de velocidad por control

del ángulo de paso de las palas, usualmente se asigna este medio como el de frenado

principal. En este caso, se amplía su rango de operación para que sea posible colocar la

cuerda del elemento de punta de pala en una posición casi paralela con la dirección del

viento (posición de bandera). Esto representa una solución adecuada que evita fuerzas

mecánicos durante el evento. El freno secundario (típicamente un freno de disco), se

aplica después que la velocidad de rotación del rotor se redujo considerablemente, y por

consecuencia, el par motriz es mucho menor.

Cuando se utilizan motores eléctricos para manejar el ángulo de paso de las

palas, las condiciones por defecto ante la desconexión o fallo de la línea eléctrica

colocan automáticamente a las palas en “posición de bandera”. En sistemas que utilizan

mecanismos accionados hidráulicamente, el problema de pérdida de carga se resuelve

mediante la incorporación de acumuladores hidráulicos.

Fig. 43 Frenos de disco y aerodinámico.

En aerogeneradores con caja de engranes, el freno de disco se puede aplicar

sobre el eje principal del rotor (baja velocidad) o sobre el de alta velocidad (en el eje de

salida de la caja de engranes que acopla con el generador eléctrico). Si se aplica sobre el

eje de alta velocidad, la fuerza requerida para frenar el rotor es inversamente

proporcional a la relación de transmisión, por lo cual se pueden utilizar dispositivos más

ligeros y baratos. Sin embargo, la caja de engranes recibe directamente los esfuerzos.



Esta configuración resulta más conveniente cuando el medio principal de

frenado es a través del control del ángulo de paso de las palas y el freno de disco

constituye el medio secundario, por lo que normalmente éste solo se aplica a

velocidades ya muy reducidas. Algunos fabricantes prefieren aplicar el freno de disco

sobre el eje de baja velocidad, máxime cuando éste constituye el medio principal de

frenado. Esta configuración puede resultar más segura, pero también es más costosa.

En la figura 43 se ilustran los llamados ”dispositivos de punta de pala” que se

utilizan en algunos aerogeneradores para reducir aerodinámicamente la velocidad del

rotor antes de aplicar el freno de disco. Este dispositivo es una sección en la punta de la

pala que se puede girar hasta 90º, con objeto de que su superficie se oponga

aerodinámicamente al giro del rotor.

4.8. Electrónica de control

Todos los aerogeneradores para centrales eoloeléctricas cuentan con un sistema

electrónico dedicado al control y a la adquisición de datos (SCADA: Supervisory

Control And Data Adquisistion). Cada aerogenerador cuenta con un SCADA propio,

independientemente de que éste forme parte de una central integrada por varias turbinas.

Sus funciones principales son:

• Controlar los procesos de inicio de operación y de conexión a la línea eléctrica.

• Controlar la regulación de velocidad y potencia de salida.

• Controlar la orientación del rotor con respecto a la dirección del viento.

• Controlar los procesos de paro forzado.

• Controlar los elementos auxiliares dedicados a mantener las mejores

condiciones de operación normal.

• Ser la interfaz local entre el operador y la máquina.

• Adquirir y procesar los datos del comportamiento operacional de cada

aerogenerador.

• Mantener la comunicación con los centros de supervisión en centrales

eoloeléctricas (transmisión de datos).



Fig. 44 Sistema de control de un aerogenerador.

Para tales fines, los SCADA miden y procesan las variables de control, entre las

que se encuentran:

• Velocidad y dirección del viento.

• Velocidades angulares.

• Temperaturas.

• Presión.

• Ángulo de orientación.

• Vibraciones.

• Estados operativos.

• Parámetros eléctricos.

• Eventos.

Cada SCADA está diseñado de forma específica para el modelo de

aerogenerador al que se aplica, es decir, cada sistema cuenta con sus propios algoritmos

y secuencias lógicas. Los SCADA tienen características comunes, pero pueden llegar a

ser muy diferentes de una marca de aerogenerador a otra. La fiabilidad y efectividad de

los SCADA tiene un impacto muy relevante en cuanto a la eficiencia, fiabilidad y

disponibilidad de un aerogenerador. Es decir, no puede existir un buen aerogenerador si

su sistema de control es deficiente.

A través de la experiencia operativa se han desarrollado técnicas que han

reducido considerablemente el número de fallos atribuibles al sistema de control. Sin



embargo, éstas aún representan un alto porcentaje de los eventos de paro forzado y/o de

las necesidades de mantenimiento correctivo. De ahí la importancia del uso de sensores

y actuadores precisos y confiables, así como del establecimiento de un programa

adecuado de inspección, mantenimiento preventivo y calibración.

4.9. Acoplamientos mecánicos

Durante el funcionamiento de un aerogenerador los componentes del sistema de

transmisión están sujetos a fluctuaciones torsionales, desplazamientos axiales y

desalineación entre los ejes. Estos efectos adversos deben ser minimizados para reducir

esfuerzos y prolongar la vida útil de los componentes. Para ello se utilizan diversas

técnicas que dependen del diseño y configuración específica del aerogenerador.

Por ejemplo, en aerogeneradores que cuentan con una caja de engranes en el tren

de potencia, la conexión mecánica al generador eléctrico se realiza mediante una barra

de torsión provista de juntas homocinéticas en ambos extremos, y un acoplamiento de

fricción en el extremo del generador eléctrico. Asimismo, la caja de engranes suele estar

sujeta al chasis principal mediante elementos que proporcionan una suspensión

amortiguada. Esta combinación permite amortiguar fluctuaciones torsionales sobre los

engranajes y absorber pequeños desplazamientos axiales, así como la posible

desalineación de los ejes durante la operación normal del aerogenerador.

Al respecto existe una cantidad significativa de diseños que, además de buscar

reducir los efectos que inciden en el desgaste de los componentes, también tienen que

ver con la reducción de fluctuaciones en la potencia de salida y con la reducción de

emisión de ruido acústico.

4.10. Estructura soporte, chasis o góndola

El chasis principal es una estructura metálica donde se monta el tren de potencia,

el generador eléctrico, las mordazas del freno y, en su caso, las unidades hidráulicas.



Este componente recibe las cargas del rotor a través del tren de potencia y las transmite

a la torre vía el subsistema de orientación.

Usualmente, el chasis principal está construido a partir de perfiles estructurales

de acero soldados y placas de fibra de vidrio. Este elemento es el principal receptor de

las fuerzas generados durante el frenado, ya que sobre él se montan los elementos de

fricción que actúan sobre el disco del freno (las mordazas).

Su dimensión y peso depende de las cargas que debe soportar. Su diseño parte de

la fuerza general relacionado con la reducción de masa y volumen del conjunto. Sobre

este chasis va colocada una cubierta general cuyo propósito es proteger a los

componentes del sistema contra los efectos del medio ambiente.

4.11. Torres

Las torres constituyen el elemento de apoyo del resto de subsistemas del

aerogenerador. Por tal motivo, su principal función es estructural. Para instalar

aerogeneradores de eje horizontal se pueden utilizar torres tubulares o torres de celosía.

• Torres tubulares

Suelen ser de acero con sección circular y, dependiendo del tamaño, se pueden

presentar con forma cilíndrica, troncocónica o una mezcla de ambas. Proporcionan el

medio de protección e instalación para equipos de control y sistemas eléctricos en piso.

Al mismo tiempo, se pueden integrar en ella medios muy seguros para que el personal

de mantenimiento suba a la góndola. En cuanto a su aspecto estético es agradable y

moderno. Su instalación es fácil y rápida al tiempo que requieren poco mantenimiento.

Sin embargo, tienen un costo relativamente alto, su fabricación requiere maquinaria

especializada, y su transporte es más difícil y costoso.



Fig. 45 Interior de torre tubular.

• Torres de celosía

En las torres de celosía es necesario verificar periódicamente que en las uniones

de todos los perfiles angulares los tornillos se mantengan apretados adecuadamente. Por

ello, este tipo de torres no se utiliza en sistemas grandes. Además, su rigidez limita su

capacidad para absorber fluctuaciones de carga. En estas torres, el acceso al chasis se

realiza por medio de escaleras tipo marino, montadas sobre un costado. A pesar de que

cuentan con protecciones, subir a ellas en condiciones de baja temperatura y vientos

intensos tiene un grado de dificultad importante. Esta es una de las razones por las que

en los países del norte de Europa prácticamente no se utilizan.

En comparación con las estructuras tubulares, tienen un coste relativamente bajo

y son fáciles de construir ya que típicamente están formadas por perfiles angulares de

acero. Al mismo tiempo, son fáciles de transportar, prácticamente en cualquier tamaño.

Sin embargo, requieren mucho mantenimiento, son rígidas y requieren de un medio

adicional para la instalación del equipo electrónico de piso.

En general, dado que las máquinas más utilizadas en la actualidad son las que

rondan los 1.000 kW, las torres más utilizadas son las tubulares.



5. Instalaciones.

5.1. Cimentaciones

El principal desafío de la energía eólica offshore son los costes de explotación:

el cableado submarino y las cimentaciones han provocado que hasta hace poco la

energía eólica marina fuese una opción cara.

Sin embargo, las nuevas tecnologías de cimentación y los generadores del orden

de megavatios están a punto de hacer que la energía eólica en el mar sea competitiva

con los emplazamientos terrestres, al menos en aguas de hasta 15 metros de

profundidad.

Dado que generalmente la producción de los aerogeneradores marinos es un 50

por ciento mayor que la de sus vecinos en tierra (en terreno liso), el emplazar los

aerogeneradores en el mar puede ser bastante atractivo.

• El acero es más barato que el hormigón

Dos compañías de energía danesas y tres empresas de ingeniería llevaron a cabo,

durante 1996-1997, un estudio pionero sobre el diseño y los costes de las cimentaciones

de aerogeneradores marinos. El informe concluía que el acero es mucho más

competitivo que el hormigón para grandes parques eólicos marinos.

Parece ser que todas las nuevas tecnologías resultarán económicas hasta los 15

m de profundidad como mínimo, y posiblemente también a mayores profundidades. En

cualquier caso, el coste marginal al desplazarse hacia aguas más profundas es mucho

menor de lo que se estimó en un principio.

Con estos conceptos, los costes de cimentación y de conexión a red para las

grandes turbinas de 1,5 MW son sólo del 10 al 20 por ciento superiores a los

correspondientes costes de las turbinas de 450-500 kW utilizadas en los parques eólicos

marinos de Vindeby y Tunoe Knob , en Dinamarca.



• Vida de diseño de 50 años

Contrariamente a lo que se suele creer, la corrosión no es algo que preocupe

especialmente en las construcciones de acero en el mar. La experiencia de las

plataformas petrolíferas marinas ha demostrado que pueden ser correctamente

protegidas utilizando una protección catódica (eléctrica) contra la corrosión.

La protección superficial (pintura) de los aerogeneradores marinos se

proporcionará por rutina con una clase de protección mayor que para las turbinas

instaladas en tierra.

Las plataformas petrolíferas marinas se construyen normalmente para durar 50

años. Ésta es también la vida de diseño de las cimentaciones de acero utilizada en estos

estudios.

A continuación se describen los principales tipos de cimentaciones existentes.

• Hormigón tradicional

Los primeros proyectos experimentales en Dinamarca (y en el mundo) utilizaron

cimentaciones de cajón de hormigón (por gravedad). Como su propio nombre indica,

una cimentación por gravedad cuenta con la gravedad para mantener la turbina en una

posición vertical.

El parque eólico marino de Vindeby y el de Tunoe Knob son ejemplos de esta

técnica de cimentación tradicional. Las cimentaciones de cajón son construidas en

diques secos cerca de los emplazamientos utilizando hormigón armado, y se llevan a su

destino final antes de ser rellenadas con grava y arena hasta que alcanzan el peso

necesario. Así pues, el principio se parece mucho a la construcción de puentes

tradicionales.

Las cimentaciones utilizadas en estos dos emplazamientos son cónicas con el fin

de actuar como rompedores del hielo a la deriva, lo cual es necesario, pues tanto en el



mar Báltico como en el Kattegat suelen observarse formaciones de hielo sólido durante

los inviernos fríos.

Fig. 46 Construcción de una cimentación en Tunoe Nov

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

completa viene a ser proporcional al cuadrado de la profundidad del agua (la regla

cuadrática).

Las profundidades del agua en Vindeby y Tunoe Knob varían de 2,5 a 7,5

metros, lo que implica que cada cimentación de hormigón tiene un peso medio de unas

1050 Tm.

De acuerdo con la regla cuadrática, las plataformas de hormigón se hacen

prohibitivamente caras y pesadas de instalar a profundidades de agua de más de 10

metros. Así pues, han tenido que desarrollarse otras técnicas para poder atravesar la

barrera del coste, como veremos en las siguientes páginas.

• Gravedad y acero

La mayoría de parques eólicos marinos existentes utilizan cimentaciones por

gravedad. Una nueva tecnología ofrece un método similar al de cajón de hormigón (por

gravedad). En lugar de hormigón armado se utiliza un tubo de acero cilíndrico situado

en una caja de acero plana sobre el lecho marino.



Fig. 47 Cimentación de acero y gravedad.

Una cimentación de acero por gravedad es considerablemente más ligera que las

cimentaciones de hormigón. Aunque la cimentación final debe tener un peso de

aproximadamente 1000 toneladas, el peso de la estructura de acero será solamente de 80

a 100 toneladas para profundidades de agua entre 4 y 10 metros (en las estructuras del

mar Báltico, que requieren protección contra el hielo a la deriva, deberán añadirse otras

10 toneladas).

El relativo poco peso permite que los remolques transporten e instalen muchas

cimentaciones a la vez, utilizando las mismas grúas relativamente ligeras utilizadas para

el montaje de las turbinas. Las cimentaciones por gravedad se rellenan de olivina, que es

un mineral muy denso, que proporciona la suficiente resistencia para que las

cimentaciones soporten las olas y la presión del hielo.

La base de una cimentación de este tipo será de 14 por 14 m (o de 15 m de

diámetro para una base circular) para profundidades de agua de 4 a 10 m (en caso de un

aerogenerador con un diámetro del rotor de aproximadamente 65 m).

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

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

necesita un acondicionamiento previo del mismo. El limo tiene que ser eliminado y un



lecho de grava debe ser preparado por buzos antes de colocar la cimentación en su

emplazamiento.

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

estar protegido contra la erosión colocando cantos rodados o rocas alrededor de los

bordes de la base. Lo mismo ocurre con la versión en hormigón de las cimentaciones

por gravedad, lo que hace que este tipo de cimentación sea relativamente más costoso

en áreas con una erosión significativa.

El coste de penalización que supone el moverse hacia aguas más profundas es

mínimo si se compara con el de las cimentaciones de acero tradicionales. La razón es

que la base de la cimentación no necesita crecer proporcionalmente con la profundidad

del agua para hacer frente a la presión del hielo y las olas.

Los costes estimados para este tipo de cimentación son, por ejemplo, de

2.343.000 coronas danesas (335.000 dólares americanos) para una máquina de 1,5 MW

situada a 8 m de profundidad del agua en el mar Báltico (cifras de 1997). Estas cifras

incluyen los costes de instalación.

Fig. 48. Variación del coste respecto a la profundidad del agua.

El gráfico muestra la variación del coste respecto a la profundidad del agua.

Curiosamente, el factor de dimensionamiento (el que decide la resistencia y el peso



requeridos en la cimentación) no es la turbina en sí misma, sino las fuerzas de presión

del hielo y de las olas. .

• Monopilote

La cimentación monopilote es una construcción simple. La cimentación consta

de un pilote de acero con un diámetro de entre 3,5 y 4,5 metros. El pilote está clavado

de 10 a 20 metros en el lecho marino, dependiendo del tipo de subsuelo. Efectivamente,

la cimentación de un solo pilote extiende la torre de la turbina a través del agua hasta el

interior del lecho marino.

Fig. 49 Monopilote.

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

lecho marino sea acondicionado. Por otro lado, requiere un equipo de pilotaje pesado, y

no se aconseja este tipo de cimentación en localizaciones con muchos bloques de

mineral en el lecho marino. Si se encuentra un bloque de mineral durante el pilotaje, es

posible perforarlo y hacerlo volar con explosivos.

El factor de dimensionamiento de la cimentación varía del mar del Norte al mar

Báltico. En el mar de Norte es el tamaño de las olas quien determina la dimensión del

pilote. En el mar Báltico es la presión del hielo a la deriva quien decide el tamaño de la

cimentación. Esta es la razón por la que los costes de la cimentación monopilote

aumentan más rápidamente en el mar Báltico que en el mar del Norte. Los costes

incluyen la instalación (precios de 1997).



Fig. 50. Variación del coste respecto a la profundidad del agua

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

La utilización de las cimentaciones monopilote supone taladrar un agujero de 8 a

10 metros de profundidad para cada una de las turbinas (Wind World 500 kW). Cada

pilote de acero se encaja dentro de la roca sólida. Una vez que las cimentaciones han

sido colocadas en su lugar, las turbinas ya pueden ser atornilladas a la parte superior de

los monopilotes. Realizar toda la operación lleva unos 35 días bajo unas condiciones

climáticas normales en el Báltico.

• Trípode

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

acero con tres patas para campos petrolíferos marinos marginales en la industria del

petróleo.

Desde el pilote de acero bajo la torre de la turbina parte una estructura de acero

que transfiere los esfuerzos de la torre a tres pilotes de acero. Los tres pilotes están

clavados de 10 a 20 metros en el lecho marino, dependiendo de las condiciones del

suelo y de las cargas del hielo.



Fig. 51 Trípode.

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

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

emplazamiento antes de la instalación.

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

relativamente pequeño (0,9 m) en cada esquina. Debido a requerimientos de

pilotamiento, la cimentación en trípode no es apropiada para lechos marinos con

múltiples y grandes bloques de roca.

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

Además este tipo de cimentación no es conveniente para profundidades del agua

menores a 6-7 metros. La razón principal es que las embarcaciones de servicio a bajas

profundidades tendrán problemas para acercarse a la cimentación debido a la estructura

de acero.

Al igual que en el punto anterior, la diferencia entre los costes del mar del Norte

y el mar Báltico son que en el mar del Norte son las olas quienes determinan el

dimensionamiento, mientras que en el mar Báltico el factor decisivo es el hielo. Los

costes incluyen instalación (precios de 1997).



Fig. 52. Variación del coste respecto a la profundidad del agua

5.2. Instalación eléctrica

Las turbinas están situadas normalmente, a una distancia de 5 kilómetros de la

costa y a una profundidad de hasta 30 metros.

Para evitar que se pierda mucha energía en su viaje hasta tierra, la electricidad se

transporta a un elevado voltaje (33000 voltios). Para ello se convierte mediante

transformadores situados en el mar.

Tras esta conversión, la electricidad es llevada por cables submarinos hasta

subestaciones o hasta tierra, y desde allí hasta la red nacional.

Fig. 53. Instación eléctrica básica del aerogenerador.



Hay tres opciones de realizar la conexión a la red:

1.- Conexión en estrella. Cada turbina es conectada directamente a la planta. Esta

solución es muy flexible pero también es muy cara.

2.- Conexión en anillo. Las dos turbinas de los extremos se conectan a la planta. Esta

solución es bastante estable, ya que si el cable entre dos turbinas se rompe, todas las

turbinas pueden seguir suministrando electricidad a la red.

3.-Conexión central. La turbina central se conecta a la planta. Las otras turbinas se

conectan en serie a la turbina central. Esta solución es la menos flexible, puesto que

si se rompe uno de los cables entre dos turbinas, algunas de ellas dejarían de

proporcionar electricidad a la red.



5.3. Construcción

A continuación se va a describir como se realiza el montaje de un parque

offshore. En este ejemplo la cimentación elegida ha sido el monopilote.

En primer lugar los pilotes son remolcados uno a uno hasta el parque eólico,

antes de ser instalados por un buque que dispone de 8 “patas” extensibles, que le

permiten apoyarse en el fondo marino, proporcionando una plataforma estable para

llevar a cabo la colocación de los pilotes.

Fig. 54. Pilotes de acero en el puerto

Fig. 55. Instalación de un monopilote



Una vez instalados, cada pilote está preparado para la instalación del equipo

auxiliar necesario, así como de las turbina.

Al mismo tiempo que llegan los pilotes al puerto, también lo hacen otros

componentes, que han de ser almacenados. Además comienzan los trabajos de

ensamblaje de las distintas partes. Se intenta realizar la mayor parte del trabajo posible

en tierra firme, ya que resulta mucho más sencillo y barato.

Fig. 56. Equipamiento básico de construcción.

1.Receptáculo de las turbinas 2. Piezas de transición

3. Plataformas de acceso 4. Secciones de la torre de las turbinas

Cuando el parque eólico esté operativo, se necesitará acceder a las turbinas para

realizar el mantenimiento o alguna reparación. Para mantener las turbinas, el personal

accederá a ellas por barco, por lo tanto, en cada monopilote se coloca un embarcadero

que consta de una escala y dos defensas colocadas a ambos lados de la escala. Estas

defensas sobresalen del pilote permitiendo a un pequeño buque asegurarse

temporalmente junto a la escala mientras el equipo de mantenimiento realiza su trabajo.



Fig. 57. Instalación del embarcadero

Una vez colocado el embarcadero, se lleva a cabo la instalación de la pieza de

transición, que forma la base sobre la que se colocará la turbina. Una grúa colocada en

la cubierta de un buque realiza está operación. En primer lugar se encaja en la parte

superior del pilote y más tarde se asegura su posición añadiéndole mortero a la unión.

Fig. 58 Instalación de una pieza de transición

Estas piezas, que están pintadas de amarillo brillante para realzar su visibilidad,

se colocan con una escala exterior, una plataforma de acceso superior y otras dos

plataformas intermedias que facilitarán el acceso al equipo de mantenimiento a las

turbinas.



La electricidad de las turbinas será llevada hasta la orilla mediante dos cables

que serán conectados a los cables de tierra en una instalación subterránea. Estos cables

se colocan con la ayuda de un barco que simultáneamente coloca y entierra los cables

desde las turbinas hasta la orilla. Una vez allí el barco es amarrado y se realiza la

instalación por debajo de la playa y la interconexión en tierra.

Fig. 59 Instalación de los cables.

A continuación se realiza la instalación de las turbinas propiamente dichas. De

nuevo este trabajo se realiza con la ayuda del buque usado para la colocación de los

pilotes. Las turbinas son transportadas una a una, pero en varias piezas, lo que significa

que hay que colocar varios componentes sucesivamente hasta terminar la instalación.

El barco transporta los componentes de una turbina en su cubierta. Se coloca al

lado del pilote e instala la turbina usando sus grúas. Una vez finalizado este trabajo

vuelve al puerto para recoger la siguiente turbina y repetir el procedimiento.



Fig. 60. Barco transportando e instalando los componentes de una turbina

Fig. 61 Primera turbina completada Fig. 62 Cinco turbinas completadas

Los cables entre las turbinas son enterrados en el fondo marino y conectan una

turbina a la siguiente. Estos cables son simultáneamente colocados y enterrados usando

un vehículo submarino que es dirigido por control remoto desde un barco.



6. Estudio de impacto ambiental

6.1. Introducción

Muchos de los efectos medioambientales que causan las centrales eólicas

tradicionales, deben estudiarse a la hora de evaluar los impactos generados por las

modernas centrales offshore. En cualquier caso, se presta especial atención en este

apartado a otros efectos propios exclusivamente de las centrales offshore.

El potencial de mitigación de emisiones que ofrece la generación eoloeléctrica

representa una ventaja sobre las tecnologías de generación convencionales que queman

carbón y combustibles derivados del petróleo. El valor efectivo del potencial de ahorro

de combustibles fósiles y de redución de emisiones a la atmósfera depende de la mezcla

de tecnologías de generación en el sistema eléctrico que se trate. La Comisión Europea

estima que la operación de 10.000 MW eoloeléctricos en la Unión Europea evitaría la

emisión de 20 millones de toneladas de CO2 por año, lo que representaría un ahorro

total de 3.500 millones de euros por el concepto de combustibles fósiles no quemados.

La promoción de la tecnología eoloeléctrica mediante argumentos ambientales

ha provocado que estos proyectos se analicen detalladamente. Si bien esto ha

disminuido la implantación de dicha tecnología, también ha ayudado a fortalecerla, ya

que se han orientando fuerzas a cuantificar detalladamente los efectos adversos, así

como a reducirlos substancialmente.

Algunas de las imputaciones del impacto ambiental son objetivas, aunque a

veces se exageran y generalizan, pero son específicas de situaciones particulares. Otras

son de carácter subjetivo y dependen en buena medida del ánimo de la opinión pública.

Sin embargo, los efectos negativos sobre el medio ambiente que producen la

construcción y funcionamiento de un parque eólico son en general escasos, como

veremos más adelante.



6.2. Impactos positivos

La generación de energía eléctrica empleando la acción del viento, tiene efectos

medioambientales muy positivos si se emplea como alternativa a otras formas de

generación (centrales térmicas, nucleares…). Los principales efectos beneficiosos se

explican a continuación y constituyen uno de los motivos fundamentales del auge de

este tipo de centrales.

• Reducción de emisiones

Cada kWh de electricidad producida por generadores eoloeléctricos sustituye a

un kWh que normalmente sería producido por combustión de combustibles fósiles. El

empleo de energías renovables puede ayudar en gran medida a reducir las emisiones de

diferentes agentes dañinos para el medioambiente, en concreto:

∼ Reducción de emisiones de agentes de efecto invernadero.- La concentración

atmosférica de CO2 ha crecido un 25% desde la Revolución Industrial, siendo el

principal causante del efecto invernadero que deriva en el calentamiento global

del Planeta. La tabla siguiente muestra las emisiones de CO2 según el método de

obtención de energía eléctrica.

Fig. 63. Emisiones de CO2.



Y este gráfico muestra los niveles esperados de las emisiones de CO2 en

el año 2010 comparados con los actuales.

Fig. 64. Reducción de emisiones de CO2 en EU.

Queda patente que la instalación de centrales eólicas es un método de

generación de energía eléctrica limpia y, al ser más económico y eficiente que el

empleo de energía solar, resulta ser la mejor solución para cumplir con los

protocolos de reducción de emisiones.

∼ Reducción de emisiones de agentes acidificantes.- Los principales causantes de

lluvia ácida son los óxidos de nitrógeno y azufre, NOx y SO2. El empleo de

energía eólica como medio de producción de electricidad conlleva una reducción

importante de emisiones de todos estos agentes, como muestran las tablas

siguientes.



Fig. 65. Parámetros.

Reducción anual de distintas emisiones gracias a la energía eólica existente en Europa.

Fig. 66. Estimaciones de la European Wind Energy Association de reducción de emisiones, según la

instalación de energía eólica prevista.

• Reducción de consumo de combustibles fósiles

Sucesos como las crisis del petróleo de 1973 y 1979, así como las guerras en

Oriente Medio de 1991 y 2003, han puesto de manifiesto la vulnerabilidad de la

economía mundial ante la dependencia del consumo de combustibles fósiles para

producir energía. Por lo tanto es esencial encontrar medios alternativos de producción

de energía como el empleo de generadores eólicos. La energía eólica puede así

contribuir a garantizar la demanda energética, además de reducir las dañinas emisiones

atmosféricas comentadas.

Por otro lado, las limitadas reservas de combustibles fósiles se consumirán

mucho más rápidamente si se en emplean a producción de energía. Estos combustibles

son necesarios para procesos industriales como la producción de acero o la industria

petroquímica, para los que no hay alternativa. Por ello también es importante emplear

energías alternativas y poder destinar los combustibles fósiles en mayor medida a la

industria plástica y del acero.



6.3. Impactos negativos

• Impacto del ruido aéreo

La emisión de ruido aéreo puede llegar a ser un inconveniente cuando los

aerogeneradores se instalan cerca de lugares habitados. Esto ha llegado a ser una

limitación importante en países que tienen poca extensión territorial (como los Países

Bajos y Dinamarca), así como en aquellos donde la implantación de la generación

eoloeléctrica se ha llevado a cabo de manera importante cerca de zonas muy pobladas

(como en Alemania).

En los países con gran extensión territorial que poseen recurso eólico en zonas

alejadas de lugares habitados, prácticamente este problema no existe. Para que las

centrales eoloeléctricas no ocasionen molestias de ruido a sus vecinos, algunos países

han emitido normas ambientales que limitan su cercanía a lugares habitados. Por

ejemplo, en Alemania las centrales eoloeléctricas se deben instalar a una distancia tal

que los habitantes más cercanos no perciban un ruido mayor que 45 dB. En términos

prácticos, esta distancia no es mayor que 1 km.

Las figuras siguientes muestran un ejemplo de cómo disminuye el ruido que

emite un aerogenerador en función de la distancia a su punto de instalación.



Fig. 67. Nivel de ruido con la distancia al aerogenerador

Cada cuadrado mide 43 por 43 metros, correspondiente a un diámetro de rotor.

Las áreas rojas brillantes son las áreas con una alta intensidad sonora, por encima de los

55 dB(A). Las áreas suaves indican áreas con niveles de sonido por encima de los 45

dB(A), que normalmente no serán utilizadas para la construcción de viviendas, etc.

Como se puede ver, la zona afectada por el sonido sólo se extiende a una

distancia de unos pocos diámetros de rotor desde la máquina.

La figura muestra una comparación con el ruido que se percibe de otras fuentes.

En lo que se refiere a centrales offshore, la mayoría de las de reciente

construcción se sitúan a una distancia superior a 1 km de la costa por lo que el impacto

sobre la intensidad de ruido aéreo se minimiza. Además las turbinas modernas son cada

vez más silenciosas gracias a la calidad de materiales y precisión de ajustes empleados

en su fabricación.



Fig. 68.- Escala de ruido

Además ningún paisaje está nunca en silencio absoluto. Por ejemplo, las aves y

las actividades humanas emiten sonidos y, a velocidades de viento de alrededor de 4-7

m/s y superiores, el ruido del viento en las hojas, arbustos, árboles, mástiles, etc.

enmascarará gradualmente cualquier potencial sonoro de los aerogeneradores.

Esto hace que la medición del sonido de los aerogeneradores de forma precisa sea muy

difícil. Generalmente, a velocidades de 8 m/s y superiores llega a ser una cuestión

bastante abstrusa el discutir las emisiones de sonido de los modernos aerogeneradores,

dado que el ruido de fondo enmascarará completamente cualquier ruido de la turbina.

De forma general, en la práctica es mucho más fácil calcular las emisiones de sonido

potenciales que medirlas.



Dado que la distinción entre ruido y sonido es un fenómeno con un alto factor

psicológico, no es fácil elaborar un modelo sencillo y universalmente satisfactorio del

fenómeno del sonido. De hecho, un estudio llevado a cabo por el instituto de

investigación danés "DK Teknik" parece indicar que la percepción del sonido de los

aerogeneradores por parte de las personas está más gobernada por su actitud hacia la

fuente de sonido que por el sonido real en sí mismo.

• Impacto visual

El impacto visual depende de la percepción subjetiva de las personas. Para

algunas los aerogeneradores son feos y deterioran el paisaje, mientras que para otras son

agradables y representan una tecnología amigable al medio ambiente. Al igual que el

problema de ruido, el impacto visual depende de la cercanía entre las poblaciones y las

centrales eoloeléctricas.

Así mismo, adquiere mayor o menor dimensión dependiendo de varios factores

psicológicos y sociales. Por ejemplo, si la generación eoloeléctrica ayuda a crear nuevas

fuentes de empleo y contribuye al desarrollo regional, difícilmente los aerogeneradores

pueden verse rechazados por motivos estéticos. Por supuesto, en este sentido lo que

cuenta es la opinión pública mayoritaria. En una encuesta para la Comisión de la

Comunidad Europea, se encontró que el 80% de los interrogados están a favor de la

generación eoloeléctrica, el 5% se opone y el 15% es neutral.

Para las centrales eoloeléctricas de Denvon y Cornwall en el Reino Unido, el

84% de la población aprobó la generación eoloeléctrica después de la construcción de la

primera central. El 70% de los interrogados estuvieron de acuerdo en ver más centrales

eoloeléctricas en el área y sólo el 4% no estuvo de acuerdo con el proyecto.

En Escocia, para la central eoloeléctrica de Cammanes, el 86% de la población

local interrogada aprobó el proyecto inmediatamente después de su construcción. Un

año después se obtuvo que el mismo porcentaje aún estaba a favor del proyecto. Otra

encuesta en la misma zona, enfocada exclusivamente al impacto visual, mostró que el



75% de los interrogados realizaron comentarios favorables respecto a la apariencia de la

central. Sólo el 7% se sintieron ofendidos por la apariencia de la central, el 91% no se

sintieron ofendidos y el 2% se mostró indiferente.

En un estudio realizado en 1994 en Nueva Zelanda, se encontró que el 87% de

los interrogados aprueban la generación eoloeléctrica en sus áreas y sólo el 4% responde

de manera negativa. Con relación a un aerogenerador de 225 kW instalado cerca de

Brooklyn, en una colina donde la mayoría de la población lo puede ver, se ha

comprobado que: “El aerogenerador ha probado ser muy popular. Está abierto a visitas

durante todo el año de 9 a 12 horas al día. Se cuenta con amplio estacionamiento que

normalmente está lleno los fines de semana durante el verano con gente que observa el

aerogenerador, los paneles informativos y que disfruta de la vista de la ciudad y de la

bahía. El aerogenerador es ahora una atracción pública y en los recorridos turísticos de

Wellington se incluye su visita”.

Por otro lado, el creciente empleo de simulaciones y fotomontajes con ordenador

permite predecir el aspecto físico de una central antes de proceder a su instalación y

elegir las soluciones estéticamente más favorables.

Para minimizar el impacto visual, las turbinas se pintan de un color gris que les

hace formar un conjunto armonioso con el entorno.

Además el hecho de que una turbina de 1,5 MW difiere muy poco estéticamente

de una de 500 kW, hace que la tendencia hacia la instalación de turbinas mayores

reduzca los impactos visuales para la misma capacidad instalada.

Desde un punto de vista estético, los grandes aerogeneradores también suponen

una ventaja, porque generalmente tienen una velocidad de rotación menor que las

turbinas más pequeñas. Así pues, en general las grandes turbinas no llaman la atención

de la misma forma que lo hacen los objetos que se mueven rápidamente.



Fig. 69. Impresionante y bellísima imagen del horizonte eólico .

• Impacto sobre las aves

A la par de la experiencia operativa de una gran cantidad de centrales

eoloeléctricas en el mundo, se han emprendido estudios sobre la mortalidad de aves al

chocar contra los rotores y las estructuras de los aerogeneradores. También se ha

estudiado el efecto de los aerogeneradores sobre el hábitat y costumbres de las aves. En

el Acuerdo para la Cooperación en la Investigación y Desarrollo de Sistemas de

Generación Eoloeléctrica, en el seno de la Agencia Internacional de Energía, se ha

reportado lo siguiente: “Todos los países miembros continúan expresando su inquietud

acerca de la posibilidad de mortalidad de aves (por operación de centrales

eoloeléctricas). La muerte de aves fue reportada como mínima y estudios llevados a

cabo en varios países sugieren que los aerogeneradores no tienen impacto significativo

en la vida de las aves, al compararse con otras actividades humanas. El problema varía

sustancialmente de un sitio a otro y muchas centrales eoloeléctricas afirman no tener

problemas al respecto”.

En 1995, Dinamarca señaló haber encontrado evidencias de que una vez que se

ha concluido la construcción y puesta en operación de una central, las aves locales se

“familiarizan” con los aerogeneradores y tienden a evitarlos. De hecho, cambian su ruta

de vuelo unos 100-200 metros antes de llegar a la turbina, y pasan sobre ella a una

distancia segura (figura). En Dinamarca hay varios ejemplos de aves (halcones)

anidando en jaulas montadas en las torres de los aerogeneradores.



Fig. 70. Migraciones marítimas de las aves, se observa como vuelan alrededor de las turbinas (marcadas

con cruces) en el parque eólico The Nysted, Dinamarca.

Algunas aves se acostumbran a los aerogeneradores muy rápidamente, a otras les

lleva algo más de tiempo. Así pues, las posibilidades de levantar parques eólicos al lado

de santuarios de aves depende de la especie en cuestión.

La Asociación Europea de Energía Eólica dice sobre este asunto: “Las turbinas

eólicas, a pesar de su tamaño y de sus palas en movimiento, no presentan un problema

especial, de acuerdo a lo encontrado en estudios realizados en Alemania, Los Países

Bajos, Dinamarca y el Reino Unido. Las líneas de transmisión de energía eléctrica

presentan una amenaza mucho mayor que los aerogeneradores. La principal sociedad

ornitológica del Reino Unido apoya los desarrollos eólicos ubicados y diseñados de

manera sensata”.



Fig. 71. Estimación anual de la muerte de aves.

La tabla muestra una estimación realizada en Holanda sobre el número anual de

muertes de pájaros por causas humanas diversas, poniendo de evidencia que las muertes

por la presencia de aerogeneradores son completamente despreciables respecto a otras

como las líneas de alta tensión, el tráfico o la caza.

• Impacto sobre fauna y fondo marino

Los efectos sobre los ecosistemas marinos derivan fundamentalmente de la fase

de construcción por las labores de cimentación y destrucción de suelo marino. La

importancia de estos efectos depende de diversos factores como localización, tipo de

ecosistema, técnicas y materiales de construcción y duración. El método más ecológico

es tratar los sedimentos tan poco como sea posible. La preparación para cimientos y

cables de mar debe ser realizada tan cuidadosamente como sea posible para evitar la

dispersión del sedimento.

En cualquier caso, los estudios realizados con proyectos existentes demuestran

que en la mayoría de ocasiones se produce una rápida recolonización de las zonas



destruidas y adaptación al nuevo entorno por parte de la fauna local. Por ejemplo, en el

parque eólico The Nysted (Dinamarca) se llevaron a cabo estudios en los que se observó

que durante la construcción (especialmente al colocar los cimientos), las focas

abandonaron la zona pero volvieron rápidamente una vez terminada esta fase. Además,

hay que recalcar que se utilizaron equipos acústicos submarinos para evitar causar algún

daño a los animales y a sus oídos.

• Interferencia electromagnética

La experiencia ha demostrado que el diseño cuidadoso de una central eólica de

generación de energía eléctrica, evitará cualquier tipo de interferencia con sistemas de

telecomunicación. Sin embargo es útil comentar los fenómenos que pueden ocurrir.

Los aerogeneradores pueden producir ciertas interferencias electromagnéticas

por reflexión de señales contra las palas del rotor, de tal forma que un receptor cercano

pueda recibir tanto la señal directa como la reflejada. Los materiales plásticos

reforzados con fibra de vidrio, usados en la actualidad en la mayoría de nuevos

aerogeneradores, son especialmente transparentes a las ondas electromagnéticas y sus

posibles interferencias son muy reducidas.

Los posibles tipos de señales que pueden verse afectados por interferencia

electromagnética son señales de radio, televisión, telefonía móvil y señales de control de

tráfico aéreo y marítimo. Los diseñadores deben consultar a las autoridades civiles y

militares pertinentes para determinar el tipo de señales que pueden verse afectadas en la

zona y emplear las medidas correctoras adecuadas.

De todas formas, en toda Europa coexisten aerogeneradores y sistemas de

telecomunicación sin problemas destacables.

• Periodo de restitución de la energía

Los modernos aerogeneradores recuperan rápidamente toda la energía gastada en

su fabricación, instalación, mantenimiento y desmantelamiento. Bajo condiciones de



viento normales, a una turbina le cuesta entre dos y tres meses recuperar toda la energía

implicada.

Este es uno de los principales resultados del análisis del ciclo de vida de los

aerogeneradores hecho por la Asociación Danesa de la Industria Eólica. El estudio

incluye el contenido energético de todos los componentes de un aerogenerador, y

también incluye el contenido de energía global de todos los eslabones de la cadena de

producción.

Los aerogeneradores instalados en el mar pueden tener un balance de energía

ligeramente favorable respecto a los instalados en tierra, dependiendo de las condiciones

de viento locales. En Dinamarca y en los Países Bajos, donde las turbinas terrestres

están típicamente situadas en terreno llano, los aerogeneradores marinos producen un 50

por ciento más de energía que los situados en los emplazamientos terrestres cercanos.

La causa es la baja rugosidad de la superficie del mar. Por otro lado, la construcción e

instalación de las cimentaciones requiere un 50 por ciento más de energía que las

terrestres. Sin embargo, debe tenerse presente que los aerogeneradores marinos tienen

una mayor vida esperada que las turbinas terrestres, alrededor de 20 a 30 años. El

motivo es que la baja turbulencia en el mar provoca menores cargas de fatiga en los

aerogeneradores.

6.4. Medidas correctoras

Para la viabilidad ambiental de cualquier proyecto es necesario estudiar las

posibles medidas correctoras a aplicar en las distintas fases de dicho proyecto, con el

objetivo de reducir los efectos perjudiciales que éste pueda ejercer sobre el entorno.

• Planificación, construcción y puesta en marcha

Al realizar un proyecto de instalación de una central eólica offshore, se deben

detallar todos los impactos explicados anteriormente y recoger los resultados en un

estudio de impacto ambiental. En dicho estudio se analizarán las diferentes alternativas



para reducir los impactos, lo que generalmente llevará a selección de determinadas

variables del proyecto como turbinas, materiales, localización…

• Desmantelamiento y restauración del entorno

La fase de desmantelamiento debe estar detallada desde la presentación del

proyecto y se deben indicar unas directrices de procedimiento que garanticen la retirada

de todos los elementos instalados. Para reducir los impactos ambientales, es

recomendable prever también medidas de repoblación de fauna marina una vez

desmantelada la central.

Hay que destacar que los costes de desmantelamiento y de las posibles medidas

correctoras a realizar se recuperarán con el valor residual de las turbinas desmanteladas

y del cobre del cableado. Además la facilidad de desinstalación de los aerogeneradores

es otro de los efectos significativamente beneficiosos del empleo de energía eólica para

producir energía eléctrica. Basta compararlo con los costes de almacenamiento de

residuos producidos al desechar una central nuclear.

• Materiales reciclables

Los aerogeneradores están compuestos por diversos materiales que pueden

someterse a procesos de reciclado. Se resumen a continuación los posibles tratamientos

de residuos derivados de los aerogeneradores.

∼ Palas del rotor.- compuestas de polímeros (generalmente poliésteres o epóxis)

reforzados con fibra de vidrio. Se pueden reciclar como elementos de relleno

para la industria del plástico. La fibra se puede emplear en trabajos de

construcción y la resina matriz como combustible.

∼ Cimentaciones.- compuestas por acero que se puede reutilizar en la industria

siderometalúrgica y cemento que se puede emplear como agregado en el sector

de la construcción.

∼ Torretas.- realizadas generalmente en acero tubular, que puede reutilizarse en la

industria siderometalúrgica.



∼ Reductores de velocidad.- sus piezas de acero pueden reutilizarse en la industria

siderometalúrgica.

Se explican a continuación las diferentes medidas de diseño de cara a facilitar el

reciclado de los aerogeneradores.

-Minimizar el número de componentes y asegurar su fácil desmantelamiento.

-No fabricar las palas del rotor en PVC.

-Emplear en su lugar polímeros reciclables como los indicados arriba.

-Elegir lubricantes reciclables.

-Detallar de forma precisa la composición de los aceros aleados empleados.

6.5. Conclusiones del Estudio de Impacto Ambiental.

La creciente demanda energética de los países en vías de desarrollo para

alcanzar los niveles de bienestar en el mundo desarrollado, va acompañada de graves

consecuencias ambientales. Por ello es necesario que Europa actúe como ejemplo

potenciando el desarrollo de energías alternativas menos contaminantes, que reduzcan el

uso de combustibles fósiles y energía nuclear.

En Noviembre de 1997, el Parlamento Europeo hizo un llamamiento a los países

de la Unión Europea para reducir sus propias emisiones de gases de efecto invernadero

en un 15 %, independientemente de los resultados que se obtendrían en la conferencia

de Kyoto de Diciembre de 1997. Para ello se están tomando medidas legales y fiscales y

se limita el uso de energía nuclear como alternativa a la obtención de energía eléctrica.

La energía eólica, en concreto su aprovechamiento mediante las modernas instalaciones

offshore, es técnica y económicamente adecuada para alcanzar dichos compromisos.



7. Instalaciones existentes

En los últimos años se han llevado a cabo diversos proyectos de instalaciones

offshore en distintos países de Europa. Las primeras centrales fueron proyectos “piloto”,

pequeños parque eólicos con una capacidad de producción inferior a 5 MW, que

sirvieron para comprobar el elevado potencial de esta tecnología. Esos primeros

proyectos (hasta el año 1996) tenían en común:

• Distancia a la costa inferior a 10 km.

• Situación en zonas de profundidad inferior a 10 m.

• Se realizaron en Dinamarca, Holanda o Suecia.

El éxito de esas experiencias, llevó a países como Reino Unido, Alemania o

Irlanda a interesarse por esta forma de producción de energía eléctrica.

En la actualidad se han alcanzado los 600 MW de producción de energía

eléctrica en centrales offshore en Europa. Las primeras experiencias sirvieron para

estudiar la viabilidad técnica y económica de centrales mayores, habiéndose alcanzado

cifras como los 165,6 MW de la central de Nysted en Dinamarca.

El uso exclusivo de la tecnología offshore que realizaban los países del Mar del

Norte parece haber llegado a su fin con el interés mostrado por países como España o

Francia, que ya tienen proyectada la instalación de nuevas centrales en sus costas.

Ambos países esperan instalar 500 MW a corto plazo y las expectativas a medio plazo

son aún más impactantes, como se explica en el apartado relativo al futuro de las

centrales offshore.

La tabla siguiente muestra las características fundamentales de las centrales

eólicas offshore existentes en Europa.



Los proyectos realizados hasta el momento, permiten extraer diversas

conclusiones que se exponen a continuación y que permitirán desarrollar los proyectos

futuros de una forma más eficiente.

Localización Turbinas Capacidad Año País

Vindeby 11 x Bonus 450 kW 4,95 MW 1991 Dinamarca

Tunoe Knob 10 x Vestas 500 kW 5 MW 1995 Dinamarca

Middelgrunden 20 x Bonus 2 MW 40 MW 2000 Dinamarca

Horns Rev 80 x Vestas 2 MW 160 MW 2002 Dinamarca

Samso 10 x Bonus 2,3 MW 23 MW 2002 Dinamarca

Fredrickshavn

2 x Vestas 3 MW

1 x Bonus 2,3 MW

1 x Nordex 2,3 MW

10,6 MW 2003 Dinamarca

Nysted 72 x Bonus 2,3 MW 165,6 MW 2003 Dinamarca

Wilhelmshaven 1 x Enercon 4,5MW 4,5 MW 2004 Alemania

Arklow Bank 7 x GE Wind 3,6

MW 25,2 MW 2003 Irlanda

Lely 4 x NedWind 500 kW 2 MW 1994 Holanda

Dronten 28 x Nordtank 600

kW 16,8 MW 1996 Holanda

Bockstigen 5 x Wind World 550

kW 2,75 MW 1997 Suecia

Utgrunden 7 x Enron Wind 1,5

MW 10,5 MW 2000 Suecia

YttreStengrund 5 x NEG Micron 2

MW 10 MW 2001 Suecia

Blyth 2 x Vestas 2 MW 4 MW 2000 Reino Unido

North Hoyle 20 x Vestas 3 MW 60 MW 2003 Reino Unido

Scroby Sands 20 x Vestas 3 MW 60 MW 2004 Reino Unido

TOTAL 396 turbinas 597,7 MW

Fig. 72. Localización europea de turbinas.



En primer lugar, se ha puesto en evidencia que todo tipo de investigaciones

geofísicas y geotécnicas llevadas a cabo durante los estudios de viabilidad son

esenciales para llegar a una implantación correcta. Un mayor número de horas-hombre

empleadas en la fase de planificación, diseño e ingeniería de desarrollo es

imprescindible para optimizar la eficiencia de la instalación.

Por otro lado, uno de los aspectos que precisan más atención es el diseño de la

cimentación, de ahí la importancia de los estudios geotécnicos y geofísicos. El diseño de

la cimentación depende de las condiciones del suelo y de la profundidad. Cuanto más

lejos de la costa se instalan las turbinas, mayores son los costes al aumentar la

profundidad. Sin embargo, el coste se ve compensado por la reducción de los impactos

ambientales (especialmente el visual), así como por el mayor rendimiento obtenido por

aumentar la velocidad del viento.

Con el aumento creciente de las distancias a la costa y la profundidad, los

diseños monopilote tradicionales están siendo sustituidos por otros diseños que incluyen

trípodes, apoyos en forma de arco y grandes bloques de sustentación.

Además los proyectos existentes han puesto de manifiesto la gran dificultad de

construcción y puesta en marcha, creciente con la lejanía a la costa. Entre las principales

dificultades (excluyendo la cimentación ya comentada) cabe destacar:

∼ Necesidad de cableados con aislamientos especiales para largas distancias, que

incrementan los costes de instalación.

∼ Problemas de acceso a las instalaciones para labores de control y mantenimiento.

∼ La influencia de las condiciones climatológicas es mucho más crucial que en las

centrales eoloeléctricas tradicionales. Las labores de construcción, así como las

de mantenimiento, pueden verse interrumpidas con mucha más facilidad debido

al estado del mar.

En cualquier caso, aprender de la experiencia cosechada va a permitir

indudablemente un crecimiento elevado de la eficiencia en el empleo de la tecnología



offshore. Este aumento se puede apreciar en la tabla de la página siguiente, en la que se

relativiza la producción de energía de diferentes centrales al área ocupada.

Localización Turbinas Distancia

a la costa

Profundidad

de agua Capacidad

Generación

(kWh / m2) Año País

Vindeby 11 x Bonus

450 kW 1,5-3 km 2,5-5 m 4,95 MW 1130 1991 Dinamarca

Tunoe Knob 10 x Vestas

500 kW 6 km 3-5 m 5 MW 1046 1995 Dinamarca

Bockstigen

5 x Wind

World 550

kW

4 km 6 m 2,75 MW 1544 1997 Suecia

Utgrunden

7 x Enron

Wind 1,5

MW

12 km 7-10 m 10,5 MW 1370 2000 Suecia

Blyth 2 x Vestas

2 MW 1 km 6 m 4 MW 1754 2000

Reino

Unido

Middelgrunden 20 x Bonus

2 MW 2-3 km 2-6 m 40 MW 1100 2000 Dinamarca

YttreStengrund

5 x NEG

Micron 2

MW

5 km 8 m 10 MW 1475 2001 Suecia

Horns Rev 80 x Vestas

2 MW 14-20 km 6-14 m 160 MW 1493 2002 Dinamarca

Samso 10 x Bonus

2,3 MW 3,5 km 11-18 m 23 MW 1480 2002 Dinamarca

Nysted 72 x Bonus

2,3 MW 9 km 6-10 m 165,6 MW 1600 2003 Dinamarca

Arklow Bank

7 x GE

Wind 3,6

MW

7-12 km 5 m 25,2 MW 1600 2003 Irlanda

North Hoyle 20 x Vestas

3 MW 7-8 km 12 m 60 MW 1600 2003

Reino

Unido

Scroby Sands 20 x Vestas

3 MW 2,3 km 8 m 60 MW 1600 2004

Reino

Unido

TOTAL 396

turbinas 597,7 MW

Fig. 73. Localización europea de turbinas.



Fig. 74.Localización de parques eólicos offshore en el Reino Unido.



Fig. 75.Localización de parques eólicos offshore en Dinamarca.

Azul: Proyectos operativos

1. Vindeby, 11 * 450 kW Bonus

2. Tunø Knob, 10 * Vestas 37/500

3. Middelgrunden, 20 * 2000 kW Bonus

4. Horns Rev, 80 * Vestas 80/2000

5. Nysted, 72 * Bonus 82/2.300

6. Samsø, 10 * Bonus 82/2.300

7. Frederikshavn, 11 MW (Bonus, Vestas, Nordex)

8. Ronland, 4 * 2 MW Vestas, 4 * 2.3 MW Bonus

Rojo: Otros proyectos planeados

9. Horns Rev - II 200 MW

10. Nysted - II , 200 MW

Amarillo: proyectos alemanes planeados



8. Análisis de viabilidad económica 8.1. ¿Cuánto cuesta un aerogenerador?

• El precio banana

Fig. 76. Rango de precios de los aerogeneradores respecto a su potencia.

El gráfico de arriba da una idea del rango de precios de los aerogeneradores

modernos conectados a red, en febrero de 1998. Como se puede ver, los precios varían

para cada tamaño de aerogenerador. Los motivos son, por ejemplo, las diferentes alturas

de las torres y los diferentes diámetros de rotor. Un metro extra de torre costará

aproximadamente 1.500 dólares americanos. Una máquina especial para vientos suaves

con un diámetro de rotor relativamente grande será más cara que una máquina para

vientos fuertes con un diámetro de rotor pequeño.

• Economías de escala

Al cambiar de una máquina de 150 kW a otra de 600 kW los precios más o

menos se triplicarán, en lugar de cuadruplicarse. La razón es que hasta cierto punto

existen economías de escala, la cantidad de mano de obra que participa en la

construcción de una máquina de 150 kW no es muy diferente de la que hace falta para

construir una máquina de 600 kW. Por ejemplo las características de seguridad, la

cantidad de electrónica necesaria para hacer funcionar una máquina pequeña o una

grande es aproximadamente la misma. También puede haber (algunas) economías de



escala en la operación de parques eólicos en lugar de operar turbinas individuales,

aunque estas economías tienden a ser bastante limitadas.

• Competencia de precios y gama de productos

Actualmente la competencia de precios es particularmente dura, y la gama de

productos particularmente amplia alrededor de 1000 kW. Aquí es donde probablemente

se encuentra una máquina optimizada para cualquier clima eólico en particular.

• Máquinas típicas de 1000 kW en el mercado actual

Incluso si los precios son muy similares en el rango de 600 a 750 kW, no es

necesario elegir una máquina con un generador lo más grande posible. Una máquina con

un gran generador de 750 kW (y un diámetro de rotor relativamente pequeño) puede

generar menos electricidad que otra de, digamos, 600 kW, si está situada en una zona de

vientos suaves. Hoy se emplean habitualmente máquinas de 1000 kW con una altura de

torre de 60 a 80 metros y un diámetro de rotor de alrededor de 54 metros.

• 1000 dólares por kW en promedio

El precio medio para los grandes parques eólicos modernos está alrededor de

1.000 dólares americanos por kilovatio de potencia eléctrica instalada.

Para turbinas individuales o pequeños grupos de turbinas, los costes estarán

normalmente algo por encima.

8.2. Costes de instalación de aerogeneradores

Los costes de instalación incluyen las cimentaciones, normalmente hechas de

hormigón armado, un transformador (necesario para convertir la corriente a baja tensión

(690 V) de la turbina a una corriente a 10-30 kV para la red eléctrica local), conexión

telefónica para el control remoto y vigilancia de la turbina, y los costes de cableado, es

decir, el cable que va desde la turbina hasta la línea de alta tensión de 10-30 kV.



• Economías de escala de instalación

Es más barato conectar muchas turbinas en la misma localización que conectar

una sola. Por otra parte, hay limitaciones a la cantidad de energía eléctrica que la red

local puede aceptar. Si la red eléctrica es demasiado débil para manejar la producción de

la turbina, puede ser necesario un refuerzo de red, es decir, una extensión de la red

eléctrica de alta tensión. Quién debe pagar por el refuerzo de red (si el propietario de la

turbina o la compañía eléctrica) varía de un país a otro.

• Costes de operación y de mantenimiento en aerogeneradores

Los modernos aerogeneradores se diseñan para trabajar alrededor de 120.000

horas de operación a lo largo de su tiempo de vida de diseño de 20 años. Esto supone

mucho más que un motor de automóvil, que dura generalmente alrededor de 4.000 a

6.000 horas.

8.3. Costes de operación y mantenimiento

La experiencia muestra que los costes de mantenimiento son generalmente muy

bajos cuando las turbinas son completamente nuevas, pero que aumentan algo conforme

la turbina va envejeciendo.

Estudios llevados a cabo en 500 aerogeneradores instalados en Dinamarca desde

1975 muestran que las nuevas generaciones de turbinas tienen relativamente menos

costes de reparación y mantenimiento que las generaciones más viejas (los estudios

comparan turbinas que tienen la misma edad pero que pertenecen a distintas

generaciones).

Los aerogeneradores más antiguos (25-150 kW) tienen costes de reparación y

mantenimiento de una media de alrededor del 3 por ciento de inversión inicial de la

turbina. Las turbinas más nuevas son en promedio sustancialmente más grandes, lo que

tendería a disminuir los costes de mantenimiento por kW de potencia instalada (no

necesita revisar una gran turbina moderna más a menudo que otra pequeña). Para las

máquinas más modernas los rangos estimados son del 1,5 al 2 % al año de la inversión

inicial de la turbina.



La mayoría de costes de mantenimiento son una cantidad anual fija para el

mantenimiento regular de las turbinas, aunque algunos prefieren utilizar en sus cálculos

una cantidad fija por kWh producido, normalmente alrededor de 0,01 dólares

americanos/kWh. El razonamiento sobre el que se apoya este método es que el desgaste

y la rotura en la turbina generalmente aumentan con el aumento de la producción.

• Economías de escala de operación

Además de las economías de escala, mencionadas arriba, que varían con el

tamaño de la turbina, pueden haber economías de escala en la operación de parques

eólicos en lugar de turbinas individuales. Estas economías se refieren a visitas de

mantenimiento cada seis meses, vigilancia y administración, etc.

• Reinversión en la turbina (reacondicionamiento, revisión general)

Algunos componentes del aerogenerador están más sujetos que otros al desgaste

y a la rotura. Esto es particularmente cierto para las palas y para el multiplicador.

Los propietarios de aerogeneradores que ven que el final de la vida de diseño de

su turbina está cerca, pueden encontrar ventajoso alargar la vida de la turbina haciendo

una revisión general de la turbina, por ejemplo reemplazando las palas del rotor.

El precio de un juego nuevo de palas, un multiplicador o un generador suele ser

del orden de magnitud del 15-20 por ciento del precio de la turbina.

• Tiempo de vida de proyecto, vida de diseño

Los componentes de los aerogeneradores se diseñan para durar 20 años.

Evidentemente, se podría diseñar alguno de los componentes para que durase más

tiempo, aunque realmente sería un desperdicio si otros componentes principales fueran a

averiarse antes.

La vida de diseño de 20 años es un compromiso económico útil, que se utiliza

para guiar a los ingenieros que desarrollan los componentes para las turbinas. Sus



ensayos tienen que demostrar que sus componentes tienen una probabilidad de fallo

muy baja antes de que hayan transcurrido 20 años.

La vida real de un aerogenerador depende tanto de la calidad de la turbina como

de las condiciones climáticas locales, es decir, de la cantidad de turbulencias del

emplazamiento.Por ejemplo, las turbinas marinas pueden durar más debido a la baja

turbulencia en el mar. Esto puede implicar costes menores.

• Ingresos en aerogeneradores

Producción de energía en un aerogenerador

Fig. 77. GWh/año para un típico aerogenerador de 600 KW

El gráfico muestra como la producción de energía anual (en millones de kWh)

varía con la intensidad del viento de la localización. Con una velocidad de viento media

de 6'75 m/s a la altura del buje, se obtendría alrededor de 1,5 millones de kWh de

energía anuales.

• Factor de disponibilidad

Las cifras de producción de energía anual consideran que los aerogeneradores

están en condiciones de servicio y preparados para girar todo el tiempo. Sin embargo, en

la práctica, los aerogeneradores necesitan reparación e inspección una vez cada seis

meses para asegurar que siguen siendo seguros. Además, las averías de componentes y

los accidentes (fallos de suministro eléctrico) pueden inutilizarlos.



Estadísticas muy extensas muestran que los fabricantes alcanzan, en

consecuencia, factores de disponibilidad de alrededor del 98 por ciento, es decir, las

máquinas están preparadas para funcionar más del 98 por ciento del tiempo.

La producción de energía total se ve generalmente afectada en menos de un 2

por ciento, dado que los aerogeneradores nunca están en funcionamiento durante los

vientos fuertes.

Un grado tan alto de fiabilidad es extraordinario, comparado con otros tipos de

maquinaria, incluyendo otras tecnologías de generación de electricidad. Así pues, el

factor de disponibilidad suele ignorarse en los cálculos económicos, dado que hay otras

incertidumbres (por ejemplo la variabilidad del viento) que son mucho mayores.

Sin embargo, no todos los fabricantes del mundo tienen un buen registro de

fiabilidad, por lo que siempre es una buena idea revisar el historial de los fabricantes y

la capacidad de servicio antes de salir y comprar un nuevo aerogenerador.

8.4. Energía eólica y tarifas eléctricas

• Tarifas de energía eléctrica

Generalmente las compañías eléctricas están más interesadas en comprar

electricidad durante las horas de picos de carga (máximo consumo) de la red eléctrica,

pues de esta forma se ahorran la utilización de electricidad de unidades generadoras

menos eficientes. De acuerdo con un estudio sobre los costes y beneficios sociales de la

energía eólica realizado por el instituto danés AKF, la electricidad eólica puede ser de

un 30 a un 40 por ciento más valiosa para la red que si se produjera de forma totalmente

aleatoria.



Fig. 78. Contador de electricidad

En algunas áreas, las compañías eléctricas se aplican tarifas eléctricas distintas

dependiendo de la hora del día, cuando se compra la energía eléctrica de los propietarios

privados de aerogeneradores.

Normalmente, los propietarios de aerogeneradores reciben menos del precio

normal de la electricidad para el consumidor, pues ese precio suele incluir el pago a la

compañía eléctrica por los costes de operación y mantenimiento de la red eléctrica,

además de sus beneficios.

• Crédito medioambiental

Muchos gobiernos y compañías eléctricas en el mundo quieren promover el uso

de fuentes de energía renovables. Por lo tanto, ofrecen una prima medioambiental a la

energía eléctrica, por ejemplo en forma de devolución de tasas eléctricas etc. sobre las

tasas normales pagadas por el suministro de energía a la red.

• Crédito de capacidad

Para entender el concepto de crédito de capacidad, se ha de entender su opuesto,

tarifas de potencia: Los grandes consumidores de electricidad suelen pagar tanto por la

cantidad de energía (kWh) que consumen como por la máxima cantidad de potencia que

obtienen de la red, es decir, los consumidores que quieren obtener una gran cantidad de

energía muy rápidamente deben pagar más. La razón de ello es que obligan a la

compañía eléctrica a tener una mayor capacidad de generación total disponible (mayor

potencia de planta).



Las compañías eléctricas tienen que considerar añadir capacidad de generación

cuando le proporcionan acceso a red a un nuevo consumidor. Pero con un número

modesto de aerogeneradores en la red, los aerogeneradores son casi como

"consumidores negativos", posponen la necesidad de instalar otra nueva capacidad

generadora.

Así pues, muchas compañías eléctricas pagan una cierta cantidad anual a los

propietarios de aerogeneradores en concepto de crédito de capacidad. El nivel exacto de

crédito de capacidad varía. En algunos países se paga en función de un número de

mediciones de la potencia producida durante el año. Finalmente, en diversas áreas no se

proporciona ningún tipo de crédito de capacidad, pues se considera como una parte de la

tarifa de energía. En cualquier caso, el crédito de capacidad es una cantidad por año

bastante modesta.

• Costes de potencia reactiva

La mayoría de aerogeneradores están equipados con los denominados

generadores asíncronos, también llamados generadores de inducción. Estos generadores

necesitan corriente de la red eléctrica para crear un campo magnético dentro del

generador con el fin de funcionar. Como resultado, la corriente alterna de la red

eléctrica cercana a la turbina se verá afectada (desplazamiento de fase). En algunos

casos esto puede hacer que disminuya (aunque en algunos casos aumenta) la eficiencia

de la transmisión de electricidad en la red vecina, debido al consumo de potencia

reactiva.

En casi todo el mundo las compañías eléctricas exigen que los aerogeneradores

estén equipados con una batería de condensadores eléctricos conmutables, que

compensan parcialmente este fenómeno (por razones técnicas no quieren una

compensación total). Si la turbina no cumple las especificaciones de la compañía

eléctrica, el propietario puede tener que pagar cargos adicionales.

Normalmente, este no es un problema que preocupe a los propietarios de

aerogeneradores, ya que los fabricantes experimentados suministran por rutina de

acuerdo con las especificaciones de la compañía eléctrica local.



8.5. Aspectos económicos de la energía eólica

• No existe un único precio para la energía eólica

La producción anual de electricidad variará enormemente dependiendo de la

cantidad de viento del emplazamiento de la turbina. Así pues, no hay un único precio

para la energía eólica, sino un rango de precios, dependiendo de las velocidades de

viento.

Fig. 79. Coste de la electricidad respecto a los Kwh

El gráfico anterior muestra cómo varía el coste de la electricidad producida por

un aerogenerador típico de 600 kW con la producción anual.

La relación es en realidad muy simple: si produce el doble de electricidad por

año, paga la mitad de coste por kilovatio hora (si se piensa que los costes de

mantenimiento aumentan con el uso de la turbina, el gráfico no será exactamente cierto,

pero estará muy cerca de serlo).

El ejemplo es para un aerogenerador de 600 kW con una vida de proyecto de 20

años; inversión = 585.000 dólares americanos, costes de instalación incluidos; costes de

operación y mantenimiento = 6.750 dólares americanos/año; 5 por ciento anual de tasa

de interés real.

Se observa en el gráfico inferior, que las velocidades del viento a una altura de

buje de 50 metros son alrededor de un 28 a un 35 por ciento mayores que a una altura de



buje de 10 metros, que es la que normalmente se utiliza para observaciones. Las

velocidades del viento a 10 metros de altura pueden convertirse en velocidades de

viento mayores. Por ejemplo, una velocidad de viento de 6,25 m/s a 10 metros de altura

en una clase de rugosidad 1 se convertirá en 8 m/s a una altura de buje de 50 m.

Fig. 80. Coste de la electricidad respecto a la velocidad del viento a la altura de buje.

8.6. Errores en el análisis de costes en energía eólica

• ¿Qué son los costes de generación de energía eólica?

La depreciación económica es un poco engañosa. Simplemente, no se podrá

calcular a menos que se conozca los ingresos de la misma. Esto es algo que sorprende a

mucha gente, incluso a algunos economistas. Pero la depreciación se define

simplemente como la disminución en el valor del capital de su inversión, utilizando

como factor de actualización la tasa interna de retorno. Si se desconoce cuáles serán los

ingresos de esa inversión, tampoco se conoce la tasa de retorno, por lo que no puede

calcular la depreciación económica.

La fuente del error es que la gente confunde depreciación fiscal o contable con

depreciación económica. Pero la depreciación fiscal o contable es simplemente un

conjunto de reglas mecánicas que no se utiliza para obtener los verdaderos costes por

kWh de la energía.



• Precios y costes son dos conceptos muy diferentes

Muchos no-economistas utilizan las palabras coste y precio como sinónimos. Y

no lo son. El precio de un producto viene determinado por la oferta y la demanda del

producto. Mucha gente asume que el precio de un producto es algo que resulta de añadir

un beneficio normal o razonable a un coste. Claramente no es el caso, a menos que se

esté dirigiendo un monopolio controlado por el Gobierno.

Los precios de los aerogeneradores no pueden calcularse dividiendo la

facturación por el volumen.

Algunas personas toman las cifras de los fabricantes y las dividen por las ventas

(en MW) para obtener el precio del megavatio instalado. Pero estos resultados carecen

de significado alguno. Algunas de las razonas por las que eso no puede hacerse son:

-Algunas de las entregas de los fabricantes son proyectos completos llave en

mano, y que incluyen planificación, góndolas, palas, torres, cimentaciones,

transformadores, multiplicadores y otros costes de instalación, incluyendo la

construcción de viales y las líneas de evacuación. Otras entregas son únicamente

de góndolas, o pasando por todas las posibles combinaciones. Las cifras de

ventas que dan los fabricantes también incluyen el servicio y las ventas de piezas

de recambio.

-Las ventas de los fabricantes incluyen los ingresos por licencias, aunque el

correspondiente MW no aparece registrado en las cuentas de la compañía.

-Las ventas pueden variar de forma muy significativa entre mercados, por

ejemplo, de aerogeneradores altos y de aerogeneradores bajos. Los precios de los

diferentes tipos de turbina son muy diferentes.

-Los patrones de ventas, tipos de turbinas, y tipos de contratos varían de forma

significativa y nada sistemáticamente de un año a otro.

-Los precios deberían obtenerse de listas de precios. Sin embargo, es inútil

obtener promedios simples de una lista así, ya que algunos modelos de turbina

no se comercializan, mientras que el volumen de venta de otros es enorme.



Alemania tiene un precio de la electricidad muy alto para las renovables (tarifa

eléctrica por kWh de la energía suministrada a red). Así pues, se demuestra que en

Alemania es rentable equipar a los aerogeneradores con torres muy altas para un

determinado tamaño de generador. El elevado precio de la electricidad también hace

rentable que se instalen aerogeneradores en las zonas de poco viento. En ese caso, las

turbinas más económicas tendrán mayores diámetros de rotor respecto al tamaño del

generador que en otras partes del mundo.

Así pues, los aerogeneradores vendidos en el mercado alemán pueden parecer

más caros que los de otros mercados, si mira el precio por kW de potencia (nominal)

instalada. Aunque esto es una estadística engañosa, porque realmente son máquinas que

están optimizadas para aquellos emplazamientos alemanes en los que hay poco viento.

• Variación de los costes de instalación

Igualmente se obtiene una imagen engañosa cuando se miran los costes de

instalación. Lo curioso es que no necesariamente se tendrá un alto coste de generación

de electricidad debido a un alto coste de instalación. Más bien al contrario: Se suele

incurrir en costes de instalación altos cuando se tiene un buen recurso eólico (y por lo

tanto costes de generación baratos) en un área remota.

Los costes de instalación en Gales tienden a ser muy altos, varias veces

superiores a los de Dinamarca- a pesar de un muy bajo precio de la electricidad. Esto se

debe simplemente a que hay una gran cantidad de viento si se sitúan los

aerogeneradores en la cima de las perfectamente redondeadas colinas Welch (ver el

efecto colina). En otras palabras: se pueden asumir altos costes de instalación

precisamente cuando se tiene un buen recurso eólico.

En muchos casos los costes de instalación incluyen los costes de extensión de la

red eléctrica y/o refuerzo de la misma. Dado que los costes de cableado pueden ser

bastante significativos, es crucial el hecho de que un parque eólico se sitúe próximo a

una línea existente de media tensión (9-30 kV), o lejos de una línea eléctrica.



Como consecuencia, no tiene sentido utilizar costes de instalación medios, si no

se habla de áreas con un régimen eólico muy semejante, el mismo precio del kWh de

electricidad vertida a la red, y la misma distancia a la red.

• La energía eólica es una tecnología de obtención de un recurso

En Kuwait el coste medio puede ser de 1 dólar por barril, mientras que en el Mar

del Norte puede ser de 15 dólares por barril. La razón por la que los costes son tan

diferentes es que es mucho más complicado y costoso extraer el petróleo del Mar del

Norte que el de Kuwait. No tiene ningún sentido promediar el coste de la producción de

petróleo en el Mar del Norte con el de Kuwait para obtener una especie de coste

promedio. Incluso si el precio de mercado del petróleo cae por debajo de los 16 dólares

por barril, puede seguir valiendo la pena producir petróleo del Mar del Norte; lo que

importa en ese caso no es el coste promedio del barril de petróleo, sino el coste variable

marginal de extraer otro barril de petróleo.

Utilizar las estadísticas de un área no es una guía fiable de los costes en otra área

El coste de la energía eólica en Alemania es alto porque los precios de la

electricidad son altos. El coste de la energía eólica en el Reino Unido es bajo porque los

precios de la electricidad son bajos. Y, por supuesto, si tiene bajos precios de la

electricidad habrá pocas turbinas instaladas, dado que los emplazamientos con vientos

altos son escasos, y puede no ser capaz de encontrar emplazamientos que resulten

rentables.

El coste por kW de potencia nominal es una guía muy pobre para invertir en

energía eólica. Lo que importa es el coste por metro cuadrado de área de rotor .

Muchos investigadores que están interesados en la disminución de costes de la

energía eólica desean estudiar la disminución en el precio de los aerogeneradores, por lo

que solicitan una estadística aparentemente simple: el precio de un aerogenerador por

kW de potencia instalada. Esa cifra suele ser difícil de obtener, y una guía muy pobre

para los desarrollos de costes por varias razones.



• Desatino sistemático del kW

Como ejemplo de porqué resulta engañoso utilizar el precio por kW de potencia

nominal para un aerogenerador, se puede comparar la producción anual de energía de

dos máquinas del mismo fabricante, ambas montadas sobre una torre de 50 m (la

primera es una máquina para vientos altos y la segunda es una máquina universal). Se

puede utilizar un programa de cálculo de la potencia en un aerogenerador para

comprobar los resultados:

Vestas V39, una turbina de 600 kW con un diámetro de rotor de 39 m.

Vestas V47, una turbina de 660 kW con un diámetro de rotor de 47 m.

El resultado es que la producción anual de energía de la segunda máquina es

45,2% mayor que la de la primera máquina, a pesar de que el generador es tan sólo un

10% mayor. Sin embargo, si se comparan las dos áreas de rotor, puede observar que el

área del rotor de la segunda máquina es exactamente el 45,2% más grande que la de la

primera máquina.

Por lo tanto, si se considera que el precio de la segunda máquina es un 33%

mayor al de la primera, al compararlas se obtendría resultados muy diferentes:

El precio por kW de potencia nominal ha aumentado un 21%

El precio por metro cuadrado de área de rotor ha disminuido un 8,4%

El precio por kWh de energía ha disminuido un 8,4%

Cada vez más los nuevos aerogeneradores están siendo construidos con cambio

del ángulo de paso (pitch control) en lugar de con pérdida aerodinámica (stall control).

Esto significa que el tamaño del generador, en relación con el del rotor, puede ser

variado más libremente. En general, existe la tendencia a utilizar áreas de rotor mayores

para un tamaño de generador dado. Eso significa que se obtendrá un precio de

desarrollo completamente falso (sobrestimado) cuando se compare el coste por kW

instalado de nuevas y viejas turbinas. La medida importante del precio es el precio por

metro cuadrado de área que barre el rotor, y no el precio por kW de potencia (nominal)

instalada.



8.7. Aspectos económicos de la energía eólica marina

• Nuevos informes daneses sobre energía eólica marina

En 1997, las compañías de energía eólica danesas y la agencia danesa de energía

aprobaron planes para inversiones a gran escala en energía eólica marina en aguas

danesas.

Los planes implican que unos 4.100 MW de potencia eólica van a ser instalados

en la costa antes del ano 2030. El viento cubriría para entonces alrededor de un 50 % de

consumo de electricidad danés (de un total de 31 TWh/año).

• Mejora económica de la energía eólica marina

La razón principal por la que la energía eólica marina resulta económica es que

los costes de las cimentaciones han disminuido de forma espectacular. La inversión total

estimada necesaria para instalar 1 MW de energía eólica marina en Dinamarca está hoy

en día alrededor de 12 millones de coronas danesas (equivalente a 1,7 millones de

dólares americanos o 1,6 millones de euros). Incluye la conexión a red, etc.

Sin embargo, dado que hay mucho más viento en el mar que en la tierra,

llegamos a un coste de electricidad promedio de unas 0,36 coronas danesas/kWh =0,04

de euro= 0,05 dólares americanos (tasa de descuento real del 5 %, 20 años de vida de

proyecto, 0'08 coronas danesas/kWh = 0,01 dólares americanos/ kWh de costes de

operación y mantenimiento).

• Justificación de una vida de proyecto más larga

Sin embargo, parece ser que las turbinas en el mar tendrán una vida técnica más

larga, debido a que la turbulencia es más baja.

Si consideramos una vida de proyecto de 25 años en lugar de 20, los costes se

reducen en un 9 por ciento.

.La sensibilidad de los costes a la vida de proyecto viene representada en la gráfica

adjunta.



Fig. 81. Coste de la electricidad respecto a la vida del proyecto

Sin embargo, las compañías de energía danesas parecen estar optimizando los

proyectos con vistas a obtener una vida de proyecto de 50 años. Esto puede verse en el

hecho de que planifican tener una vida de proyecto de 50 años en las cimentaciones, en

las torres, en la envoltura de la góndola y en los ejes principales de las turbinas.

Si consideramos que las turbinas tienen una vida de proyecto de 50 años y

añadimos una revisión general (reacondicionamiento) a los 25 años, que cueste

alrededor del 25 por ciento de la inversión inicial (esta cifra es un ejemplo puramente

numérico), obtendremos un coste de la electricidad de 0,283 coronas danesas/ kWh,

similar al de las localizaciones terrestres en Dinamarca. 8.8. Empleo en la industria eólica

• 30.000 empleos en todo el mundo en 1995

La energía eólica empleó en 1995 a unas 30.000 personas en todo el mundo. El

estudio considera tanto el empleo directo como el empleo indirecto. Por empleo

indirecto entendemos las personas que trabajan fabricando componentes de

aerogeneradores, y los involucrados en la instalación de aerogeneradores en todo el

mundo.

En realidad la producción de aerogeneradores crea un 50 % más de empleos,

dado que los fabricantes daneses importan muchos de los componentes, como

multiplicadores, generadores, bujes, etc. del extranjero. Además, los empleos generados

por la instalación de los aerogeneradores en otros países.



9. Posible implantación en España.

9.1. Orígenes de los molinos de viento en España.

Las primeras referencias de molinos de viento en España datan de la Edad

Media. En un principio aparecieron en zonas cristianas y posteriormente incrementaron

su presencia durante el Califato de Córdoba. Poco después fueron realizadas variaciones

en los diseños dependiendo de la zona y del uso al que se destinaban.

Del período comprendido entre el siglo XVI y el siglo XIX quedan bastantes

restos de sistemas eólicos en España: molinos manchegos y andaluces empleados para

moler cereales, molinos cartageneros empleados en irrigación y molinos baleares

empleados tanto para molienda como para irrigación.

Fig. 82. Molino cartagenero.

En España es interesante destacar la masiva presencia de estas máquinas

multipala en la isla de Fuerteventura, con importantes modificaciones respecto de las

utilizadas anteriormente importadas de los Estados Unidos.

En España, el desarrollo actual de la energía eólica comienza en los años 1978-

1979, partiendo la iniciativa del Ministerio de Industria, Comercio y Turismo, dando

lugar a la instalación de un prototipo de 100 kW de potencia, situado en Tarifa (Cádiz).

Siguiendo la tendencia general de la energía eólica, en el periodo comprendido entre

1981 y 1986 se desarrollaron fundamentalmente máquinas de pequeña y mediana



potencia que permitían dar un contenido tecnológico básico a la naciente industria del

sector. Es en 1981 cuando surgen las primeras máquinas de pequeña potencia. El

programa energético UNESA-INI dio lugar al desarrollo de un aerogenerador de 24 kW,

que posteriormente fue instalado en Mallorca (Alfabia) y que sentó las bases del futuro

desarrollo de aerogeneradores de elevada potencia.

En España, el Plan de Energías Renovables de 1986 puso en práctica una serie

de medidas que facilitaron la introducción de energías a gran escala como la eólica. De

esta manera, la iniciativa pública hizo posible la instalación de los primeros parques

eólicos de pequeña dimensión (oscilando entre 300 y 600 kW de potencia instalada a

partir de máquinas de 30 kW), donde el Ministerio de Industria Comercio y Turismo, a

través del IDEA (Instituto para la diversificación y Ahorro de la Energía) y convenios

con comunidades autónomas, compañías eléctricas y empresas privadas fueron los

promotores y ejecutores de los mismos. De esta forma se pusieron en marcha los

parques eólicos de Granadilla (Tenerife), La Muela (Zaragoza), Estaca de Bares (La

Coruña), Ontalafia (Albacete) y Tarifa (Cádiz). A pesar de estos proyectos, a finales de

1988 la participación de la energía eólica en el contexto de las energías renovables era

todavía muy baja.

Fue en 1989, con el segundo Plan de Energías Renovables, cuando la energía

eólica adquirió una mayor presencia. En esta etapa se realizó la instalación en Cabo

Villano (La Coruña) y en el parque eólico de Monteahumada, en Tarifa (Cádiz), de un

aerogenerador de 1200 kW, situando a nuestro país, a finales de 1990, en el cuarto lugar

de Europa en cuanto a potencia instalada. Es en esta fecha cuando se apuesta

decididamente por la implantación en España de parques eólicos, conectados a la red de

distribución eléctrica en aquellas zonas geográficas nacionales con alto potencial

(Canarias, Andalucía, Galicia), utilizando máquinas de potencias superiores a 100 kW.

Actualmente en España, las líneas prioritarias de actuación en este campo están

orientadas fundamentalmente, por un lado a disminuir los costes del kW instalado y los

asociados al mantenimiento de las instalaciones, y por otro a impulsar el desarrollo de

máquinas en la gama del megavatio.



9.2. España en la actualidad

Para analizar la energía eólica en España y la implantación de parques marítimos

se va a analizar como es la situación española en cuanto a energías renovables y

concretamente respecto a eólica, dentro de este aspecto se determinará la situación y

futuro de los parques eólicos offshore.

Para ver y comprender la situación actual de las energías renovables en España,

primero hay que tener claras las necesidades energéticas del país, éstas se pueden

visualizar en el siguiente gráfico:

Fig. 83. Crecimiento de la demanda eléctrica 1996-2003

La potencia instalada se ha incrementado durante el año 2003 en 1.397 MW por

la puesta en operación de nuevas centrales de ciclo combinado, lo que supone un total

de 59.866 MW instalados a final del año.



Fig. 84 Comparativa de la producción de electricidad por fuentes (2002-2003) en GWh.

Fig. 85 Consumo de energía primaria por fuentes 2001



Fig. 86 Evolución del consumo energético primaria por fuente en España 1973.





El sistema de apoyo vigente en España para la electricidad de origen renovable

unido al aumento del tamaño medio de los aerogeneradores, la mejora de los

rendimientos y el desarrollo de sistemas de predicción, entre otros avances tecnológicos,

explican el gran crecimiento de este sector tanto en España como en el resto de la

Comunidad Europea.

Las empresas españolas de energías renovables realizan su actividad en el

territorio nacional y fuera de sus fronteras: alrededor de 290 empresas declaran realizar

u ofertar sus servicios en el exterior, principalmente, en América Latina, Portugal,

África y el resto de la Unión Europea. Esta realidad confirma el pronóstico de la

Comisión Europea cuando, en el propio Libro Blanco de las Energías Renovables,

destacaba, entre otras razones para la promoción de estas energías, las nuevas

oportunidades de negocio para las empresas europeas en mercados en los que los

consumos energéticos se preveían crecientes: Asia, América Latina y África.

• Ventajas de la energía eólica.

España tiene un potencial eólico técnicamente aprovechable de 43.000 MW..El

fin social es que la energía eólica produzca electricidad y a la vez evite causar impactos

medioambientales. También contribuye a la creación de nuevos puestos de trabajo.

Diversos estudios muestran que este tipo de energía podría crear puestos de

trabajo comparables en número a los del sector energético convencional. Por otro lado,

debido a que la fabricación de turbinas eólicas, la cimentación en mar y otros productos

requiere expertos e instalaciones del sector de ingeniería pesada, la energía eólica

marina podría revitalizar aquellas comunidades que sufren la decadencia de las fábricas

tradicionales.

Así mismo, para dejar claro que la opinión pública está a favor de la energía

eólica. Los estudios reflejan que los índices de aprobación superan el 70 % en casi todas

las encuestas, y la media es de 77 %. La energía eólica es además una tecnología en la

cual las personas están dispuestas a invertir mediante cooperativas y otras formas de

inversión.



Una ventaja añadida, de orden casual, es el hecho de que en los meses de verano,

se produce una migración hacia las zonas costeras, derivada del turismo. Esto conlleva

parejo un descenso de consumo eléctrico en la meseta y un aumento del gasto en las

zonas colindantes con el mar. Este factor combinado con el aumento de los gradientes

de temperatura entre mar y tierra genera un aumento de vientos, lo que es un claro

beneficio.

• Costes.

La energía eólica costera ha reducido de forma drástica sus costes en la última

década, de tal manera que ahora las instalaciones pueden construirse con una inversión

por MW más bajo que cualquier otro tipo de instalaciones salvo las de una central

térmica de ciclo combinado de gas. La energía eólica marina se encuentra en una fase de

desarrollo menos avanzada que la costera.

El "know-how" o conocimiento tecnológico para el despliegue a gran escala de

esta forma de energía está resuelto. Los materiales, instalaciones y experiencia

requeridos también están disponibles para su explotación en casi todas partes.

• Principales obstáculos.

Deben superarse retos tecnológicos específicos como la construcción de

cimentaciones en aguas más profundas. Así mismo, las empresas que explotan lo que

actualmente es un mercado altamente especializado deberán estar preparadas para

expandirse.

La expansión de la energía eólica marina requerirá ciertos cambios estructurales

en la red eléctrica. Tiene sentido pensar en la expansión de la red de suministros si la

energía eólica marina experimenta un crecimiento importante, para así poder ajustarse a

la demanda en el contexto de los proyectos de ampliación de la energía eólica marina.

También es preciso adoptar nuevas maneras de funcionamiento de la red de suministros.

El ejemplo de Dinamarca nos indica que es factible; aparte, las estimaciones de

costes relacionados con los requisitos de refuerzo de la red eléctrica y con los problemas

del sistema se consideran a menudo en el ámbito de otras variables de los costes del

proyecto.



Disponer de financiación para construir los parques eólicos marinos es un

obstáculo muy relevante. Muchos bancos financian la producción de energía eólica

costera pero, para financiar la energía eólica marina se necesita un cambio de las

actividades industriales por parte de la comunidad inversora.

El deseo de minimizar riesgos significa que los requisitos de la comunidad

financiera son relativamente sencillos. La demostración del funcionamiento de los

parques eólicos en distintos entornos proporcionará la seguridad necesaria con relación

al riesgo tecnológico. La estabilización del mercado a largo plazo es un parámetro de

garantía para el promotor, en relación con el rendimiento esperado del proyecto.

No hay que olvidar la falta de legislación que existe al respecto. Parámetro que

genera incertidumbre y desconfianza por desconocer como evolucionará la

administración en este aspecto.

• Recursos eólicos.

En España se han venido realizando mediciones eólicas desde hace quince años,

tanto por la administración central como por las autonómicas. Estas mediciones

permiten el establecimiento de mapas eólicos, de las diferentes comunidades.

Fig. 89 Potencia eólica de España por comunidades autónomas.



Atendiendo al estado actual de la tecnología y las posibilidades reales de

implantación de instalaciones eólicas, sería factible en primera aproximación instalar

unos 10.800 MW, a los que correspondería una producción de 21.600 GWh/año. La

distribución de esta potencia por Comunidades Autónomas aparece reflejada en la

figura, en donde se presentan las de mayor potencial, ya conocidas.

Se están estudiando nuevas áreas con posibilidades de parques eólicos u otros

tipos de aplicaciones.

9.3. Evolución de la potencia eólica en España

En los años noventa, los españoles adoptan los aerogeneradores más modernos

como una forma sencilla y barata de generar energía limpia. La industria española de la

energía eólica ha avanzado rápidamente en los últimos años con más éxito que cualquier

otro país de Europa. El nivel de inversión es tal que en los años venideros es probable

que el país desafíe incluso el excepcional ritmo de crecimiento rápido del líder del

mercado; Alemania.

La potencia eólica instalada en nuestro país alcanzará los 8000MW a finales de

2004, marcando así un crecimiento del 29%. El objetivo para 2011 es alcanzar los

23000 MW. En 2005 entrarán en funcionamiento 1.800 MW nuevos.

España recuperará el segundo puesto en la clasificación mundial, posición que

perdió en el año 2003 en favor de Estados Unidos. Alemania (15.000 MW) es la nación

que ocupa el primer lugar.



Durante la última década, se ha producido un crecimiento casi exponencial en el

campo de la energía eólica en España. A finales de 2.003 alcanzo los 6.202 MW de

potencia total instalada. Esto supone un incremento de 1.377 MW instalados en este

año. Un ligero descenso frente a los 1.498 MW instalados en 2.002.

Fig. 90 Evolución acumulada de la potencia eólica instalada en España.

Fig. 91 Crecimiento de la potencia eólica en España en MW entre 1991-2003.



Esta rotura del crecimiento exponencial en la implantación del parque, es el

primer signo de la madurez que ha adquirido el país en el sector eólico. Esto muestra

una estabilización del mercado, que es sinónimo de la corrección que debe sufrir el

sector en detrimento de la cantidad y mejora de la calidad de los parques.

Este es un cambio de tendencia necesario para alcanzar un crecimiento

sostenible y no consumir el sector.

En las gráficas mostradas, se aprecia, de forma implícita, la revolución

tecnológica que han favorecido las políticas de apoyo en un marco legislativo, estable

para los productores de electricidad a partir de energías renovables. Las medidas

legislativas contenidas en la Ley del Sector Eléctrico (Ley 54/1997), en lo que se refiere

a la generación de electricidad acogida al Régimen Especial, han sido claves en su

desarrollo. Gracias a esta legislación los productores de electricidad procedentes de

energía eólica tienen garantizado el acceso a red, así como las condiciones técnicas y

económicas entre productores y distribuidores que también están reguladas.

Fig. 92 Potencia eólica en España a 31 de Diciembre de 2000 por CC.AA..



• Comunidades autónomas

Cinco Comunidades autónomas (Galicia, Castilla y León, Castilla La Mancha,

Aragón y Navarra) concentran el 85% de la potencia instalada, Tres regiones

(Cantabría, Extremadura y Madrid) no tienen parques eólicos.

El consejero de Industria, Comercio y Desarrollo del Gobierno de Aragón,

Arturo Aliaga, apostó por tratar de incrementar la potencia de energía eólica instalada

en la Comunidad, con el fin de superar los 2.000 megavatios que tiene comprometidos

hasta el 2010, de los 13.000 previstos para toda España.

Fig. 93 Potencia eólica en España a por CC.AA..



Las especiales características de localización de la energía eólica hacen que la

creación de empleo revierta directamente en el desarrollo rural tanto en la fase de

construcción como en la de funcionamiento.

9.4. Referencias legales

La primera parte de la legislación gubernamental que establece un considerable

apoyo a las energías renovables se introdujo en 1994. Mediante este Real Decreto se

obligaba a todas las compañías eléctricas a pagar una prima por la energía verde en un

período de cinco años. En general, este sistema de apoyo al medio ambiente funcionaba

de forma similar a la ley de Suministro Eléctrico de Alemania.

El actual boom eólico no hubiera sido posible sin la aprobación sucesiva de la

Ley del Sector Eléctrico, publicada el 27 de noviembre de 1997 y el Real Decreto

2818/1998, instrumentos legales que han dado prioridad a las energías renovables en la

cobertura de la demanda de electricidad y han establecido una prima que incrementa la

retribución del kWh eólico vertido a la red.

A finales de 1998, el gobierno reafirmó su compromiso con las energías

renovables mediante una nueva ley (Real Decreto 2818/ 1998) diseñada para armonizar

este sistema con la apertura continua de los mercados energéticos europeos a la plena

competencia. Como en otros países, todas las compañías involucradas en la producción

eléctrica se privatizarán y su actividad, en cuanto a generación y distribución de energía,

estará claramente separada.

En el decreto de 1998 se introdujo una nueva normativa para facturar cada tipo

de energía verde, que para los productores de energía eólica, por cada unidad de

electricidad que producen, supone el pago de un precio equivalente al 88'5% del precio

de venta a los consumidores.



Aunque estos precios se revisen cada cuatro años para considerar los de la

electricidad general, el nivel de penetración de energía eólica y su rentabilidad relativa,

la mayoría de los observadores creen que esta legislación aporta los criterios para una

mayor expansión de la energía eólica.

Fig. 94 Crecimiento real a diciembre de 2002 y comparativa con el plan de Fomento (MW).

• Planes autonómicos

Mientras que en España las leyes nacionales son importantes, el impulso

fundamental para el desarrollo de la energía eólica proviene de abajo a arriba, de los

gobiernos autonómicos deseosos de ver que se construyen fábricas en su región y se

crea puestos de trabajo locales. Las comunidades de mayor actividad son Galicia,

Aragón y Navarra, seguidas de Cataluña y Castilla y León. El incentivo es sencillo: las

empresas que deseen desarrollar recursos eólicos en la región deben garantizar que la

inversión que se realice va a destinar parte a la economía y a los recursos locales y los

fabricantes locales se van a encargar de la mayor infraestructura posible.



• Influencia sobre la economía nacional

La utilización del viento para generar electricidad es, además de una tecnología

más limpia y autóctona, muy beneficiosa socio-económicamente. Este recurso natural,

evita las importaciones de petróleo que suponen el más gravoso coste de nuestra

economía ya que España tiene más del 70% de dependencia exterior energética.

Din Bel Sue Alm Gre ESPPor

Irl

Ita AusG.B Hol Fra Fin

Fig. 95 Energía primaria importada sobre energía primaria más producida.

La energía eólica reduce la dependencia y mejora la balanza comercial Española.

Fig. 96 Reducción de importaciones energéticas..



Añadir que si se diera un valor económico a los costes externos, la energía eólica

se vería beneficiada por una reducción en su precio relativo (aumentaría

sustancialmente el coste de otros combustibles).

• Empuje empresarial

Aunque España cuenta con un núcleo consolidado de tres fabricantes de

aerogeneradores de capital totalmente nacional (Made, Ecotecnia y Desarrollos eólicos)

se les han unido otros fabricantes que utilizan tecnología danesa o que tienen una parte

de accionariado danés, entre las que se encuentran Gamesa Eólica (que utiliza

tecnología Vestas), NEG Micon, Bazán-Bonus y Nordex.

2002 Acumulado

MW instalados 1.493 MW 4.830 MW

Inversión por MW 955 (*) 955 (*)

Inversión total 1.425.815 (*) 4.612.650 (*)

Capital Invertido 285.163 (*) 20% 922.530 (*) 20%

Financiación bancaria viva 1.172.740 (*) 80 % 3.243.721 (*) 80 %

Producción eólica 8.305 GWh

Precio kWh 2002 7,62 c€

Facturación sector eólico 632.841 (*)

Fig. 97 Datos económicos estimados en miles de euros.

En la actualidad el sector eólico español ha adquirido la suficiente experiencia

en todas las actividades que intervienen en el mismo, desde la evaluación del potencial

eólico en emplazamientos determinados hasta los proyectos de ingeniería, pasando por

la fabricación de máquinas, su instalación y su explotación. Esta experiencia la coloca

con suficientes garantías en el liderazgo internacional.

La expansión del mercado de la energía eólica y la rápida evolución tecnológica

en los últimos años ha hecho que la competencia en el sector de la fabricación de

aerogeneradores sea elevada. Estos factores han provocado un aumento considerable del

número de empresas promotoras, que son el principal factor privado de desarrollo de la

energía eólica, siendo la situación actual de muy elevada competencia. En este punto



hay que destacar la buena respuesta que las entidades financieras están otorgando a

dichas empresas promotoras, a las que también se han ido incorporando las compañías

eléctricas que han pasado de un inicial desinterés y rechazo, al interés por la pujanza del

sector, con la creación de filiales propias para el desarrollo de tecnología y la promoción

de instalaciones.

Fabricantes de componentes Fabricantes de equipos Promoción y explotación

ABB

Alstom Power

Apoyos Metálicos Olezti

Fiderblade

Flender - Winergy

Gamesa Eólica

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Aerogeneradores Canarios

Álabe, Cannon Power

Cesa (G.Guascor)

Desa – Nuon

EHN, Endesa, Enerfín

Energi, Eólica Navarra

Eurovento, Eyra, Gamesa

Energía,Gecalsa,H-10, Iberdrola,

NUON, Palencia Energía Eólica

Preneal, Sinae

Sistemas de Energías Regenerativas

Sociedad Eólica de Andalucía

~140 Empresas ~15 Empresas ~140 Empresas

Construcción y servicios Transporte y distribución

360 Corporate Finance Abengoa

Acciona ACS

Alatec Bancsabadell

Barlovento Beas de Ingeniería

Cobra Dragados

Elecnor Ferrovial

Iberinco Infopower

Isastur La Caixa

Marsh San Martín

Endesa

Hidrocantábrico

Iberdrola

Nueva Viesgo

REE

Unión Fenosa

~50 Empresas ~6 Empresas

Fig. 98 Datos empresariales del sector.

Más de 300 compañías participan actualmente en la industria eólica española,

como las que aparecen en la tabla anterior.



- En el sector marino.

Acciona va a invertir en el negocio eólico buena parte de sus plusvalías

obtenidas por las participaciones que tenía en Vodafone. Primero comunicó que iba a

invertir entre 307 y 321 millones en comprarle a la Sociedad del Desarrollo de

Navarra (Sodema) el 39,58% que esta empresa tenía de Energía Hidroeléctrica de

Navarra (EHN), Acciona finalmente invertirá 2.000 millones más en la construcción

del primer parque eólico mar adentro en España.

Año 2003 Año 2002 En millones de €

Número Potencia(MW) Número Potencia(MW)

Instalaciones propias (*)

Parques 40 943,95 34 771,10

Otras 41 330,72 43 308,63

Total 81 1.274,67 77 1.079,73

Instalaciones para terceros

Total 26 944,13 22 746,56

Otras instalaciones para terceros

Total 26 947,28 22 746,56

Total energía 107 2.221,93 99 1.826,29

Total 66 1.888,08 56 1517,66

Fig. 99 Ejemplo de los parque eólicos propiedad de Alabe y EHN.

9.5. Fomento del empleo

En España, la energía eólica ha creado un total de 47.000 empleos

− Empleos directos------------- 12.000

− Empleos indirectos----------- 35.000

El espectacular desarrollo de la eólica permite que España exporte su tecnología

en un sector de vanguardia, en un sector de futuro.



El negocio eólico dio trabajo, en España en 2003 a 8.000 personas de forma

directa y a otras 17.000 de forma indirecta. Con una tasa prevista de crecimiento del

11% anual, en 2011, los empleos derivados de la industria eólica sumarán 51.000.

Fig. 100 Empleos derivados de la industria eólica en España.

9.6. Fomento de la investigación

Existe un mercado exterior incipiente y con alto potencial que es un objetivo

claro para las empresas españolas

El sector de energía eólica español es intensivo en I+D con una inversión muy

superior a la media española. Innovación enfocada en los sectores definidos como clave

en el Plan Nacional de Investigación Científica, Desarrollo e Innovación Tecnológica

del MCyT.



9.7. Barreras actuales

Pese a todas estas buenas perspectivas, el futuro de la energía renovable en

España no está totalmente despejado. Debe persistir la voluntad política para su

cumplimiento, que debería traducirse en toda una serie de nuevas acciones, medidas y

decisiones.

Fig. 101 Esquema de implantación industrial en España.

En algunos casos los apoyos del pasado se convierten en obstáculos y el

escepticismo de ayer se torna oposición beligerante de los que ven en esta madurez una

amenaza para sus intereses. Las principales barreras a las que se enfrenta el sector son:

- Las dificultades en la conexión a red.

- La compleja e interminable tramitación administrativa.

- Las dudas sobre el futuro del sistema retributivo, que en el caso del modelo

español se ha revelado como uno de los más eficaces.

En primer lugar, proceder a la adopción de medidas que faciliten la evacuación

de la energía eléctrica producida en los parques eólicos, hoy por hoy uno de los

problemas más graves a los que se enfrenta este sector. Generalmente, los parques



eólicos están situados en zonas en las que la electrificación no suele ser muy intensiva,

por lo que es necesario invertir cantidades apreciables de dinero en la modificación de la

infraestructura eléctrica. En algunos casos, esto es debido a la lejanía del punto de

producción respecto al de conexión a la red. Esta distancia obliga al promotor a invertir

una cantidad elevada en la línea de conexión, lo que puede hacer inviable un proyecto

con una buena calidad del recurso y poca problemática de orden ambiental.

Actualmente, los nuevos aerogeneradores, permiten buscar ubicaciones en

grandes praderas, llanuras intervenidas por el hombre para el cultivo, donde este

problema queda resuelto por la cercanía y facilidad de conexión a la red de distribución,

compensando la perdida de recurso eólico con la sencillez de instalación, obra civil e

infraestructura.

En otros casos, el problema se encuentra en las modificaciones que deben

hacerse en la línea de distribución de electricidad para permitir la absorción de la nueva

potencia instalada. En general, aunque no haya una voluntad específica de retrasar, los

trámites burocráticos suelen ser lentos, siempre en detrimento del proyecto. Este

calvario administrativo por el que frecuentemente deben pasar los promotores para

obtener los múltiples permisos y licencias requeridos, aparece como un problema

importante para el desarrollo del sector. Esta falta de agilidad administrativa está

relacionada con la estructura inherente de la administración. Sería necesario simplificar

este proceso.

9.8. Mejora ambiental

El Estudio de Impactos Ambientales de la Producción Eléctrica, por el IDAE, el

CIEMAT, cinco gobiernos autonómicos y APPA, deja patente que la energía eólica

posee numerosas ventajas con respecto a las energías convencionales.

El kWh producido con eólica tiene:

· 26 veces menos impactos que el producido con lignito

· 21 veces menos que el producido con petróleo

· 10 veces menos que el producido con nuclear

· 5 veces menos que el producido por gas



La unidad para medir el impacto medioambiental de las tecnologías estudiadas

es el ecopunto, que tiene un carácter negativo (cuantos más ecopuntos mayor será el

impacto medioambiental). La energía eólica obtuvo el segundo lugar en tecnologías de

generación de electricidad más limpias, con un total de 65 ecopuntos por terajulio

producido. (1 Tj. = 278 MWh).

Fig. 102 Consumo de combustibles en España en 2002.

Con la producción eólica española del pasado año 2002:

− Se ha evitado la emisión a la atmósfera de 8.800.000 toneladas

equivalentes de CO2.

− Se ha sustituido 1.132.000 toneladas equivalentes de petróleo (tep).

− Se ha proporcionado la electricidad necesaria para 2.300.000 familias.

9.9. Proyectos de eólica marina.

• Mar de Trafalgar.

Existe ya, en tramitación administrativa, un proyecto eólico de carácter singular

en el Golfo de Cádiz.

Se sabe ya de empresas, como Acciona, que va a invertir unos 2.000 millones en

la construcción del primer parque eólico mar adentro en España.

El parque «Mar de Trafalgar» se empezará a construir en 2007 y podría estar

acabado en 2010. Este proyecto dará trabajo a unas 12.000 personas.



El parque eólico se ubicará a unos 16 km mar adentro frente a las costas de Cabo

de Trafalgar, en Cádiz, a una profundidad de 30 m. La mayor en un parque offshore.

Los aerogeneradores previstos son máquinas de 2,5 a 3,6 MW de potencia

unitaria, con rotores de casi 100 m de diámetro. Dispuestos en filas con una separación

de 400 a 500 m, y una distancia entre filas de 1 km.

La base de sustentación del cada aerogenerador será una jaula de cultivo marino.

Los técnicos calculan que en esa situación el viento sopla con una fuerza un 30%

superior a la que se registra en tierra. Sin embargo, para su instalación también será

preciso invertir un 50 % más que en los parques que se construyen en tierra.

EHN -que tendrá el 75% de este parque- ya participa a partes iguales junto a la

irlandesa Airtricity en la sociedad promotora del parque eólico marino de Arklow Bank,

en la costa de Irlanda.

Por otra parte, Acciona ha conseguido una opción de compra por el 10,42 % del

capital restante de EHN, que está en poder de Caja Navarra, cuyo vencimiento será en

2005, y con el mismo precio que el de la operación que acaba de cerrar.

• Otros futuros proyectos.

Las asociaciones ecologistas como Greenpeace piden unos planes eólicos

marinos que permitan instalar aerogeneradores en las aguas costeras de Cádiz, Levante,

Galicia o Canarias, «verdaderos sumideros de energía eléctrica», cuyos vientos servirán

para ahorrar al año unos 25 millones de toneladas de CO2.

Greenpeace estima que se podrían obtener 25.000 megavatios de potencia eólica

del mar hasta el año 2030 en España y Portugal.



Aunque esa cifra supondría sólo el 10% del consumo total de electricidad de

ambos países, Greenpeace reconoce que la instalación y el mantenimiento de esos

parques eólicos costaría 30.000 millones de euros, es decir, un 30% más que los

terrestres.

Fig. 103 Planes futuros de parques eólicos marinos en España

En Andalucía se ha propuesto que los astilleros públicos se encarguen de la

construcción de estos parques eólicos marinos como alternativa al cierre o la entrada de

capital privado en las cuatro factorías andaluzas del grupo Izar.

Otra localización, apoyada por la organización Ecologistas en Acción de

Cataluña, es el emplazamiento propuesto por la compañía Capital Energy frente al Delta

del Ebro. Consideran que el lugar es apropiado por la relativa proximidad a la costa, la

no excesiva profundidad del fondo marino y la ausencia de praderas de fanerógamas

marinas .

9.10. Medidas que hay que tomar.

La idea principal, alrededor de la cual gira todo esto, es la necesidad de crear un

mercado estable, que dé a los órganos financieros la confianza para invertir, y a las

empresas la confianza para expandirse. Tal confianza se conseguiría fijando objetivos



factibles de crecimiento de la energía renovable en toda la UE, añadiendo, formalizando

y fortaleciendo la Directiva de Energías Renovables, mejorando las infraestructuras de

distribución y transporte eléctrico...

Lejos de las pretensiones idealistas de Greenpeace de proporcionar electricidad

limpia procedente de parques eólicos marinos a todos los hogares europeos en el año

2020. Es un ejemplo de potencial eólico latente.

Es evidente el gran potencial medioambiental, social y económico que tiene la

energía eólica marina en Europa, y la situación de España confiere a nuestro país una

posibilidad más de liderato en el desarrollo de esta tecnología.



10. El futuro de las instalaciones offshore.

10.1. Situación europea actual

En el mundo hay más de 33.000 MW de potencia instalada y la mayor parte de

ellos (23.000 MW) está en Europa. El hecho no es ajeno al nivel que la eólica ha

alcanzado en nuestro país que es ya la tercera potencia mundial con más de 6.000 MW

instalados a día de hoy.

• Situación actual de la energía eólica y evolución futura

Su grado de implantación en Europa ha conllevado avances tecnológicos

sustanciales, que la sitúan en márgenes de rentabilidad imposibles de prever hace diez

años.

La eólica tiene una implantación muy destacada en el conjunto del Planeta por

necesidades de abastecimiento energético en muchos países y como forma de contribuir

a la reducción de emisiones.

Con la eólica se ha roto la imagen de testimonialismo que se adjudicaba a las

renovables, esto es positivo para que este tipo de energías adquiera capacidad relevante

en el modelo energético a medio y largo plazo.

• De 2.000 a 12.000 MW en diez años

A principios de los años 90, la potencia eólica en el mundo alcanzaba los 2.000

MW. Al terminar el año 2000, unos 12.000 MW conectados a red, con crecimientos

anuales en los últimos años del orden del 30%. En Alemania los porcentajes de

crecimiento oscilan entre el 37% y el 54% y en España entre el 60% y el 95%.

Europa terminó el año 2000 con casi 12.000 MW eólicos instalados y todo hace

prever que el desarrollo iniciado en estos últimos años no va a detenerse. Al amparo de

normativas que reconocen la necesidad de despegue de este tipo de energías, como



mecanismo que favorezca el cumplimiento de los compromisos de la Unión en materia

de reducción de CO2 y el logro de un mayor autoabastecimiento energético, la eólica se

viene desarrollando de forma intensiva en Alemania, España y Dinamarca y empieza a

despegar en otros países.

El logro de los 40.000 MW de potencia eólica instalada en el año 2010 –objetivo

señalado en el Libro Blanco Energía para el Futuro: Fuentes de Energía Renovables- se

revela alcanzable si la Unión mantiene con firmeza las políticas de apoyo a esta fuente

de energía. Las exigencias derivadas de los compromisos de Kyoto, la dependencia

creciente del gas, la problemática ambiental asociada a la combustión del carbón y el

petróleo, y la actitud de la mayoría de los países hacia la energía nuclear, abogan por el

progresivo desarrollo de las renovables. La eólica tiene hasta ahora el papel

protagonista.

• Lideres mundiales de la industria eólica

El desarrollo eólico se está dando hasta hoy fundamentalmente en tres países:

Alemania, España y Dinamarca, que totalizan más del 80% del incremento de potencia

eólica en el mundo. Y en los tres casos, este desarrollo se debe a políticas activas de las

instituciones públicas a favor de este tipo de energía.

La energía eólica crece un 23% en Europa en 2003, un 8% menos que en 2002.

La Asociación Europea de la Energía Eólica (EWEA) ha hecho público el censo

de la eólica en Europa: 28.440 MW instalados en la UE al concluir 2003. Suponen una

producción de 60 TWh de electricidad al año, el 2,4% del total del consumo eléctrico en

la UE; un porcentaje que equivale a las necesidades eléctricas de 14 millones de hogares

o de 35 millones de ciudadanos. 5.411 MW fueron añadidos a lo largo del pasado año,

un 8% menos que en 2002 (5.913 MW). Este ligero descenso se debe a que en

Alemania se produjo una bajada en el ritmo de instalación.



País Final 2002 Instalada en 2003 Final 2003

Alemania 11.994 2.645 14.609

España 4.825 1.377 6.202

Dinamarca 2.889 243 3.110

Holanda 693 226 912

Italia 788 116 904

Reino Unido 552 103 649

Suecia 345 54 399

Grecia 297 78 375

Francia 148 91 239

Austria 140 276 415

Portugal 195 107 299

Irlanda 137 49 186

Bélgica 35 33 68

Finlandia 43 8 51

Luxemburgo 17 5 22

Total UE 23.098 5.411 28.440

Fig. 104 Potencia instalada en cada uno de los países de la U.E.

Fig. 105 Proyección futura del crecimiento de las centrales offshore.



Por su parte, los diez países que en mayo entraron a formar parte de la UE

acumulan conjuntamente 102 MW. La mitad de ellos (57 MW) están instalados en

Polonia. En Letonia hay 24 MW y 10 MW en la República Checa.

Fuera del ámbito comunitario, el país europeo con más aerogeneradores es

Noruega, que suman una potencia de 101 MW, mientras que Ucrania tiene 57 MW. Los

datos indican que el mercado sólo está maduro en tres países: Alemania, España y

Dinamarca, que acumulan el 84% del total de energía eólica instalada en la UE. La

velocidad con que se desarrolle la eólica marina, es otro factor clave. Según el director

de EWEA, algunos países, como Holanda e Italia, parecen caminar en esa dirección de

ampliación de mercado.

Uno de los pilares para lograr el cumplimiento de los objetivos sobre consumo

de energías renovables, descansa sobre la intensificación de las actividades de

investigación y desarrollo no sólo desde un punto de vista puramente tecnológico, sino

también incorporando actuaciones de innovación en aspectos socio-económicos,

legislativos y normativos o en actividades de formación y difusión.

Estas actividades deberían estar encaminadas a superar dos retos comunes a la

mayoría de las fuentes de energía renovables como son:

∼ Reducción de los costes tanto de la potencia instalada como de la energía

producida, para alcanzar precios competitivos frente a otras fuentes

tradicionales.

∼ Favorecer la integración a gran escala de las energías renovables aportando

soluciones tecnológicas que faciliten su incorporación al sistema eléctrico actual

y a su vez tengan en cuenta cuestiones de tipo social, legal o económicas que

pudieran constituir una barrera para su desarrollo.

Algunas de las líneas de actuación más significativas para facilitar el desarrollo de

diferentes fuentes renovables de energía se muestran a continuación.



La evolución hacia la automatización integral de las instalaciones, el uso progresivo

de equipos normalizados y el desarrollo de conjuntos integrados

turbina/generador/sistema de control en Mini hidráulica, con objeto de mejorar la

fiabilidad y eficiencia de los equipos.

El sector de la energía eólica lleva asociado un gran desarrollo tecnológico orientado

a conseguir los siguientes objetivos:

∼ Incremento progresivo del tamaño unitario hasta llegar a aerogeneradores

comerciales de potencia unitaria superior a 1 MW. Esto permite no solo abaratar

los costes de la energía eólica sino también reducir el impacto visual de los

parques eólicos, al reducir el número de turbinas para conseguir la misma

potencia, y tratar así de minimizar el rechazo social de estas instalaciones en el

caso de producirse.

∼ Mejora de la calidad de la energía e incremento de la capacidad de integración

en la red.

∼ Incorporación de sistemas de control de autodiagnóstico en los aerogeneradores

con el objeto de asegurar la operación no asistida bajo todas las condiciones.

∼ Mejora de fiabilidad de equipos y reducción de costes de operación y

mantenimiento

∼ Modelos de previsión de la producción, dirigidos a la mejora de la predicción

del potencial eólico a corto plazo, con el fin de facilitar su integración en la red.

∼ Desarrollo de instalaciones offshore.

Las ventajas de construir un parque eólico en el mar son enormes: las velocidades

del viento medias pueden ser 20 % más altas, la producción de la energía resulta hasta

70 % mayor que en tierra, sin obstáculos naturales el viento es también más confiable.

Por otra parte, la construcción costa afuera elimina el problema de encontrar

buenos sitios para los parques eólicos en áreas costeras generalmente densamente

pobladas.



Lo que se necesita ahora es la voluntad política que apoye las energías

renovables. Hasta este momento se otorgan mil millones de Euros por año de subsidios

directos e indirectos para las energías convencionales.

El progreso de la industria se concentra especialmente en aerogeneradores a gran

escala para proyectos en el mar.

Existe un informe de Energía Eólica Marina en Europa, cuya elaboración y

redacción Greenpeace encargó a Garrad Hassan, consultora internacional en energía

eólica, que se centra en la duda que Greenpeace se plantea sobre si sería viable

pretender que, en 2020, la energía obtenida de los parques eólicos marinos suministre el

30 % de la demanda de energía eléctrica en la UE (720TWh/año). Esto conlleva la

instalación de 240 GW de potencia para 2020, que supone multiplicar por diez

aproximadamente la actual capacidad de producción de energía obtenida a partir de los

parques eólicos costeros y marinos juntos. El informe identifica las medidas que hay

que tomar para eliminar cualquier obstáculo previo. Este enfoque echa por tierra la

creencia de algunos de que las energías renovables son una buena idea pero no tienen

una capacidad de suministro a esa escala.

Lejos de una materialización de este plan imaginado por Greenpeace, este

estudio sirve de referencia para demostrar que las posibilidades eólicas están aún lejos

de agotarse. La energía eólica marina es sólo un ejemplo de tecnología de producción de

energía renovable capaz de contribuir considerablemente a hacer frente a la demanda

europea de energía eléctrica.

En la Unión Europea se propone que en el año 2.020 se alcancen al menos los

60.000 MW instalados.

El aprovechamiento de la energía también juega un papel muy importante. Otras

tecnologías de producción de energía renovable, aunque menos desarrolladas, ofrecen

perspectivas similares de suministro a gran escala. Muchas de las conclusiones sacadas

del informe Energía Eólica Marina en Europa son igualmente aplicables a estas otras

tecnologías.



• Retos normativos

La energía del viento no ha despegado hasta ahora en países que no han visto la

necesidad de impulsarla, sí lo ha hecho en los países que han pensado lo contrario.

En la Unión Europea existe apoyo a las energías renovables. Las Directrices

sobre el encuadramiento de las ayudas de Estado para la protección del medio ambiente,

aprobadas por la Comisión Europea, a finales del año 2000, garantiza cierta tranquilidad

al reconocerse como asumibles las ayudas a las renovables de acuerdo a la normativa

comunitaria.

En la medida en que estas ayudas se mantengan podrá garantizarse el desarrollo

adecuado de estas fuentes de energía. El proceso paralelo orientado a que las energías

convencionales vayan incorporando sus costes ambientales en el precio de la

electricidad que generan se antoja asimismo imprescindible si queremos hablar en el

futuro de competitividad real entre energías.

• Las costas saharauis, posibles fuentes de energía eólica

Marroquíes y alemanes están trabajando conjuntamente en un amplio proyecto

de energía eólica que, de realizarse, podría cubrir el 50 % del consumo eléctrico

europeo. La zona de vientos de 200 kilómetros de la que se conseguiría la energía

incluye la región costera de Marruecos, Mauritania y el Sahara ocupado por Marruecos.

Las costas de Sahara Occidental representan la zona más amplia y menos

poblada que podría abastecer de energía de este tipo a Europa.

También Gregor Czisch, de la Universidad de Kassel, Alemania, está liderando

una campaña de lobby para conseguir que se ponga en práctica el uso de la energía

eólica del viento del sur de Marruecos y Mauritania.

Europa, por sí misma, tiene buenas condiciones eólicas. Su problema es su

limitación por alta densidad demográfica.



Según las valoraciones de la Universidad de Kassel, llevar electricidad de las

costas saharauis a Europa central conllevaría una severa reducción del suministro

eléctrico en Alemania. Czisch calcula que el precio de la energía procedente de Sahara

sería de 4,5 céntimos por kWh, comparado a los 6,5 céntimos kWh de la energía eólica

producida en Alemania.

Czisch, por otro lado, argumenta que la inversión en la energía eólica saharaui

sería un enorme impulso para el desarrollo de la región. Si la Unión Europea decide

producir un 10 % de su electricidad en la región, la inversión total sería un 3,3 % del

PIB anual de Alemania, 2 veces el PIB de Marruecos.

• El futuro de los offshore en aguas profundas

Ha habido un gran número de estudios en Europa para investigar la viabilidad de

parques eólicos flotantes instaladas en aguas profundas tienen que considerarse varias

cosas. En Inglaterra se ha estudiado para parques eólicos en profundidades mayores de

100 m y se ha visto que los costes de amarre y transmisión hasta tierra son elevados y

podrán ser solo explotados en una segunda generación de proyectos donde los cimientos

sobre el mar sean en general establecidos

• Proyectos de implantación de instalaciones offshore.

En Europa se construyen muchas centrales eólicas "offshore" o en puertos, cabos

y promontorios rocosos, aprovechando tanto la mayor velocidad y constancia del viento

como sus menores turbulencias. En este sentido la Unión Europea prevé la instalación

de 10.000 MW de potencia eólica offshore para el año 2010, y de hecho en el estado la

empresa alemana Umweltkontor ya esta tramitando la ejecución de una central de este

tipo en aguas de Cádiz.

Las instalaciones offshore presentan un gran potencial para el desarrollo de la

energía del viento. Junto a EE.UU. hay planes de instalación en Suecia, Dinamarca y

Holanda como se puede ver en la tabla.



Fig. 106 Mercados de energía eólica en 2001.



Fig. 107 Mercado en crecimento desde 1990-2000 MW/año.

• La opción de en el agua y no sobre el agua.

La turbina bajo el agua es algo similar a las plantas aéreas, mientras que los

molinos eólicos utilizan la fuerza del viento, las turbinas submarinas aprovechan las

corrientes de las mareas, con las ventaja de que son algo más permanentes y más

constantes que el viento. También se destacaría la ventaja de no destruir el paisaje.

Fig. 108 Innovador diseño de aerogenerador acuático.

Muchos estudios sugieren que el medioambiente marino almacena suficiente

energía en forma de corriente, calor, olas y mareas para cubrir la demanda mundial de

energía.



11. Conclusiones

Se exponen a continuación las principales conclusiones obtenidas del trabajo

sobre instalaciones eólicas offshore realizado. Se comentan las principales ventajas de

este tipo de centrales de producción de energía eléctrica, así como los principales

problemas a resolver.

Desde el punto de vista técnico, la construcción de centrales offshore es viable,

si bien hay que tener en cuenta las dificultades siguientes:

• Realización de la cimentación más costosa que en tierra.

• Mayor dificultad en el montaje de las torres y turbinas al tener que emplear

grúas ancladas en buques especiales.

• Mayor coste de instalación del cableado, que debe ir enterrado hasta la costa

además de requerir protección especial contra la corrosión.

Para compensar estos incrementos en los costes de instalación, las turbinas

empleadas en centrales offshore son de mayor tamaño y potencia, reduciendo así los

costes de operación.

Técnicamente se aprovechan también las siguientes ventajas del entorno marino:

• Las velocidades del viento medias pueden ser 20 por ciento más altas.

• La producción de la energía resulta hasta 70 por ciento mayor que en tierra.

• Al no existir obstáculos naturales el viento es también más uniforme, lo que

lleva a mayor vida de los aerogeneradores.

En lo que respecta al medioambiente, el empleo de centrales eólicas y en

particular offshore, es muy beneficioso ya que ayuda a la reducción de emisiones

contaminantes, al no producir CO2 ni ningún tipo de residuo radioactivo.



Los impactos medioambientales negativos son de pequeña intensidad y pueden

ser mitigados empleando medidas correctoras. Además la buena imagen despertada por

los parques eólicos, hace de estas nuevas instalaciones offshore una alternativa de

inversión muy atractiva tanto social como políticamente.

Se prevé un elevado crecimiento de explotación eólica en el mar, con distancias

a la costa y potencias cada vez mayores para aprovechar al gran potencial de la energía

eólica convirtiéndola en una de las principales fuentes de energía.



Índice de figuras

Fig. 1. Una de las primeras parque offshore en Reino Unido. ......................................... 2

Fig. 2. Capacidad eólica por países en MW. ................................................................... 4

Fig. 3. Ejemplo de coexistencia medioambiental del aerogenerador. .............................. 5

Fig. 4. Molino persa.......................................................................................................... 9

Fig. 5. Molino de eje vertical.......................................................................................... 10

Fig. 5 Aerobomba multipala........................................................................................... 11

Fig. 6. Aerogenerador de La Cour de 1891 en Dinamarca............................................. 12

Fig. 9. Movimiento de un fluido a través de un conducto. ............................................. 14

Fig. 10. Clasificación de las máquinas eólicas. .............................................................. 15

Fig. 11. Aerogenerador de eje horizontal y tres palas. ................................................... 16

Fig. 12. Aerogenerador con rotor Darrieus y Savonious................................................ 17

Fig. 13. Comparación de los distintos tipos de aerogeneradores en función del

rendimiento aerodinámico. ...................................................................................... 20

Fig. 14. Curva de potencia de un aerogenerador. ........................................................... 22

Fig. 15. Gráfica de la potencia en función de la velocidad del viento para el cálculo de

la curva de potencia de un aerogenerador................................................................ 23

Fig. 16 Diferencia de temperaturas en el globo terrestre............................................... 24

Fig. 17 : Movimientos convectivos en la atmósfera...................................................... 24

Fig. 18 : Direcciones del viento dominantes ................................................................. 25

Fig. 19 : Efecto colina ................................................................................................... 27

Fig. 19: Energía del viento ............................................................................................. 28

Fig. 20: Rosa de los vientos............................................................................................ 29

Fig. 21 : Cizallamiento del viento ................................................................................. 30

Fig. 22 : Variación de la velocidad por efecto de la turbulencia ................................... 31

Fig. 23 Proceso de predicción de energía de un parque eólico...................................... 34

Fig. 24 Anemómetro y data logger................................................................................ 35

Fig. 24 : Velocidad media mundial a 10 metros de altura para el periodo 1976-1995.. 36

Fig. 25 : Mapa eólico onshore de Europa...................................................................... 37

Fig. 26 :Mapa eólico offshore de Europa ...................................................................... 38

Fig. 27 : Distribución de Weibull .................................................................................. 39



Fig. 28 : Densidad de potencia ...................................................................................... 40

Fig. 29 : Curva de potencia de un aerogenerador de 600 kW ....................................... 42

Fig. 30 : Curva del coeficiente de potencia de un aerogenerador típico ....................... 42

Fig. 31 : GWh/año de un aerogenerador de 600 kW..................................................... 43

Fig. 32 Factores de carga para distintas tecnologías de generación eléctrica................. 44

Fig. 34. Componentes de una aerogenerador. ................................................................ 47

Fig. 34 Coeficiente de potencia. ..................................................................................... 49

Fig. 35 Tamaño de rotores eólicos. ............................................................................... 53

Fig. 36 Caja de engranajes y generador eléctrico. ......................................................... 56

Fig. 38 Aerogenerador sin caja multiplicadora. ............................................................ 56

Fig. 38 Ángulos de incidencia en el perfil de un álabe.................................................. 61

Fig. 39 Desprendimiento de flujo sobre un perfil aerodinámico................................... 62

Fig. 40 Configuraciones respecto al viento. .................................................................. 63

Fig. 41 Sensores de velocidad y dirección de viento en un aerogenerador. ................. 65

Fig. 42 Frenos de disco y aerodinámico. ....................................................................... 67

Fig. 43 Sistema de control de un aerogenerador. ........................................................... 69

Fig. 44 Interior de torre tubular. ..................................................................................... 72

Fig. 46 Construcción de una cimentación en Tunoe Nov.............................................. 75

Fig. 47 Cimentacion de acero y gravedad. ..................................................................... 76

Fig. 48. Variación del coste respecto a la profundidad del agua. ................................... 77

Fig. 48 Monopilote. ........................................................................................................ 78

Fig. 49. Variación del coste respecto a la profundidad del agua .................................... 79

Fig. 50 Trípode. .............................................................................................................. 80

Fig. 52. Variación del coste respecto a la profundidad del agua .................................... 81

Fig. 52. Instación eléctrica básica del aerogenerador..................................................... 81

Fig. 53. Pilotes de acero en el puerto.............................................................................. 83

Fig. 54. Instalación de un monopilote ............................................................................ 83

Fig. 55. Equipamiento básico de construcción. .............................................................. 84

Fig. 56. Instalación del embarcadero.............................................................................. 85

Fig. 57 Instalación de una pieza de transición................................................................ 85

Fig. 58 Instalación de los cables..................................................................................... 86

Fig. 59. Barco transportando e instalando los componentes de una turbina .................. 87

Fig. 60 Primera turbina completada ............................................................................. 87



Fig. 61 Cinco turbinas completadas ............................................................................. 87

Fig. 62. Emisiones de CO2. ............................................................................................ 89

Fig. 64. Reducción de emisiones de CO2 en EU. ........................................................... 90

Fig. 64. Parámetros......................................................................................................... 91

Fig. 66. Estimaciones de la European Wind Energy Association de reducción de

emisiones, según la instalación de energía eólica prevista. ..................................... 91

Fig. 67. Nivel de ruido con la distancia al aerogenerador .............................................. 93

Fig. 67.- Escala de ruido................................................................................................. 94

Fig. 68. Impresionante y bellísima imagen del horizonte eólico ................................... 97

Fig. 69. Migraciones marítimas de las aves, se observa como vuelan alrededor de las

turbinas (marcadas con cruces) en el parque eólico The Nysted, Dinamarca. ........ 98

Fig. 70. Estimación anual de la muerte de aves.............................................................. 99

Fig. 71. Localización europea de turbinas.................................................................... 105

Fig. 72. Localización europea de turbinas.................................................................... 107

Fig. 74.Localización de parques eólicos offshore en el Reino Unido. ......................... 108

Fig. 75.Localización de parques eólicos offshore en Dinamarca. ................................ 109

Fig. 76. Rango de precios de los aerogeneradores respecto a su potencia. .................. 110

Fig. 78. GWh/año para un típico aerogenerador de 600 KW....................................... 114

Fig. 79. Contador de electricidad ................................................................................. 116

Fig. 80. Coste de la electricidad respecto a los Kwh.................................................... 118

Fig. 81. Coste de la electricidad respecto a la velocidad del viento a la altura de buje.119

Fig. 82. Coste de la electricidad respecto a la vida del proyecto.................................. 125

Fig. 83. Molino cartagenero. ........................................................................................ 126

Fig. 84. Crecimiento de la demanda eléctrica 1996-2003 ............................................ 128

Fig. 85 Comparativa de la producción de electricidad por fuentes (2002-2003) GWh.129

Fig. 86 Consumo de energía primaria por fuentes 2001 .............................................. 129

Fig. 86 Evolución del consumo energético primaria por fuente en España 1973. ....... 130



Fig. 90 Potencia eólica de España por comunidades autónomas. ................................ 133

Fig. 91 Evolución acumulada de la potencia eólica instalada en España..................... 135

Fig. 92 Crecimiento de la potencia eólica en España en MW entre 1991-2003........... 135

Fig. 93 Potencia eólica en España a 31 de Diciembre de 2000 por CC.AA................. 136



Fig. 94 Potencia eólica en España a por CC.AA.. ........................................................ 137

Fig. 94 Crecimiento real a diciembre de 2002 y comparativa con plan de Fomento . . 139

Fig. 95 Energía primaria importada sobre energía primaria más producida. ............... 140

Fig. 97 Reducción de importaciones energéticas.. ....................................................... 140

Fig. 97 Datos económicos estimados en miles de euros. ............................................. 141

Fig. 99 Datos empresariales del sector. ........................................................................ 142

Fig. 100 Ejemplo de los parque eólicos propiedad de Alabe y EHN. .......................... 143

Fig. 101 Empleos derivados de la industria eólica en España...................................... 144

Fig. 102 Esquema de implantación industrial en España. ............................................ 145

Fig. 103 Consumo de combustibles en España en 2002............................................... 147

Fig. 104 Planes futuros de parques eólicos marinos en España .................................. 149

Fig. 105 Potencia instalada en cada uno de los países de la U.E.................................. 153

Fig. 106 Proyección futura del crecimiento de las centrales offshore.......................... 153

Fig. 107 Mercados de energía eólica en 2001. ............................................................. 159

Fig. 108 Mercado en crecimento desde 1990-2000 MW/año. ..................................... 160

Fig. 109 Innovador diseño de aerogenerador acuático. ................................................ 160



Anejo: Visualización 3-D del balizamiento en aerogeneradores

En los últimos años, el tamaño de los aerogeneradores ha crecido de forma

considerable. En 1980, un aerogenerador de tamaño medio tenía un diámetro de rotor de

10,5 metros. Hoy en día hay muchos aerogeneradores con un diámetro de rotor de más

de 80 metros, aproximadamente un 25% mayores que la envergadura de un Boeing 747.

Como consecuencia, el número de aerogeneradores que exceden el límite de 100

metros de altura, a los que las autoridades de aviación pueden exigir el balizamiento, ha

aumentado. La primera vez que esto ocurrió en Dinamarca fue en 1999, cuando se

montaron seis aerogeneradores de 2 MW en Hagesholm, en Selandia:

De acuerdo con el reglamento de aviación danés sobre balizamiento, las

construcciones de menos de 100 metros no se señalizan, mientras que las de más de 150

metros se señalizan siempre. Para aquéllas que tienen una altura comprendida entre los

100 y los 150 metros la Administración Danesa de Aviación Civil estudia cada caso en

particular y como debe señalizarse, en caso de que se decida hacerlo, una construcción.

¿Cómo deben señalizarse los aerogeneradores?

En el 2000, durante la fase de planificación de los dos parques eólicos offshore

en Dinamarca a gran escala, las autoridades danesas, los fabricantes de aerogeneradores

y los promotores del proyecto empezaron a considerar seriamente la cuestión de cómo

señalizar los aerogeneradores con una altura total de más de 100 metros. Los dos

parques de 160 MW se construyeron, respectivamente, durante el año 2002 y 2003, en

Horns Rev en el Mar del Norte y en la costa de Nysted, en la isla de Lolland.

Desde el principio estuvo claro que para la señalización de aerogeneradores de

un altura superior a los 100 metros habría que hacer malabarismos con varias

consideraciones diferentes:

-Por un lado, las autoridades de defensa precisan de balizamientos claros,

justificado por la necesidad de realizar ejercicios de entrenamiento militar, así como

operaciones de rescate.



-Por otro lado, las autoridades medioambientales quieren que el balizamiento se

haga de forma que no genere molestias, tanto a la naturaleza como a los vecinos.

Así pues, las dos ingenierías que estaban tras los proyectos de Horns

Rev y Nysted tenían una necesidad apremiante de clarificar cómo se iban a

señalizar los dos primeros parques eólicos offshore del mundo que se

balizasen.

Los fabricantes de aerogeneradores querían ayudar a resolver la

cuestión, particularmente en lo que se refiere a establecer normas claras y a

especificaciones realistas de intensidad de emisión y de frecuencia de pulso.

Al mismo tiempo, era muy importante encontrar soluciones que fuesen

agradables a la vista y al entorno inmediato.

De acuerdo con esto, la Asociación Danesa de la Industria Eólica y las dos

firmas consultoras de ingeniería iniciaron en el otoño de 2000 un proyecto de

visualización en 3D: “Visualización de Balizamiento en Aerogeneradores”. El proyecto

obtuvo una subvención de un millón de coronas (135.000 €) de la fundación Public

Service Obligation, controlada por Eltra, uno de los operadores de sistema de

Dinamarca.

¿Por qué una visualización 3D?

El objetivo inmediato del proyecto fue desarrollar el denominado configurador

de aerogeneradores, que puede ser utilizado para visualizar un parque determinado con

diferentes tipos de señalización, con diferentes colores e intensidades. Así, las

configuraciones que resultan pueden ser visualizadas desde diferentes ángulos y

distancias, así como bajo diferentes condiciones climatológicas y de luminosidad.



Una herramienta de visualización avanzada parece ser la solución adecuada para

obtener una imagen realista que permita la evaluación de la visibilidad de diferentes

señalizaciones, así como su impacto medioambiental.

-En primer lugar, puede ser utilizada para visualizar nuevos parques eólicos

antes de que se construyan.

-En segundo lugar, es mucho más barato hacer la visualización de diferentes

soluciones que montar diferentes modelos en parques eólicos ya existentes y llevar

luego a cabo ejercicios militares de vuelo.

Así, la herramienta de visualización será útil para equilibrar el debate entre las

autoridades y los diferentes actores. Esta herramienta ayudará finalmente a encontrar la

solución más apropiada para el balizamiento de aerogeneradores.

El caso de Nysted

Una compañía de software danesa fue la encargada, en colaboración con los

participantes del proyecto, de desarrollar el software 3D necesario. El software para la

visualización final comprende diferentes módulos:

-el módulo aerogenerador

-el módulo emisión lumínica

-el módulo parque eólico.

Además, el software puede manejar una base de datos de paisajes, es decir, el

mar, la costa o una localización en tierra firme.

El proyecto utilizado en el parque eólico

offshore de Nysted, al sur de Lolland, es un caso de este

modelo. Este parque fue conectado a la red durante el

2003.



El parque eólico offshore de Nysted consta de 72 aerogeneradores, cada uno de

una potencia instalada de 2,2 MW. La altura de buje es 68,8 m, y el diámetro de rotor

82,4 m. La máxima altura en punta de pala es pues de 110 m.

El parque offshore se dispone en 8 filas de 9 turbinas, la más cercana a unos 10

km de la costa. Las 72 turbinas tienen una producción anual de electricidad equivalente

al consumo de 110.000 hogares daneses.

Visualización de la simulación

El visionado más realista de la simulación se consigue en pantalla grande en 3D,

en un centro de realidad virtual. Este factor es especialmente importante en lo que

respecta a la reproducción de la luz, ya que la percepción de la luz depende de la

situación de la visualización.

Un parque eólico iluminado es mucho más visible si se ve durante la noche

desde una playa a oscuras que si se ve desde la calle de una ciudad iluminada. En un

centro de realidad virtual se pueden realizar los ajustes que compensen dichos factores.

El programa de visualización y el caso Nysted han sido proyectados en

diferentes ocasiones en un centro de realidad virtual para una audiencia compuesta de

autoridades y otros usuarios potenciales. De esta manera el programa ha proporcionado

aportaciones a un debate que continúa.

Si en lugar de hacerlo en un centro de realidad virtual se ve el

videoclip desde la pantalla de un ordenador no pueden hacerse los

ajustes necesarios. La calidad de la visualización dependerá en gran

parte de la intensidad de la luz de la pantalla, la luz incidente en la

misma, etc. Además, el menor tamaño de la pantalla obviamente

también redunda en una disminución de calidad. De esta forma, la

visualización resulta mucho menos realista en la pantalla de un

ordenador que en un centro de realidad virtual.



¿Como se genera un entorno para simulación?

Primeramente se debe generar el objeto en tres dimensiones, en este caso, un

aerogenerador. Existen multitud de programas comerciales para modelar y visualizar

entornos en tres dimensiones: 3DMAX, Multigen, CAD… A su vez existen varios

formatos en los que se puede obtener un objeto 3D: VRL, MAX, DWG, DXF…

El aerogenerador primeramente, es una malla formada por caras:



Posteriormente se le aplican las texturas, con los balizamientos asignados a cada

tipo de aerogenerador:

Después, se diseña en entorno, en este caso, la zona cercana a la costa donde se

situará el parque, y se modelará de forma que sea lo suficientemente grande para poder

introducir en ella el parque de turbinas, y para poder moverse en ella con el simulador.

De esta forma, podemos obtener diferentes perspectivas del parque.

El siguiente paso es introducir, mediante programación, los aerogeneradores y el

entorno, y aplicar las restricciones de movimiento. Se podrían entender dos tipos de

restricciones: las puramente geométricas como puede ser obligar a que las palas giren en

torno al buje, o bien, cálculos internos del programa, el cual, mediante entradas que se

introducen por teclado, obtiene resultados de potencia, velocidad de rotación… lo más

realistas posibles, como se verá más adelante.



Simulador: Sim3D

Sim3D es un simulador de un parque eólico offshore (adjunto en el CD).

Para el diseño de aerogeneradores se utilizan normalmente, programas de

respuesta dinámica en tiempo real. Algunas veces, estos programas utilizan pre-

procesadores para importar el modelo 3D de la turbina y códigos, como GL, DiBt y

IEC. La gran cantidad de casos posibles serán generados por estos programas. En el

simulador adjunto se utiliza una herramienta llamada ADAP, y especialmente diseñada

para analizar y procesar toda esa cantidad de casos.

En el siguiente esquema se muestra el proceso de diseño de la simulación:



Interface:

La instalación de Sim3D comienza clikando sobre setupwindfarm.exe . El

programa le guiará durante la instalación , y creará una serie de carpetas en el directorio

donde lo haya instalado.

Una vez instalado, la primera pantalla da la opción, de simular directamente o

bien definir preferencias primero:

Dentro de la opción Preferences podemos definir:

• Display



• Unidades

• Configuración



Para simular, presionar la opción Simulate:

En la parte superior de la ventana se mostrará un menú, con las opciones

Simulate, Environment, View, Options, Help . Si se pretende variar los parámetros de la

simulación, debemos clikar en el botón de Environment y se desplegará la siguiente

ventana:

• Dia y hora



Mediante la variación del día o la hora, se obtiene una visualización del parque

con condiciones de luz diferentes. Así pues, se podrá visualizar el parque a una hora

determinada en invierno o en verano, dados que las condiciones en estas dos estaciones

serán muy diferentes.

• Viento

De igual manera se puede variar la velocidad o la dirección del viento y observar

la respuesta de la turbina.

• Olas



Se puede variar la longitud, la altura y el periodo de las olas, así como el

desarrollo de la ola.

• Corrientes

Se puede definir la velocidad y la dirección de las corrientes marinas, y

comprobar su influencia.

• Nubes

Se puede modificar el tipo de nube, o generar diferentes capas de nubes , para

dar mayor realismo al entorno, reproducir un determinado escenario y comprobar el

efecto en la visualización.



• General

De igual manera es posible modificar la visibilidad, la temperatura del aire y del

agua y la presión ambiente, a fin de comprobar la respuesta del parque y el efecto en la

visualización.

De esta forma, se puede comprobar cómo afecta la modificación de estos

parámetros, a resultados como la potencia, el pitch, la velocidad de rotación del rotor,

tal y como se puede ver en la esquina superior derecha de la pantalla de simulación.



Controles

Estado del arte

El desarrollo de simuladores es un tema que va tomando cada vez más

importancia en la sociedad en la que vivimos. Desde los simuladores prohibitivos para

las actividades espaciales y militares se está llegando a una situación en que la mayoría

de las industrias y empresas de transporte están empleando simuladores para distintas

fases de su actividad, desde diseño y planificación, hasta formación de conductores y

operarios.

El incremento casi exponencial de la potencia del hardware, unido tanto a la

bajada de precio del mismo como al desarrollo a gran escala de software hacen que la

accesibilidad a simuladores haya llegado a un nivel casi doméstico, entiéndanse las

consolas de juegos actuales como simuladores de alcance más restringido empleados en

ocio.

Los campos de aplicación de los simuladores son cada vez mayores. El ocio está

ganando enteros de forma clara en este mundo y aplicaciones para la educación y la

rehabilitación y entrenamiento de discapacitados son ya frecuentes en los congresos del

ramo.



Por ello hemos considerado apropiado comentar brevemente la utilidad de estas

herramientas en el diseño de parques eólicos offshore, así como adjuntar un ejemplo

claro de esta aplicación, el simulador Sim3D que puede encontrarse en el CD.



Bibliografía.

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Mc Graw Hill. Mexico 1995.

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• García Galludo, Mario -“Energía eólica”. Ed Progensa d.L. Sevilla 1987.

• European Commission –“Wind Energy The Facts”. Office for Official

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• ABC Nuevo Trabajo, 14 de Noviembre de 2004.

• Magazine de El Mundo, 6 de Febrero de 2005.

• Crespo, A –“Aprovechamiento de Energía Eólica”, 2003.

• Delgado Marín, José Pablo; “Análisis de la energía eólica en Murcia” Agencia

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Cartagena.

• Datos de la Asociación de Productores de Energías Renovables – APPA, 1998.

Páginas web consultadas

• www.bwea.com/offshore

• www.energias-renovables.com

• www.ewea.org

• www.greenpeace.org

• www.hornsrev.dk

• www.iwr.de/wind

• www.nystedhavmoellepark.dk

• www.offshorewindenegy.org

• www.offshorewindfarms.co.uk

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• www.airtricity.com/frontpage/default.asp

• www.iespana.es/natureduca/energ_gen_eol.htm

• www.turbosquid.com

• www.windturbinewarehouse.com

• www.ilr.tu-berlin.de/WKA/windfarm/offshore.html

• www.windpowerphotos.com

• www.middelgrund.com

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• www.eco2site.com/news/sept-03/offs-irl.asp

• www.energias-

renovables.com/paginas/Contenidosecciones.asp?ID=3895&Nombre=Eólica

• www.aicia.es/2003/estudios/plataforma.htm

• www.sindominio.net/ahtez/agiriak/eolicas01.htm

• www.windatlas.dk/

Instalaciones Eólicas Offshore

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