Tesis doctoral David Herce Ezquerro

Agradecimientos

Quiero expresar mi agradecimiento al director de la tesis el doctor Eliseo Pablo

Vergara González quien durante un largo camino ha sabido orientar mis pasos.

Deseo reconocer la colaboración de Amparo Toyas García que ha realizado los

tratamientos de imágenes tan Importantes en algunas fases de esta tesis.

Igualmente merecen un reconocimiento el doctor ingeniero de caminos canales y

puertos Arturo Romero Ibáñez y el doctor en ciencias económicas Julián San Martín

Marqués por sus explicaciones y consejos.

A mis padres

A mi mujer e hijos

ÍNDICE GENERAL

1. Introducción .................................................................................................................. 1

2. Estado de la cuestión ..................................................................................................... 4

2.1. Aportaciones precedentes .................................................................................................. 4 2.1.1. Trabajos de investigación ..................................................................................................................... 4 2.1.2. Otros precedenes ................................................................................................................................. 8

2.1.2.1. Trabajos de normalización ............................................................................................................ 8 2.1.2.2. Otros ............................................................................................................................................. 8

2.2. Valoración aportaciones precedentes ............................................................................... 10 2.2.1. Investigaciones académicas ............................................................................................................... 10

2.2.1.1. Linares Llamas, 1999 .................................................................................................................. 10 2.2.1.2. Hernández Fernández, 2000 ...................................................................................................... 11 2.2.1.3. Fernández Velasco, 2003 ............................................................................................................ 12 2.2.1.4. García Leyton, 2004 .................................................................................................................... 14 2.2.1.5. Soca Olazábal, 2004 ................................................................................................................... 14 2.2.1.6. Stenlund, 2006 ........................................................................................................................... 15 2.2.1.7. Gómez Sánchez, 2007 ................................................................................................................ 16 2.2.1.8. López Sako, 2008 ........................................................................................................................ 17 2.2.1.9. Esteban Pérez, 2009 ................................................................................................................... 17 2.2.1.10. Otitoju, 2010 ............................................................................................................................ 18

2.2.2. Investigaciones de FINO ..................................................................................................................... 20 2.2.2.1. Investigación sobre mamíferos marinos..................................................................................... 20 2.2.2.2. Investigación sobre migración de aves. ...................................................................................... 23 2.2.2.3. Investigación sobre procreación y descanso de aves. ................................................................ 24 2.2.2.4. Investigación sobre bancos de peces. ........................................................................................ 26 2.2.2.5. Investigación sobre ecosistemas bentónicos. ............................................................................ 27 2.2.2.6. Efecto de los campos electromagnéticos ................................................................................... 28 2.2.2.7. Evaluación del impacto del ruido. .............................................................................................. 28 2.2.2.8. Colisión de buques y evaluación del riesgo. ............................................................................... 30

2.2.3. Investigaciones de COWRIE ................................................................................................................ 35 2.2.3.1. BWEA (2002) Best Practice Guidelines: Consultation for Offshore Wind Development. ........... 35 2.2.3.2. BWEA (1994) Best Practice Guidelines for Wind Energy Development. .................................... 36 2.2.3.3. DTi (2005) Methodology for Assessing the Marine Navigational Safety Risks of Offshore Wind Farms. ...................................................................................................................................................... 39 2.2.3.4. (ETSU 2001) Assessment of the Effects of Offshore Windfarms on Birds. ................................. 43 2.2.3.5. DTi (2005) Seascape and Visual Impact Report. ......................................................................... 46 2.2.3.6. BWEA (2004) Recommendations for Fisheries Liaison. .............................................................. 49 2.2.3.7. BERR (2004) Guidance Notes: Offshore Windfarm Consents Process. ...................................... 50 2.2.3.8. EMEC (2005) Environmental impact assessment (EIA). ............................................................. 51 2.2.3.9. BWEA et al (2001) Windfarm development and nature conservation. ...................................... 52 2.2.3.10. OSPAR (2008) Guidance on Environmental Considerations for Offshore Wind Farm Development. .......................................................................................................................................... 53

2.2.4. Trabajos de normalización y otros ..................................................................................................... 54 2.2.4.1. Normalización ............................................................................................................................ 54

2.2.4.2. Cockerill T.T., Harrison R., Kühn M., Van Bussel G.J.W. (1997) .................................................... 57 2.2.5. Valoración extendida.......................................................................................................................... 58

2.2.5.1. Fernández Velasco (2003) .......................................................................................................... 58 2.2.5.2. Soca Olazábal (2004) .................................................................................................................. 68 2.2.5.3. Esteban Pérez (2009) .................................................................................................................. 75

2.3. Análisis de políticas .......................................................................................................... 88 2.3.1. Política comunitaria ........................................................................................................................... 88

2.3.1.1. Política ambiental ....................................................................................................................... 89 2.3.1.2. Política energética ...................................................................................................................... 93

2.3.2. Política española .............................................................................................................................. 120 2.3.2.1. Plan Acción Nacional Energías Renovables (PANER) ................................................................ 120

2.4. Análisis normativo y legal ............................................................................................... 134 2.4.1. Regulación sectorial internacional ................................................................................................... 134 2.4.2. Regulación del medio ambiente marino .......................................................................................... 135

2.4.2.1. Tipos de enfoques normativos ................................................................................................. 138 2.4.2.2. Evaluación de impacto ambiental ............................................................................................ 139

2.5. Regulación española ...................................................................................................... 141 2.5.1. Directiva de impacto ambiental ....................................................................................................... 144 2.5.2. Real Decreto Legislativo 1/2008 ....................................................................................................... 153 2.5.3. Ley 6/2010 ....................................................................................................................................... 155 2.5.4. Evaluación de planes y programas ................................................................................................... 160 2.5.5. Estudio Ambiental del litoral (EEAL) ................................................................................................. 161 2.5.6. Síntesis del marco regulatorio .......................................................................................................... 168 2.5.7. Regulación autonómica .................................................................................................................... 170 2.5.8. informe comisión sobre directivas EIA ............................................................................................. 178 2.5.9. Dictamen comité regiones sobre EIA y EAE ..................................................................................... 182 2.5.10. Real Decreto 1028/2007 ................................................................................................................ 185

2.6. Análisis del liderazgo europeo ........................................................................................ 203 2.6.1. Principales plantas marinas en Europa ............................................................................................ 203 2.6.2. El modelo británico .......................................................................................................................... 205

2.6.2.1. Marco legal en el Reino Unido ................................................................................................. 205 2.6.2.2. COWRIE .................................................................................................................................... 207 2.6.2.3. Cronología eólica marina en el Reino Unido ............................................................................ 210 2.6.2.4. The Crown Estate ..................................................................................................................... 213

2.6.3. El modelo alemán ............................................................................................................................ 216 2.6.3.1. Ordenación y planificación ....................................................................................................... 217 2.6.3.2. FINO 1 ....................................................................................................................................... 219 2.6.3.3. Investigación ambiental FINO ................................................................................................... 220

2.7. Análisis contextual ......................................................................................................... 224 2.7.1. Instalaciones experimentales ........................................................................................................... 225

2.7.1.1. Zéfir test station ....................................................................................................................... 225 2.7.1.2. Muelle de Arinaga .................................................................................................................... 227 2.7.1.3. Universidad de Oviedo ............................................................................................................. 227

2.7.2. VI congreso nacional de EIA ............................................................................................................. 229 2.7.3. I Seminario Hidrógeno y Gestión Energética .................................................................................... 231 2.7.4. Jornadas sector eléctrico español .................................................................................................... 232 2.7.5. Hemeroteca ..................................................................................................................................... 234

3. Materiales Y métodos ................................................................................................ 244

3.1. Metodología .................................................................................................................. 244

3.2. fases de investigación ..................................................................................................... 245

3.3. Fase proyectual .............................................................................................................. 246 3.3.1. Introducción ..................................................................................................................................... 246 3.3.2. Consideraciones generales ............................................................................................................... 248 3.3.3. Consideraciones económico-financieras .......................................................................................... 255

3.3.3.1. Costes hundidos e I+D .............................................................................................................. 255 3.3.3.2. Estrategias de inversión ............................................................................................................ 257 3.3.3.3. Valoración de inversiones ......................................................................................................... 260

3.3.4. AMFE ................................................................................................................................................ 266 3.3.5. Especificaciones para la metodología .............................................................................................. 280 3.3.6. Fuentes de datos .............................................................................................................................. 281

3.3.6.1. Costes de producción ............................................................................................................... 281 3.3.6.2. Estimación de producción energética ...................................................................................... 286 3.3.6.3. Rentabilidad ............................................................................................................................. 290 3.3.6.4. Capacidad de evacuación de la red eléctrica ........................................................................... 295 3.3.6.5. Superficie de las áreas eólicas .................................................................................................. 296 3.3.6.6. Condicionantes logísticos ......................................................................................................... 300

3.4. Limitaciones en la investigación ...................................................................................... 302

4. Resultados y discusión ............................................................................................... 303

4.1. Introducción .................................................................................................................. 303

4.2. Hipótesis de área eólica marina ...................................................................................... 307 4.2.1. Condicionantes eólicos .................................................................................................................... 307 4.2.2. Condicionantes reglamentarios ....................................................................................................... 308 4.2.3. Condicionantes técnicos .................................................................................................................. 309 4.2.4. Condicionantes infraestructurales ................................................................................................... 309 4.2.5. Condicionantes logísticos ................................................................................................................. 309 4.2.6. Caracterización del área ................................................................................................................... 309

4.3. Estimación económica .................................................................................................... 310

4.3.1. coste del impacto ambiental ........................................................................................ 311 4.3.1.1. Proyecto básico ............................................................................................................................. 312 4.3.1.2. Datos Evaluación de Impacto Ambiental ...................................................................................... 313

4.4. Aplicación de la metodología .......................................................................................... 315 4.4.1. Presentación del caso ...................................................................................................................... 315 4.4.2. Dimensionamiento económico ........................................................................................................ 315 4.4.3. Hipótesis del área ............................................................................................................................. 316 4.4.4. Estimación económica ..................................................................................................................... 319

5. Conclusiones y futuras líneas de investigación ............................................................ 321

5.1. Conclusiones .................................................................................................................. 321

5.2. Futuras líneas de investigación ....................................................................................... 322

6. Anexos ....................................................................................................................... 324

Anexo I. Figuras .................................................................................................................... 324 Figura 1. Zonificación áreas eólicas marinas EEAL................................................................................. 324 Figura 2. Zonificación áreas eólicas noroccidentales ............................................................................. 324

Figura 3. Síntesis marco regulatorio ...................................................................................................... 325 Figura 4. Régimen especial energía eólica marina ................................................................................ 326 Figura 5. Plantas eólicas marinas europeas >50MW ............................................................................. 326 Figura 6. Plantas eólicas marinas Reino Unido en construcción ........................................................... 327 Figura 7. Plantas eólicas marinas Reino Unido operativas o en proyecto ............................................. 328 Figura 8. Características proyectos eólicos marinos Reino Unido ......................................................... 329 Figura 9 Ejemplo asiento libro diario investigación externa .................................................................. 331 Figura 10 Cuenta de resultados simplificada central eólica marina ...................................................... 331 Figura 11. Balance tipo .......................................................................................................................... 332 Figura 13 AMFE exposición y probabilidad ........................................................................................... 332 Figura 14 AMFE número de prioridad de riesgo NPR ............................................................................ 333 Figura 15 AMFE causas más relevantes ................................................................................................. 333 Figura 16. Distribución típica de costes planta eólica marina I ............................................................. 333 Figura 17. Distribución típica de costes planta eólica terrestre ............................................................ 334 Figura 18. Distribución típica de costes planta eólica marina II ............................................................ 334 Figura 19. Distribución típica de costes planta eólica marina III ........................................................... 334 Figura 20. Distribución típica de costes planta eólica marina flotante.................................................. 335 Figura 21. Coste y profundidad I ........................................................................................................... 335 Figura 22. Coste y profundidad II .......................................................................................................... 336 Figura 23. Coste y número de máquinas I ............................................................................................. 336 Figura 24. Coste y número de máquinas II ............................................................................................ 337 Figura 25. Coste y distancia ................................................................................................................... 338 Figura 26 Mapa eólico general (IDAE) ................................................................................................... 338 Figura 27Mapa eólico Galicia (IDAE) ..................................................................................................... 339 Figura 28. Red de boyas litoral gallego .................................................................................................. 339 Figura 29 Régimen oleaje Langosteira ................................................................................................... 340 Figura 30-a. Costes de producción unitarios y potencia global ............................................................. 341 Figura 30-b. Costes de producción unitarios y diámetro turbina .......................................................... 341 Figura 30-c. Costes de producción unitarios y velocidad del viento ..................................................... 342 Figura 31. TIR ......................................................................................................................................... 342 Figura 32. REE infraestructura general .................................................................................................. 343 Figura 33. REE infraestructura noroeste ................................................................................................ 343 Figura 34. Desarrollo previsto REE Galicia I ........................................................................................... 344 Figura 35 Desarrollo previsto REE Galicia II ........................................................................................... 344 Figura 36 Carga máxima líneas 400kV ................................................................................................... 345 Figura 37. Relación tierra/mar áreas eólicas ......................................................................................... 345 Figura 38. Plataforma continental Europa occidental ........................................................................... 346 Figura 39. Carta náutica La Coruña ....................................................................................................... 346 Figura 40. Descripción superficie litoral español ................................................................................... 347 Figura 41. Datos carta náutica Mediterráneo ....................................................................................... 347 Figura 42. Comprobación NOAA y carta Mediterráneo ......................................................................... 348 Figura 43. Muestreo puntos litoral Cantábrico...................................................................................... 348 Figura 44. Muestreo puntos litoral Cantábrico II ................................................................................... 349 Figura 45 Mayor entrada puerto La Coruña .......................................................................................... 349 Figura 46. Detalle red viaria puerto La Coruña ...................................................................................... 350 Figura 47. Zonas viables área La Coruña ............................................................................................... 351

Anexo II. AMFE ..................................................................................................................... 352

Anexo III. Resolución caso ..................................................................................................... 356

7. Bibliografía y referencias ........................................................................................... 358 Referencias bibliográficas ...................................................................................................................... 358

Referencias en internet ......................................................................................................................... 361

Capítulo 1: INTRODUCCIÓN

Integración ambiental en los proyectos eólicos marinos en España: propuesta metodológica 1

1. INTRODUCCIÓN

Aunque haya transcurrido más de un cuarto de siglo desde la aprobación del Real

Decreto Legislativo 1302/1986 de evaluación de impacto ambiental de trasposición

al ordenamiento jurídico español de la directiva 85/337/CEE del Consejo relativa a la

repercusión de determinados proyectos públicos y privados en el medio ambiente,

todavía hoy el medio ambiente sigue siendo motivo de estudio tanto en sus aspectos

técnicos como legales, sociales y políticos tal como demuestra el gran número de

trabajos de investigación1 relativos a este asunto.

Muchos de estos estudios se han orientado a la integración de los aspectos

ambientales en diferentes tipos de proyectos, al estudio del impacto de

determinadas acciones, al estudio de la sensibilidad de determinados factores

ambientales o bien a proporcionar métodos y herramientas que mejoren el arsenal

instrumental del que las ingenierías puedan servirse tanto en el desarrollo de los

estudios de impacto ambiental como en el de los propios proyectos.

La energía eólica, tanto terrestre como marina, desde sus primeras explotaciones

comerciales ha vivido un enorme incremento en número y potencia de instalaciones

lo que ha resultado tanto efecto como causa de una importante producción

investigadora en diversos aspectos técnicos y científicos relativos a la explotación de

este recurso.

El éxito percibido en la explotación eólica terrestre ha hecho depositar elevadas

expectativas en su desarrollo marino a fin de contribuir al cumplimiento de los

objetivos ambientales y energéticos en el seno de la Unión Europea lo que hace de

la energía eólica marina un área de estudio de absoluta actualidad e interés.

1 En la presente tesis, a fin de facilitar la exposición y claridad del texto se emplean, con cierta flexibilidad

literaria, como equivalentes, según el contexto, los términos: trabajo, investigación y tesis.

Para ganar en rigor y claridad, eventualmente se usan adjetivos para acotar el significado de los significantes.

En todo caso y como referencia formal se adoptan las definiciones de la RAE siguientes:

Investigación; Acción y efecto de investigar realizar actividades intelectuales y experimentales de modo

sistemático con el propósito de aumentar los conocimientos sobre una determinada materia.

Tesis; Conclusión, proposición que se mantiene con razonamientos.

Hipótesis; Suposición de algo posible o imposible para sacar de ello una consecuencia.



La presente tesis recorre un territorio limítrofe entre dos grandes campos, por un

lado la integración ambiental en los proyectos y, por otro, el desarrollo eólico marino

en España desde las directivas europeas, pasando por la regulación sectorial

específica española, hasta la realidad de las instalaciones autorizadas.

El análisis del estado de las cuestiones política, estratégica, reglamentaria y

coyuntural se acompaña paralelamente del análisis del estado de la cuestión en

cuanto a las aportaciones previas a los dos elementos nucleares de la presente

tesis: el estado en España de la integración ambiental en los proyectos y el

desarrollo específico de los proyectos de energía eólica marina.

Aunando los esfuerzos investigadores precedentes en estas dos áreas de estudio (el

desarrollo eólico marino y la integración ambiental), en la presente tesis se da

continuidad a investigaciones precedentes sintetizando las principales aportaciones

en una metodología adecuada para el desarrollo eólico marino en el marco

regulatorio español.

Así, el objeto de esta tesis es desarrollar un método sencillo que, integrando criterios

técnicos, económicos y ambientales facilite la toma de decisiones de promoción de

energía eólica marina en España.

Para cumplir este objetivo general se plantean los siguientes objetivos específicos:

Identificar las propuestas existentes para el desarrollo e implantación de

plantas de energía eólica marina.

Identificar las propuestas existentes para mejorar la integración de los aspectos

ambientales en los proyectos eólicos marinos.

Identificar las prácticas de los líderes europeos en generación eólica marina.

Identificar los condicionantes administrativos y reglamentarios en España.

Estimar en unidades económicas el impacto global de un proyecto eólico

marino en España.

Diseñar una propuesta que contribuya al desarrollo del sector eólico marino

español integrando los aspectos económicos, técnicos y medioambientales.



Es una fórmula extendida emplear la viabilidad económica como un criterio para

decidir la ejecución del proyecto asumiendo que los estudios previos tienen un

impacto económico despreciable.

La energía eólica marina ha despertado importantes expectativas si bien plantea

también grandes desafíos tecnológicos y ambientales al ser un sector aún inmaduro

lo que incorpora gran dosis de incertidumbre en todas las decisiones.

Es por esto que de acuerdo con el objeto formulado de facilitar la toma de

decisiones, se plantea adelantar las consideraciones económicas como indicador

sintético de la viabilidad técnica, empresarial y ambiental de los proyectos a fin de

reducir la tasa de inviabilidad de las alternativas estudiadas.

Capítulo 2: ESTADO DE LA CUESTIÓN


2. ESTADO DE LA CUESTIÓN

2.1. APORTACIONES PRECEDENTES

2.1.1. TRABAJOS DE INVESTIGACIÓN

Hasta la fecha de conclusión de la presente tesis no se han encontrado estudios

previos relativos al objeto de esta investigación aunque existen diversas

aportaciones que proporcionan antecedentes de interés para el presente trabajo.

Así, se han encontrado más de un centenar de tesis doctorales que desarrollan

diversos aspectos dentro del ámbito del estudio de la energía eólica.

En general, las investigaciones precedentes pueden agruparse en alguno de los

epígrafes siguientes.

Aspectos tecnológicos tales como:

Comportamiento dinámico de los sistemas, regulación, control de potencia,

optimización, aerodinámica y materiales.

Aspectos de gestión y explotación tales como:

Rendimiento, fiabilidad, modelización, sistemas de distribución y

mantenimiento.

Aspectos prospectivos tales como:

Valoración económica, medición del recurso eólico, planificación energética,

modelización atmosférica.

Aspectos ambientales específicos tales como:

Impacto en las aves, ruido, vibraciones, corrientes y sedimentación.

Restringiendo el ámbito de estudio a la explotación eólica marina el número de

investigaciones se reduce drásticamente aunque no se ha observado un cambio

cualitativo en cuanto a la temática de los trabajos que siguen estando muy

orientados a la optimización tecnológica de los equipos y a su gestión.



Por otro lado, desde la publicación de la directiva 85/337/CEE de evaluación de

impacto ambiental se han presentado cientos de tesis doctorales relacionadas con el

estudio del impacto ambiental en multitud de nichos de conocimiento con los que

mejorar las diversas herramientas existentes o realizar nuevos desarrollos

metodológicos.

Pese a la enorme producción encontrada en el campo del impacto ambiental, el

número de trabajos se reduce drásticamente cuando se focaliza la búsqueda a las

investigaciones dedicadas al tratamiento integrado del impacto ambiental de los

proyectos.

Entre los trabajos precedentes estudiados deben señalarse con particular interés

para la presente tesis los listados a continuación.

Pedro Linares Llamas, “Integración de criterios ambientales en procesos de decisión:

una aproximación multicriterio a la planificación integrada de recursos eléctricos”.

Universidad Politécnica de Madrid, Escuela Técnica Superior de Ingenieros de

Montes, (1999).

Luis Víctor Fernández. Velasco, “Propuesta para la caracterización de la calidad del

proceso de evaluación de impacto ambiental. Aplicación a proyectos de

infraestructura viaria”. Universidad Politécnica de Valencia, (2003).

Luís Alberto García Leyton, “Aplicación del análisis multicriterio en la evaluación de

impactos ambientales”. Universidad Politécnica de Cataluña, (2004).

Nely Aliana Soca Olazábal, “Articulación entre proyectos de ingeniería y evaluación

de impacto ambiental en el contexto técnico de la normativa actual. El caso de las

declaraciones de impacto ambiental emitidas en España para proyectos tipo de gran

impacto”. Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales de Madrid, (2004).

Jenny Stenlund, “Plan and Reality: Municipal Energy Plans and Development of

Local Energy Systems”. Linköping University, (2006).



Adoración Gómez Sánchez, “Análisis de la eficiencia de las medidas preventivas,

correctoras y compensatorias de suelos, hidrología, ruido y patrimonio histórico para

proyectos de autovías en España y propuestas de indicadores de sostenibilidad

correspondientes”. Escuela Técnica Superior de Ingenieros de Caminos, Canales y

Puertos de Madrid, (2007)

Masao Javier López Sako, “La energía eólica: régimen jurídico-económico y régimen

de autorización de sus instalaciones de producción”. Universidad de Granada,

(2008).

María Dolores Esteban Pérez, “Propuesta de una metodología para la implantación

de parques eólicos offhsore”. Escuela Técnica Superior de Ingenieros de Caminos,

Canales y Puertos de Madrid, (2009).

OTITOJU, A., “Fostering the delivery of wind power: an evaluation of the performance

of policy instruments in three European Union member states”. Robert Gordon

University, (2010).

Fuera del ámbito académico, son relevantes los resultados de investigaciones

desarrolladas por diversos organismos privados, públicos y mixtos de entre los que

deben destacarse, por su contribución al objeto de esta tesis, los producidos por

FUNGESMA en España, FINO1 en Alemania y COWRIE en el Reino Unido.

Los resultados de investigación de la plataforma FINO1 fueron publicados en 2006

como “Offshore Wind Energy: research on environmental impacts” consistente en

una monografía que compendia, entre otras investigaciones parciales objeto de la

construcción de la plataforma, las siguientes:

Investigación sobre mamíferos marinos.

Investigación sobre migración de aves.

Investigación sobre procreación y descanso de aves.

Investigación sobre bancos de peces.

Investigación sobre ecosistemas bentónicos.

Efecto de los campos electromagnéticos en los organismos marinos.



Evaluación del impacto del ruido.

Colisión de buques y evaluación del riesgo.

Los resultados de investigación de COWRIE aparecen publicados en diversas

formas de las que las más importantes son los “libros blancos” junto con los datos y

metadatos.

Los datos y metadatos son los resultados brutos de investigación que se ponen a

disposición de promotores, diseñadores e investigadores para su uso en

investigaciones aplicadas o en desarrollos específicos.

Los documentos tipo “libro blanco” son informes y guías oficiales de la fundación en

los que los datos han sido tratados para proporcionar utilidades más inmediatas en

su aplicación. Como ocurre con las investigaciones académicas, la producción de

estudios es amplia y alcanza numerosos temas de interés para el desarrollo de la

industria que pueden agruparse en los siguientes epígrafes:

Metadatos y vocabulario

Administración de datos marinos.

Documentos guía para la evaluación de impacto ambiental.

Recursos marinos y política.

Normalización de estudios y datos marinos.

GIS.

De entre las varias decenas de documentos publicados hay que destacar, por su

interés para el objeto de la presente tesis, los siguientes:

BWEA (2002) Best Practice Guidelines: Consultation for Offshore Wind

Development.

BWEA (1994) Best Practice Guidelines for Wind Energy Development.

DTi (2005) Methodology for Assessing the Marine Navigational Safety Risks of

Offshore Wind Farms.

(ETSU 2001) Assessment of the Effects of Offshore Windfarms on Birds.

DTi (2005) Seascape and Visual Impact Report.

BWEA (2004) Recommendations for Fisheries Liaison.



BERR (2004) Guidance Notes: Offshore Windfarm Consents Process.

EMEC (2005) Environmental impact assessment (EIA).

OSPAR (2008) Guidance on Environmental Considerations for Offshore Wind

Farm Development.

BWEA et al (2001) Windfarm development and nature conservation.

Los trabajos de FINO1 y de COWRIE están diseñados de acuerdo con las

características, oportunidades y limitaciones específicas de sus países y orientados

por las políticas y organizaciones administrativas de Alemania y Reino Unido por lo

que sus conclusiones deben trasladarse al caso español con cautelas si bien la

metodología y recomendaciones pueden aceptarse como generalizables.

2.1.2. OTROS PRECEDENES

2.1.2.1. Trabajos de normalización

En el caso español existen cuatro normas UNE que establecen criterios generales

sobre evaluación de riesgo ambiental y sobre la elaboración de estudios de impacto

ambiental:

UNE 150008:2008, Análisis y evaluación del riesgo ambiental. Comité AEN/CT

150, gestión ambiental.

UNE 157921:2006, Criterios generales para la elaboración de estudios de

impacto ambiental. Comité AEN/CT 157, proyectos.


impacto ambiental de proyectos de ferrocarril y carreteras. Comité AEN/CT 157,

proyectos.


impacto ambiental de proyectos de regadío. Comité AEN/CT 157, proyectos.

2.1.2.2. Otros

Por sus contribuciones conceptuales, metodológicas y documentales, en relación

con esta tesis deben destacarse los siguientes antecedentes:

T.T. Cockerill, R. Harrison, M. Kühn, G.J.W. van Bussel “Comparison of Cost of



Offshore Wind Energy at European Sites”. Contract JOR3-CT95-0087 FINAL

REPORT (January 1996 to December 1997). Research funded in part by THE

EUROPEAN COMMISSION in the framework of the Non Nuclear Energy

Programme.



2.2. VALORACIÓN APORTACIONES PRECEDENTES

2.2.1. INVESTIGACIONES ACADÉMICAS

2.2.1.1. Linares Llamas, 1999

“Integración de criterios ambientales en procesos de decisión: una

aproximación multicriterio a la planificación integrada de recursos eléctricos”.

(Pedro Linares Llamas, Universidad Politécnica de Madrid, Escuela Técnica

Superior de Ingenieros de Montes, 1999).

En su trabajo, plantea el problema de la globalización de los impactos ambientales

que trascienden el área inmediatamente afectada por determinados proyectos y a

los que considera externalizaciones económicas no contempladas en las

evaluaciones de impacto ambiental.

Así, entiende que las evaluaciones de impacto ambiental tradicionalmente vienen

incorporando criterios técnicos y económicos y que, por no internalizar

adecuadamente los impactos ambientales en los procesos de decisión, aumenta la

imperfección del mercado a la que considera, simultáneamente, causa y efecto del

deficiente grado de desarrollo sostenible.

Su trabajo está enfocado al problema específico de la planificación y, aunque

acotado por su normativa sectorial vigente, aporta al planteamiento del estudio del

impacto ambiental numerosos elementos de interés.

En primer amplía el alcance del impacto ambiental a los efectos globales que

impactos difusos de determinados planes y proyectos puedan tener con lo que se

añade complejidad técnica a un problema intrínsecamente difícil tanto en sus

aspectos técnicos como administrativos.

En segundo lugar presenta el asunto medioambiental como un problema a tratar en

términos de mercado en el que se debe internalizar el impacto ambiental como un

efecto económico que penalice en la medida adecuada la bondad potencial de

determinados proyectos y planes.



Para tratar los aspectos medioambientales no como restricciones sino como criterios

el mismo plano de decisión que los tradicionales del sector eléctrico de coste y

fiabilidad, hace algunas aportaciones para la mejora a los métodos disponibles en la

toma de decisiones.

Si bien la tesis consiste en el diseño de un “sistema experto” mejorado y su

aplicación práctica a la planificación del sector eléctrico español es un trabajo de

interés principalmente por ser un antecedente que trata dos de los aspectos

nucleares de la presente tesis:

El estudio de la integración ambiental en determinados proyectos y planes.

El estudio del caso del desarrollo español de un sector industrial concreto.

Abre, entre otras posibles líneas de trabajo, la introducción, en el análisis para la

toma de decisiones, de las externalidades medioambientales cuantificadas en

términos monetarios.

2.2.1.2. Hernández Fernández, 2000

“La legislación de impacto ambiental en España”. (Santiago Hernández

Fernández, fundación para la gestión y protección del medio ambiente

FUNGESMA, 2000).

El subtítulo de la publicación “proyecto de investigación sobre la suficiencia de la

legislación y la eficacia de su utilización” muestra la inquietud por la adecuada

implantación en España de la directiva de impacto ambiental 85/337/CEE tras el

transcurso de catorce años desde su aprobación.

Entre los objetivos específicos de la investigación estudia las particularidades

normativas autonómicas, las discrepancias entre las diferentes comunidades

autónomas y analiza los factores diferenciales entre las diferentes declaraciones de

impacto ambiental.

Para cumplir estos fines, el investigador examina todas las declaraciones de impacto

ambiental emitidas desde la aprobación del Real Decreto Legislativo 1302/1986

hasta el 31 de diciembre de 1997.



La investigación consiste en la recopilación y compilación de los datos de todas las

declaraciones de impacto ambiental publicadas en España en su momento y en el

tratamiento estadístico de la base de datos creada para la extracción de

conclusiones.

En relación con esta investigación debe decirse que contribuye notablemente al

conocimiento de la aplicación normativa ambiental en España de forma general

además de ser interesante porque sus conclusiones abren el campo de estudio

sobre el déficit de calidad de los procesos de evaluación de impacto ambiental y la

débil integración de ésta variable en los proyectos de ingeniería que son objeto de

las tesis de Fernández Velasco (2003) y Soca Olazábal (2004).

Entre las conclusiones de la investigación de Hernández Fernández, las más

relevantes en relación con el objeto de la presente tesis son:

El número de categorías que definen las legislaciones autonómicas para la

evaluaciones de impacto ambiental parece exagerado y sus diferencias

artificiales.

El número de subtipos de proyectos afectados por las evaluaciones de impacto

ambiental permite establecer un tratamiento particularizado para el desarrollo

reglamentario de cada uno de ellos.

En las declaraciones de impacto ambiental se dictan muy numerosas y

variadas medidas correctoras, con frecuencia, generales y poco adaptadas a

las circunstancias.

Gran número de medidas que se plantean como correctoras deberían ser

obligaciones de buena práctica proyectual.

La legislación ambiental vigente necesita un amplio desarrollo normativo

técnico, científico y competencial.

2.2.1.3. Fernández Velasco, 2003

“Propuesta para la caracterización de la calidad del proceso de evaluación de

impacto ambiental. Aplicación a proyectos de infraestructura viaria”. (Luis Víctor

Fernández. Velasco, Universidad Politécnica de Valencia, 2003).



En este trabajo, Fernández Velasco plantea como hipótesis la existencia de déficit

de calidad en el proceso de evaluación ambiental.

Buena parte del interés de esta investigación radica en el estudio exhaustivo de las

diferentes metodologías de estudio del impacto ambiental disponibles por parte de

ingenierías y consultoras.

Otra aportación de interés para la presente tesis es la pormenorizada exposición de

las diferencias y particularidades de las normativas de impacto ambiental de las

diferentes comunidades autónomas así como la mención sintética a la investigación

de Fernández Hernández (2000) descrita anteriormente.

De entre sus aportaciones, las más significativas para la presente tesis son:

La confirmación de que existe un déficit de calidad en las diferentes etapas del

proceso de evaluación ambiental.

Sus recomendaciones pueden ser generalizadas más allá del contexto

específico de la investigación.

Entre estas recomendaciones deben destacarse, en el contexto de la presente

tesis, de forma sintetizada las siguientes:

Es necesaria la colaboración de todos los agentes involucrados en el

proceso de evaluación de impacto ambiental.

Los redactores de estudios de impacto ambiental deben profesionalizar

estos trabajos al igual que los proyectos en los diferentes ámbitos de

ingeniería.

La administración debe velar, tanto en su papel promotor como decisor,

por el equilibrio entre el desarrollo económico y la protección

medioambiental.

Los promotores deben ser objetivos y considerar las variables

ambientales al mismo nivel que las sociales y económicas.

En esta última recomendación coincide con Linares Llamas (1999) previamente

reseñado.



Entre sus propuestas para futuras líneas de investigación se encuentra ampliar su

investigación a otros tipos de proyecto.

2.2.1.4. García Leyton, 2004

“Aplicación del análisis multicriterio en la evaluación de impactos ambientales”.

(Luís Alberto García Leyton. Universidad Politécnica de Cataluña. 2004).

Comparte con el trabajo de Linares Llamas (1999) el objeto de mejorar las

herramientas de análisis multicriterio para su aplicación en la evaluación de impacto

ambiental añadiendo la aportación de la lógica difusa en la toma de decisiones.

Comparte también con Linares Llamas (1999) la necesidad de suplir carencias de

los métodos tradicionales de valoración del impacto ambiental tales como déficits en

la modelización de la incertidumbre, déficits en la agregación cualitativa mediante

valores cuantitativos, complejidad del entorno ambiental, pérdida de información por

filtrado de datos mediantes valores umbral.

En relación con la presente tesis, las principales aportaciones de la investigación de

García Leyton son, por un lado desarrollar y ampliar el estado del arte metodológico

expuesto en la tesis de Fernández Velasco (2003) y, por otro lado, incorporar las

técnicas difusas al análisis multicriterio con lo que determina así un escenario

instrumental más completo que refuerza el arsenal del que pueden servirse los

profesionales para la redacción de estudios de impacto ambiental, así como para la

toma de decisiones.

2.2.1.5. Soca Olazábal, 2004

“Articulación entre proyectos de ingeniería y evaluación de impacto ambiental

en el contexto técnico de la normativa actual. El caso de las declaraciones de

impacto ambiental emitidas en España para proyectos tipo de gran impacto”.

(Nely Aliana Soca Olazábal, Escuela Técnica Superior de Ingenieros

Industriales de Madrid, 2004).

Son varias las aportaciones de la tesis de Soca Olazábal a la presente investigación

entre ellas, las siguientes:



En primer lugar acomete el problema de la integración de los aspectos

ambientales en la redacción de los proyectos más allá de los desarrollos

precedentes de técnicas y métodos para el procesamiento de la información

ambiental y la toma de decisiones.

Aunque centra su análisis en un sector muy concreto, realiza también un

estudio de caso que resulta de interés como la tesis ya reseñada de Fernández

Velasco (2003).

Sus conclusiones son también relevantes para la presente tesis y resultan

coincidentes con algunas de las investigaciones precedentes principalmente en

lo relativo a la deficitaria aplicación de la normativa de evaluación de impacto

ambiental, la excesiva normalización autonómica y la potencial ventaja que

supondría una mejor regulación de legislación básica así como la necesaria

colaboración de la administración y otras partes interesadas.

También conviene señalar, de entre sus conclusiones, que la mayoría de los

estudios de impacto ambiental no son desarrollados por equipos

interdisciplinares y que, en cuanto al marco legal, falta puntualizar la

capacitación de los redactores de estudios de impacto ambiental y que existe

demasiada variedad de procedimientos de evaluación de impacto ambiental

debido a la normativa autonómica.

Por otro lado, Soca Olazábal propone como futuras líneas de investigación la

aplicación de su metodología investigadora a otros tipos de proyecto.

2.2.1.6. Stenlund, 2006

“Plan and Reality: Municipal Energy Plans and Development of Local Energy

Systems”. (Jenny Stenlund, Linköping University, 2006).

Esta tesis, pese al marco geográfico sueco, ofrece varios elementos de interés para

la presente investigación.

En primer lugar, el investigador cuestiona no sólo el propósito de la planificación

energética y su correcto despliegue sino que haya correspondencia con los propios

propósitos políticos que son la reducción del impacto ambiental del uso de la



energía.

En segundo lugar, es de interés la aplicación del método del caso en la

comprobación del correcto despliegue de las políticas y planes energéticos.

En tercer lugar, resulta una aportación valiosa el uso del modelo de caja negra como

fórmula para analizar el funcionamiento de un sistema complejo (en su caso la

administración pública municipal) con base en tres puntos de observación: el estado

antes de la aplicación de los planes, los planes en sí mismos y el estado después de

la aplicación de los planes.

Este enfoque de caja negra, en relación con la presente tesis puede carecer de

interés a priori si bien gana relevancia una vez avanzado el análisis del estado de la

cuestión hasta el estudio reglamentario particular para el desarrollo eólico marino en

España.

2.2.1.7. Gómez Sánchez, 2007

“Análisis de la eficiencia de las medidas preventivas, correctoras y

compensatorias de suelos, hidrología, ruido y patrimonio histórico para

proyectos de autovías en España y propuestas de indicadores de sostenibilidad

correspondientes”. (Adoración Gómez Sánchez, Escuela Técnica Superior de

Ingenieros de Caminos, Canales y Puertos de Madrid, 2007).

En Esta investigación no se hacen aportaciones generales muy diferentes a las

anteriores de Soca Olazábal (2004) y Fernández Velasco (2003) que sentaban

precedentes sobre un ámbito de estudio similar pero conviene destacar, al margen

de sus aportaciones específicas, que entre sus conclusiones se encuentran algunas

que coinciden sustancialmente con la de los investigadores anteriormente indicados.

Así habría que subrayar, entre otras de sus conclusiones, la inexistencia de un

mecanismo eficaz para la colaboración entre los agentes involucrados en las

evaluaciones de impacto ambiental, necesidad de integración de los redactores de

los proyectos con los redactores de la declaración de impacto ambiental y la falta de

responsabilidad de éstos frente a sus decisiones.



En relación con ésta última, conviene recordar la reseña de Linares Llamas (1999) y

su coincidencia con Hernández Fernández (2000) sobre la falta de definición de un

perfil competencial o profesional específico en materia de impacto ambiental.

2.2.1.8. López Sako, 2008

“La energía eólica: régimen jurídico-económico y régimen de autorización de

sus instalaciones de producción”. (Masao Javier López Sako. Universidad de

Granada, 2008).

Si bien esta tesis se presenta en el marco de un doctorado de derecho contribuye a

la presente investigación con dos aportaciones interesantes ya que compendia y

sintetiza dos aspectos de interés; por un lado, la política energética europea y

española y el régimen específico español de la energía eólica marina, por otro.

Si bien la investigación en su conjunto es de naturaleza estrictamente jurídica su

lectura permite comprender mejor el marco político y normativo aplicable a la

presente tesis.

Por otro lado, entre sus conclusiones haya algunas similares y casi coincidente con

otras ya reseñadas relativas a la disparidad en la normativa autonómica ambiental y

a la necesidad del papel coordinador del gobierno central.

2.2.1.9. Esteban Pérez, 2009

“Propuesta de una metodología para la implantación de parques eólicos

offshore”. (María Dolores Esteban Pérez, Escuela Técnica Superior de

Ingenieros de Caminos, Canales y Puertos de Madrid, 2009).

Esta tesis, de acuerdo con la clasificación general expuesta anteriormente, encajaría

entre aquellas que, tratando la energía eólica, tienen un enfoque técnico si bien, en

este caso, la investigación incluye elementos que la hacen interesante como

precedente a la presente investigación: trata específicamente la energía eólica

marina y formula una propuesta integradora de todos los aspectos que deben

contemplarse en el desarrollo de este tipo de proyectos.

La autora expone en su tesis el retraso con que España se incorpora a la energía



eólica marina en relación con el resto de países europeos pese al optimismo del

sector tras la aprobación del procedimiento para la tramitación de autorizaciones de

instalaciones de energía eléctrica en el mar territorial (RD 1028/1997).

Igualmente indica que, pese a los retrasos producidos en el desarrollo del necesario

Estudio Estratégico Ambiental del Litoral y la consiguiente desilusión en muchos

agentes involucrados, en general el sector considera que, aunque a un ritmo menor

de lo esperado, la eólica marina se desarrollará en España.

En su tesis, la autora manifiesta que, pese a al reconocido potencial eólico marino y

“…la extensa búsqueda bibliográfica llevada a cabo, no se ha podido encontrar

ninguna metodología explícita existente…”. (Esteban Pérez 2009, página 6-4).

Este hecho, tal como expone la redactora es el que le lleva a hacer una

“…propuesta metodológica … que tiene carácter global, y por tanto, general, y

se basa en el tratamiento equilibrado de todos los factores involucrados en ella,

no pretendiendo una crítica particularizada y de detalle de ninguno de ellos.”

(Esteban Pérez 2009, página 1-7)

Se ha de reconocer el mérito de la tesis de Esteban Pérez al desarrollar una

metodología genérica y universal para prospectar y desarrollar la promoción eólica

marina y proponer como líneas de investigación futura la elaboración de un modelo

económico para una estimación precisa de la rentabilidad de una instalación eólica

marina.

2.2.1.10. Otitoju, 2010

“Fostering the delivery of wind power: an evaluation of the performance of

policy instruments in three European Union member states”. (OTITOJU, A.,

Robert Gordon University, 2010).

Esta tesis proporciona un precedente de gran interés para la presente investigación

tanto por su actualidad como por la evaluación del desarrollo de la política eólica de

la Unión Europea.



Deben destacarse las siguientes conclusiones por su interés para la presente tesis.

En relación con Alemania:

El largo desarrollo en Alemania ha creado una fuerte relación entre varios

actores de la industria eólica que ha proporcionado beneficios económicos e

institucionales que han llevado a Alemania al liderazgo eólico mundial basado

en un enfoque colaborativo de “abajo a arriba”.

Esta posición y el hecho de que los planes eólicos hayan sobrevivido a tres

gobiernos diferentes en las últimas dos décadas se explica por una política

eólica eficaz, planificación robusta, procedimientos de licencia bien delineados,

política estable y un marco tarifario que ha brindado grandes oportunidades al

mercado de energía renovable.

El autor destaca que Alemania ha alcanzado sus objetivos de generación

renovable para 2010 y que la regulación tarifaria ha demostrado ser un

instrumento político que ha impulsado económica y tecnológicamente el sector

con flexibilidad y sin merma de la confianza de los inversores.

En relación con el Reino Unido:

Destaca que está lejos de alcanzar sus objetivos de generación renovable y

señala como principales causas la estricta legislación para la planificación y

autorización de proyectos eólicos.

Así, frente a Alemania y Holanda, el Reino Unido estaría en un segundo grupo

de potencias eólicas desplegadas tras Dinamarca y España y junto con

Francia, Italia y Portugal.

Concluye que la política del Reino Unido no ha podido combinar las políticas

ambiental y energética con el desarrollo tecnológico debido al enfoque definido

como “de arriba abajo”.

También indica que el instrumento político empleado en el Reino Unido, la

cuota obligatoria de contribución de renovables, a diferencia de lo sucedido en

Alemania, no es adecuado para animar a los inversores locales por la

inseguridad jurídica y los riegos debidos a los cambios continuos.

Finalmente cabe citar una de las conclusiones de la investigación ya que



resulta de particular interés como resumen de la aplicación por los Estados

Miembro de la política energética de la Unión europea.

“…se manifiesta en el estudio, que la regulación tarifaria es, hasta la fecha, el

instrumento más eficaz de la UE para el desarrollo de la energía eólica”

(Otitoju 2010, página 274).

2.2.2. INVESTIGACIONES DE FINO

FINO es la primera plataforma mundial con fines de investigación en el campo de la

energía eólica marina cuya génesis, organización administrativa y evolución se

describen más adelante en el estudio del liderazgo europeo.

En este apartado sobre el estado de la cuestión se hace sólo una reseña y

valoración de las aportaciones más relevantes al objeto de la presente tesis.

2.2.2.1. Investigación sobre mamíferos marinos.

En este ámbito, la investigación se restringe a las especies presentes en los mares

Báltico y del Norte en los que Alemania tiene costas con lo que los estudios se

dedican a las marsopas comunes la foca común y la foca gris desdeñando los

estudios sobre otros mamíferos menos frecuentes aunque se encuentren de forma

esporádica.

Dada la enorme dependencia de estos animales de su sistema auditivo para tanto

para la comunicación como para la orientación y la búsqueda de alimento se

determina que no hay discusiones sobre la importancia de las emisiones de ruidos

abriendo varios campos de estudio para los científicos:

Deslocalización y pérdidas de hábitats.

Daños fisiológicos.

Reducción de la tasa de reproducción por distorsiones en la comunicación.

Efecto barrera a los animales migratorios.

La investigación sobre mamíferos marinos de FINO se realiza para evaluar estos

potenciales efectos en relación con la planificación y aprobación de plantas eólicas

marinas y para cubrir los enormes vacíos de conocimiento en cuanto a los valores



límite de contaminación acústica tolerables por la fauna.

En este contexto se profundiza en el estudio sobre la densidad, patrones de

distribución, usos del hábitat y acústica de la marsopa común.

Pese a ser la especie más común y más próxima a la plataforma alemana se cuenta

con pocos estudios y datos precedentes por lo que se diseña una investigación para

cubrir los vacíos de conocimiento particularmente en lo relativo a las aguas

específicamente alemanas y al impacto del ruido mediante el proyecto MINOS

(Marine warm-bloded animals in the North and Baltic seas: Foundations for

assessment os offshore wind farms) que desarrolla los campos ya mencionados:

Densidad y patrones de distribución en los mares del Norte y Báltico.

Uso del hábitat.

Impacto de la emisiones de ruido de las turbinas eólicas.

Entre 2002 y 2003, se realizan censos mediante la técnica del transecto y mediante

avistamientos, sin embargo, como procedimiento alternativo, se instalan dispositivos

permanentes pasivos de monitorización acústica a lo largo de las costas alemanas

para medir las emisiones de alta frecuencia de los cetáceos usadas como sistema

de ecolocalización tanto para la orientación como para la caza.

Estos dispositivos se calibran con censos visuales y acústicos a fin reducir al mínimo

la incertidumbre de las mediciones y realizan campañas ininterrumpidas de registro

de datos.

La investigación MINOS también pretende evaluar el impacto acústico de las

turbinas eólicas tanto en las fases de cimentación y operación como en la fase de

construcción con el intenso uso y tráfico de buques asociado.

Para este propósito se aplica una técnica no invasiva denominada respuesta

neurológica auditiva y que se basa en la medición de los impulsos eléctricos

cerebrales.

Este apartado del proyecto MINOS se diseña para proporcionar datos de base de la



sensibilidad y tolerancia acústica de los mamíferos estudiados mediante ejemplares

entrenados y señales de señuelo variables.

Las conclusiones de estas investigaciones son de interés zoológico general si bien

los objetivos son específicos para el desarrollo eólico marino alemán por lo que, en

relación con la presente tesis, resulta relevante destacar meramente el diseño y

ejecución de una investigación específica para las especies significativas

considerando los impactos previsibles.

En relación con las focas, el impacto previsible de la construcción de centrales

eólicas marinas se esperaba principalmente durante la fase de construcción debido

al ruido de impacto y al aumento de turbidez del agua que podría dificultar a las

focas.

El ruido continuo de operación podría ahuyentar tanto a los peces como a las focas

efecto que podría acentuarse en el caso de series de centrales que podrían causar

el bloqueo de rutas migratorias y dificultades para la caza de las focas aunque, por

otro lado, las centrales podrían tener efectos beneficiosos ya que la pesca estaría

prohibida en estas zonas y las estructuras generarían nuevos emplazamientos para

organismos bentónicos que atraerían peces creando áreas refugio.

Como en el caso de las marsopas, existen estudios precedentes suficientes para

aclarar estos posibles impactos por lo que se desarrolla una captura de datos

basada en la teledetección de emisores fijados al lomo de diversos ejemplares en

aguas próximas a centrales eólicas marinas en Dinamarca, que toman lectura de la

dirección, velocidad y profundidad de las inmersiones, temperatura del agua,

intensidad luminosa, orientación del cuerpo, cabeceo y rolido.

Los datos así tomados se tratan para reconstruir la actividad de los animales de la

que cabe concluir que la implantación de centrales eólicas marina puede suponer un

potencial conflicto en caso de coincidir con las zonas de caza de las focas, si bien el

alcance y naturaleza de este conflicto no está claro.



En el informe de la investigación se da cuenta de las limitaciones encontradas y que

éstas son tan importantes que pese a haberse analizado datos recogidos durante

varios años de estudio se concluye que deben hacerse más investigaciones sobre

los sistemas sensoriales para aclarar cómo puede afectar en estos animales un

cambio en las condiciones producido por centrales eólicas.

2.2.2.2. Investigación sobre migración de aves.

La estructura vertical que suponen las turbinas eólicas implican un doble efecto

sobre las aves migratorias: por un lado introducen un riego de colisión y por otro

pueden crear un efecto barrera que prolongue las rutas migratorias naturales.

Nuevamente, la experiencia eólica marina danesa se toma como precedente si bien,

el liderazgo eólico terrestre alemán proporciona una base experimental de primer

nivel ya que muchas de estas instalaciones se encuentran en zonas de especial

protección para las aves.

Sin embargo, la variable marina genera importantes vacíos en el conocimiento

necesario para una correcta integración ambiental de estos proyectos o que lleva al

desarrollo de investigaciones específicas para cubrir, en la medida de lo posible,

estas lagunas integradas dentro del proyecto BeoFINO.

Este proyecto se desarrolla en la plataforma experimental FINO1 mediante la

observación remota de de la migración de la avifauna gracias a cámaras térmicas,

radares, cámaras de video y micrófonos direccionales de forma simultánea a la

observación convencional desde puestos fijos en la costa y en buques de

observación.

Entre los varios cientos de especies registradas, todos los métodos de observación

confirman migraciones anuales con variaciones de intensidad tanto estacionales

como diarias con claros picos en los periodos de vientos de cola predominantes.

Aunque las conclusiones sobre las especies son particulares para los mares

alemanes resulta relevante señalar que, pese a que las observaciones remotas



complementarias a las observaciones convencionales proporcionan numerosos

datos de interés, todavía no se tiene un conocimiento suficiente sobre las

migraciones ocultas a los radares de baja altitud; en este sentido sigue siendo un

desafío técnico identificar la distribución y la intensidad de las migraciones en altitud

mediante técnicas remotas.

Finalmente las investigaciones de BeoFINO confirman que, al menos en el caso

alemán, hay un gran número de migraciones tanto diurnas como nocturnas con

enormes variaciones de intensidad, altitud y especies dependiendo de la estación y

las condiciones atmosféricas.

Se acepta que es necesario combinar diversos métodos para describir mejor el

complejo patrón de comportamiento de las aves migratorias así como profundizar en

los conocimientos mediante investigaciones adicionales.

Pese a las lagunas en los conocimientos admitidas se recomiendan algunas

medidas para reducir el impacto sobre las aves migratorias:

Excluir toda central en corredores migratorios y otros espacios de alta densidad

migratoria;

Alinear las turbinas paralelamente a la principal dirección de migración;

Crear corredores migratorios entre centrales de varios kilómetros de anchura;

Desconectar las turbinas por la noche con mala visibilidad y en periodos de alta

intensidad migratoria;

Reducir la iluminación continua a gran escala;

Aumentar la visibilidad de las centrales a las aves mediante colores e

iluminaciones variables en frecuencia, color e intensidad de acuerdo con las

condiciones ambientales.

2.2.2.3. Investigación sobre procreación y descanso de aves.

Se identifican, al menos, dos impactos posibles sobre la avifauna del litoral alemán

que coloniza la costa y extiende su hábitat hasta aguas de 30m de profundidad: el

riesgo de colisión y el impacto sobre el descanso, alimentación, limpieza y

procreación de las aves marinas.



Nuevamente se toman como base las experiencias de las centrales eólicas marinas

danesas y suecas completando la información disponible con una evaluación

específica de la vulnerabilidad de las aves costeras alemanas dentro del proyecto

MINOS ya reseñado.

Con este propósito, sobre los mapas de distribución estacional de las especies

costeras alemanas, se calcula un índice de sensibilidad de las aves a las centrales

eólicas marina considerando cinco niveles (de 1, bajo a 5, alto) y los siguiente nueve

factores:

maniobrabilidad del vuelo;

altitud del vuelo;

tasa de tiempo de vuelo;

tasa de vuelo nocturno;

perturbación por tráfico naval y aéreo;

flexibilidad en el uso del hábitat;

tamaño de la población;

tasa de supervivencia de adultos;

estado de amenaza y conservación europeo.

Estos factores se evalúan con datos obtenidos en el proyecto MINOS y por

estimación a partir de observaciones directas.

A partir de la sensibilidad y la densidad se calcula un índice de vulnerabilidad global

para cada región marina lo que permite proponer valores límite de vulnerabilidad

para extender el caso de la evaluación de centrales aisladas a un contexto

geográfico más amplio.

En general, como en el caso de las aves migratorias, se concluye que el impacto

potencial de las centrales eólicas marinas difiere considerablemente dependiendo de

las especies y de las poblaciones afectadas.

También se concluye la necesidad de profundizar en el estudio de los efectos

acumulativos de varias centrales eólicas así como de establecer valores límite para



poder seleccionar emplazamientos que minimicen el impacto sobre la población de

aves.

2.2.2.4. Investigación sobre bancos de peces.

Se consideran varios potenciales efectos sobre las pesquerías principalmente

relativas al riesgo de deslocalización de bancos por la turbidez producida durante la

construcción, por el ruido y las vibraciones durante la construcción y la operación de

las centrales así como el efecto barrera debido a los campos electromagnéticos y

calentamiento del suelo y el agua en las proximidades del cableado.

Como en los casos anteriores se expone la inexistencia de datos e investigaciones

precedentes que permitan responder científicamente sobre el efecto que las

centrales eólicas puedan tener sobre las pesquerías.

Por este motivo se establece la necesidad de realizar investigaciones específicas

sobre el efecto del ruido y de los cambios de ecosistema para lo que se toman los

registros de más de 25 años sobre la evolución de las pesquerías en los mares del

Norte y Báltico complementados con censos específicos.

Del estudio de estos datos se confirma que la evolución es mínima en las

agrupaciones de especies bentónicas próximas al litoral mientras que se encuentran

más diferencias al aumentar la profundidad y la distancia a la costa con el

consiguiente cambio de temperatura, salinidad y estabilidad térmica.

En relación con las centrales eólicas se acepta que los datos disponibles de

centrales danesas no permiten hacer predicciones sobre tendencias a largo plazo;

de estos datos se concluye que no es probable que las centrales eólicas tengan

efectos significativos.

Una evaluación específica sobre impacto acústico en aguas alemanas revela sólo un

débil impacto en el corto plazo sobre la abundancia de pescado sin diferencias

significativas respecto a las condiciones normales.

Por otro lado, aunque las experiencias del efecto arrecife artificial con plataformas de



extracción de hidrocarburos desmanteladas demuestran que estas estructuras

tienen un efecto multiplicador de la densidad de peces en un entorno de 150m.

La investigación indica que si bien no pueden concluirse cambios globales

significativos sí pueden esperarse cambios a largo plazo a pequeña escala aunque

responder a estas incógnitas requiere investigaciones a largo plazo a escala de

ecosistema completo.

2.2.2.5. Investigación sobre ecosistemas bentónicos.

Como en los otros campos de estudio, la investigación reconoce la falta de

precedentes sobre el tema aunque se tiene certidumbre sobre la relevancia de los

siguientes efectos sobre las asociaciones bentónicas:

Ocupación del espacio, eliminación del sedimento y de especies y

agregaciones bentónicas;

Cambios en la composición de especies debido a introducción de estructuras

artificiales y modificación de las condiciones sedimentarias e hidrodinámicas;

Elevación de la temperatura de los sedimentos en la proximidad del cableado.

Dada la carencia de investigaciones previas, durante 18 meses, se desarrollan

diversos estudios específicos para paliar el déficit de conocimientos dentro del

proyecto BeoFINO.

Sobre la cimentación y estructura de la plataforma FINO1 se estudia la evolución del

ecosistema bentónico permitiendo concluir que tanto los sedimentos aledaños como

la comunidad biológica del fondo sufren significativas alteraciones.

El impacto provocado por una única estructura introduce gran incertidumbre sobre el

efecto acumulativo de una central de numerosas turbinas así como las variaciones

debidas a las diferentes tipologías de estructuras y materiales.

Con el fin de aclarar algunas de las dudas generadas y dentro del proyecto BeoFINO

se estudia con detalle el efecto de la cimentación mediante pilotaje en el ecosistema

bentónico del mar Báltico.



Con tal propósito se construye un cilindro de acero de 2.2m de diámetro y 2m de

altura que se sumerge a 20m de profundidad a fin de simular la base de una turbina.

Las variaciones hidrodinámicas se registran mediante cámara de video y toma de

muestras e inspección visual con buceadores.

Para el estudio de la colonización de la estructura se colocan soportes desmontables

a diferentes profundidades y que son recogidos para su estudio en tres ocasiones a

lo largo de la investigación.

De este estudio se concluye que el primer efecto de la estructura es un aumento de

la biodiversidad y de la biomasa de la microfauna bentónica.

2.2.2.6. Efecto de los campos electromagnéticos

Para las corrientes típicas de los cables submarinos (entre 850 y 1600 A), incluso a 4

m de distancia el campo magnético producido es aproximadamente de 0.11 mT, el

doble que el campo magnético natural en el mar Báltico (0.05 mT).

Aunque se refieren estudios que demuestran diversos efectos de los campos

magnéticos sobre la orientación en diversas especies así como sobre el desarrollo

embrionario se exponen también otros que demuestran que los campos magnéticos

no producen impactos significativos sobre los animales bentónicos.

Para profundizar en el conocimiento detallado sobre el impacto potencial en las

especies bentónicas específicas alemanas se realizan pruebas de laboratorio en las

que se estudia este impacto en condiciones controladas en un acuario.

Los resultados de estas pruebas demuestran que ninguno de los animales

estudiados reacciona cuando es expuesto a campos magnéticos artificiales, si bien

se reconoce la necesidad de ampliar el estudio al largo plazo, nuevas especies y

diferentes condiciones magnéticas.

2.2.2.7. Evaluación del impacto del ruido.

El ministerio alemán de medio ambiente impulsa la colaboración de la Universidad



de Hannover, el Instituto de Energía Eólica Alemán y el Instituto de Física Técnica y

Aplicada en un proyecto conjunto (CRI, DEWI, itap 2004) para estudiar la

generación, radiación y atenuación del ruido subacuático y desarrollar modelos de

previsión de acústica subacuática para su aplicación en el establecimiento de

valores límites de emisión en las centrales eólicas marinas.

La contaminación acústica comprende dos tipos de impacto, los derivados de la

operación así como los derivados de la construcción (principalmente en las

operaciones de hincado de pilotes). En ausencia de centrales marinas en Alemania

los ruidos relativos a la construcción se miden durante la ejecución de las obras de

las plantas experimentales GEO y FINO 1, mientras que los ruidos de operación se

miden en centrales eólicas suecas.

En el transcurso de estas mediciones se toman presiones sonoras pico cada 60

segundos y presiones sonoras equivalentes en 10 segundos a una distancia de 400

metros con lo que se muestra que aunque la energía de hinca es mayor al final del

proceso, al ser menor la superficie emisora de pilote, los niveles de contaminación

acústica resultan también inferiores.

El valor equivalente de 10 segundos sirve para estudiar el conjunto del proceso pero

está afectado por la cadencia de golpeo y no sirve para comparar diferentes

soluciones de pilotaje por lo que se normaliza el valor a un nivel equivalente por

segundo.

Para la medición del ruido de operación se registran simultáneamente, durante un

mes, las señales de un acelerómetro fijado a la torre de la turbina a 10 m sobre el

nivel del mar y de un hidrófono situado a 3 m del fondo a 110 m de la base de la

torre.

Del análisis de estos datos y de la información disponible sobre la afección del ruido

en las especies marinas, esta parte de la investigación concluye que no está claro si

el ruido subacuático producido por las turbinas eólicas marinas afecta al

comportamiento de los animales marinos.



Simultáneamente, mediante elementos finitos se realiza un modelo para describir la

presión sonora subacuática a fin de poder simular y predecir el ruido provocado por

diferentes tipologías de pilotes y sistemas de hinca.

La modelización de la propagación y atenuación del ruido se emplea también con los

datos registrados de vibraciones de la torre para simular, igualmente, el impacto

acústico durante la operación.

Se reconoce en el estudio que estas investigaciones de ingeniería necesitan de la

aportación de los biólogos a fin de establecer la relevancia de la contaminación

acústica en el medio marino.

La experiencia precedente de las centrales convencionales permite el

establecimiento de normas de evaluación y verificación para evitar influencias

nocivas para el entorno que suplementan, en el caso de las centrales eólicas, las

anteriores regulaciones alemanas sobre emisiones.

Las conclusiones generales de este concurso de trabajos son:

La extensa campaña de toma de datos mejora notablemente la situación previa

de vacío de conocimientos.

La modelización por elementos finitos como aproximación empírica es una

importante herramienta para la evaluación del impacto acústico en las fases

tempranas del proyecto aunque la compleja interacción y las múltiples variables

a tener en cuenta exigen más investigaciones en el ámbito de la predicción.

Debido a la insuficiente información en bilogía no se establecen conclusiones

en cuanto a los valores límite admisibles para la fauna aunque se concluye que

es la fase de construcción la que produce el mayor impacto.

2.2.2.8. Colisión de buques y evaluación del riesgo.

La colisión de buques con turbinas eólicas marinas y las eventuales roturas o

hundimientos que den lugar a los consiguientes derrames de combustible o cargas

nocivas (como productos químicos) suponen una considerable amenaza

medioambiental.



La agencia federal alemana para el medio ambiente realiza un análisis sobre los

estados límite de una turbina eólica en el caso de colisión de un petrolero de casco

sencillo y 160.000 toneladas como propuesta de modelo de accidente para la

determinación de estados límite.

El objeto es conocer el comportamiento mecánico de la colisión de buques con

turbinas marinas para estimar la probabilidad de daño ambiental y adoptar medidas

preventivas adecuadas.

Hay acuerdos internacionales (MARPOL 73/78) que establecen requisitos para el

dimensionado de los dobles cascos y los dobles tanques lo que sirve de base para

ampliar la modelización realizada.

La modelización completa comprende dos partes principales: por un lado la turbina,

incluyendo la estructura, la cimentación y el suelo circundante y, por otro lado, el

buque que impacta y el agua circundante.

Como modelos de turbina eólica se toman cimentaciones monopilote, estructuras

tipo jacket sobre pilotes y estructuras trípode con dimensiones y masas tomadas de

acuerdo con plantas existentes y datos proporcionados por constructores de

estructuras, cimentaciones especiales y turbinas.

Por otro lado, para la modelización de buques se cuenta con la colaboración de

organismos externos2 para determinar, finalmente, cuatro tipos de buque como los

más representativos para el objeto de la investigación de acuerdo con los datos de

las cargas e intensidades de tráfico marítimo en los mares Báltico y del Norte:

tanques de doble casco de 31.600 toneladas3, tanques de doble casco de 150.000

toneladas, carguero de 170.000 toneladas y carguero de 2.300 contendores.

La modelización se realiza con un software de elementos finitos no lineal

2 Participa Germanischer Lloyd, una entidad certificadora, aseguradora y consultora especializada en energía e

industria marina. 3 Tonelaje de desplazamiento o peso del volumen de agua desalojado por el buque.



ampliamente empleado en cálculo de colisiones4.

Las turbinas se modelizan en las topologías reseñadas considerando todas las

acciones cuasiestáticas y condiciones de contorno previstas: acciones del viento y

pesos propios, elasticidad de las estructuras y uniones, acción de las olas y

comportamiento de diferentes tipos de suelo.

Los buques son muy largos (hasta 300 m), en relación con la cimentación de las

turbinas (hasta 30 m) por lo que sólo un buque se discretiza por completo siendo el

resto modelizados como cuerpos rígidos conectados con un mallado exterior para

simular la deformación longitudinal.

También se modeliza el comportamiento hidrodinámico de la carga líquida de los

tanques antes y después de las colisiones.

Con estos datos se introducen las condiciones de contorno para estudiar los

diferentes casos de colisión entre las que hay que destacar:

Velocidad de deriva en caso de fallo en la propulsión,

Excentricidad del impacto,

Altura del impacto (variable según la estructura y nivel instantáneo del agua.

De las diferentes simulaciones se extrajeron las siguientes conclusiones:

Las estructuras monopilote modelizadas no pueden absorber completamente la

energía del impacto y son derribadas;

Los tanques de doble casco sufren sólo daños menores y ningún cálculo

muestra escenarios en los que el caso interior resulte dañado;

El mismo resultado se encuentra con los cargueros de contenedores por lo que

en ninguno de estos tipos de buque se aprecian serias amenazas

medioambientales;

No se encuentran serios riesgos en las simulaciones con tanques de casco

sencillo salvo el caso de impacto con un monopilote a 60º y con el centro de

gravedad desplazado del centro geométrico; en cuyo caso, se produce un

4 LS-DYNA



agujero lateral por el que puede producirse, según la naturaleza de la carga, un

gran derrame potencialmente muy dañino para el medio ambiente.

Aunque la estructura jacket cuenta con subconjuntos bastante débiles, globalmente

se comparta como un elemento más rígido que el monopilote de modo que soporta

los impactos simulados sin colapso completo de la estructura en la simulación de la

colisión con el tanque de doble casco que, como en el caso anterior, no sufre daños

en el caso interior.

Sin embargo, la colisión con el tanque de simple casco de 150.000 toneladas

arranca completamente la estructura de su cimentación y provoca el colapso

completo de la turbina que cae en la dirección del impacto por detrás del buque. El

acoplamiento del rotor y la consola con la torre no se han modelizado

específicamente por lo que no hay conclusiones acerca de la posibilidad de impacto

de elementos sobre la cubierta del buque.

La gran rigidez del trípode según el ángulo de impacto podría provocar severos

daños en todas las tipologías de buque incluso al tanque de doble casco.

En esta investigación, como compendio de las conclusiones, se hace una

recomendación metodológica para la elección de la solución más adecuada en cada

caso basándose en una matriz de riesgos con cuatro niveles de gravedad de las

consecuencias y cuatro grados de probabilidad de colisión.

Las consecuencias propuestas son:

menores (sin daños al medio ambiente),

significantes (vertidos al agua de combustible de los depósitos de combustible

sin daños estructurales en el doble casco ni en los tanques de carga),

severos (uno o más tanques perforados, pérdidas de carga, doble casco

perforado),

catastróficos (rotura y/o hundimiento del buque).

Los grados de probabilidad y sus parámetros objetivos en términos de ocurrencia



anual son acordados con las autoridades de tráfico marítimo de acuerdo con las

zonas propuestas para el emplazamiento de centrales eólicas marinas

estableciéndose los siguientes grados de probabilidad (frecuencia medida en

eventos/año):

frecuente (p> 2∙10-1),

razonablemente probable ( 2∙10-1≥ p >2∙10-2),

remoto (2∙10-1≥ p >2∙10-3),

extremadamente remoto (2∙10-3≥ p >2∙10-4).

La combinación de gravedad y riesgo da lugar a 7 niveles de riesgo.

De acuerdo con este sistema, se recomienda:

No emplear monopilotes ni jacket en emplazamientos donde el periodo entre

accidentes se estime inferior a 50 años;

No emplear trípodes salvo en emplazamientos con probabilidad

extremadamente remota (menos de un accidente cada 500 años).

Además de proporcionar criterios generales para la elección de las soluciones

técnicas más apropiadas en función del emplazamiento, el estudio también aporta

propuestas para la mejora de los diseños modelizados, así:

En emplazamientos con baja probabilidad de accidente no se precisan medidas

adicionales de prevención en el caso de monopilotes y jacket;

En caso de trípodes, el nudo de conexión debe diseñarse por debajo del

máximo calado previsto para el tráfico de la zona;

Hasta profundidades de 25 metros, el monopilote debería tomarse en

consideración mientras que para mayores profundidades la solución más

apropiada es el jacket.

Medidas complementarias adicionales para la reducción del riesgo de colisión

podrían tomarse en relación con la navegación tales como formación específica para

los navegantes, empleo de remolcadores e intensificación en la monitorización y

control del tráfico.



2.2.3. INVESTIGACIONES DE COWRIE

2.2.3.1. BWEA (2002) Best Practice Guidelines: Consultation for Offshore Wind Development.

En la propia introducción de este documento, los redactores reconocen que, pese a

la importancia de la energía eólica marina en el cumplimiento de los objetivos

ambientales y energéticos y pese a que el Reino Unido cuenta con el mayor recurso

eólico de Europa, no existe una evaluación estratégica ambiental de

emplazamientos posibles cuya selección, prospección y estudio se ha dejado a la

iniciativa de los promotores.

El documento enfatiza este hecho así como la doble necesidad de, por un lado,

permitir un proceso enriquecedor y eficaz de participación pública de partes

interesadas (entre ellas los ciudadanos) y, por otro, cubrir el vacío normativo marino

que no existe en el ámbito de la eólica terrestre.

El documento determina los siguientes principios rectores para la eficaz consulta:

El propósito de la consulta a las partes interesadas es permitirles dar a conocer

sus puntos de vista y trabajar conjuntamente para asegurar que son

considerados;

La consulta debe incluir a todas las partes interesadas;

las partes interesadas deben ser tratadas con igualdad;

Debe compartirse la responsabilidad en el proceso y las necesidades de

realimentación;

Debe tenerse en cuenta el uso de consultores externos;

El proceso debe ser transparente, especialmente en relación con la

incertidumbre.

En relación con las partes interesadas se relacionan numerosos ejemplos agrupados

en tres tipos:

organizaciones reguladoras;

organizaciones consultivas;

organizaciones civiles.



Se describe el proceso y organización seguidos para el proceso iterativo de consulta

y concreción de propuestas en los que el promotor tiene el papel protagonista en la

dirección de este proyecto de consulta y participación.

A continuación se describen técnicas propuestas para la consulta, particularmente,

para el suministro de información y su compilación; entre ellas: encuestas,

entrevistas, encuentros públicos y privados; grupos de trabajo, intercambios de

información y divulgación pública.

En general, el documento es una propuesta metodológica para homogeneizar la

aproximación que los promotores, como responsables y directores del proceso de

evaluación de impacto ambiental, puedan tomar en relación con el desarrollo de las

zonas eólicas marinas así como con la integración de la variable medioambiental en

los proyectos.

2.2.3.2. BWEA (1994) Best Practice Guidelines for Wind Energy Development.

Este documento es desarrollado por la asociación profesional de empresas eólicas

británicas y tiene el propósito de resultar útil para los promotores de instalaciones

marinas dadas la particular complejidad de este entorno y de la gestión de su

recurso eólico.

La guía está presentada en forma cronológica siguiendo el flujo del desarrollo de las

instalaciones cubriendo básicamente tres elementos de este proceso:

consideraciones técnicas y comerciales relacionadas, fundamentalmente con

los condicionantes, valoración del recurso y análisis de viabilidad;

consideraciones ambientales que incluyen selección, evaluación de todas la

vida útil y la iteración del diseño y su evaluación ambiental;

comunicación y consulta pública.

En relación con el análisis de viabilidad se describen cinco aspectos críticos a

analizar en una fase que se describe como, fundamentalmente de oficina técnica:

selección de emplazamientos potencialmente viables con base en datos,



modelizaciones y mapas;

estudio de las redes de distribución locales y sus conexiones;

estudio de la red de carreteras local;

estimación del tamaño final de la instalación;

consideraciones sobre la propiedad del emplazamiento.

En cuanto a las consideraciones ambientales se proponen unos hitos básicos para

los estudios preliminares adecuados para el nivel de ingeniería básica:

calificación paisajística del emplazamiento,

efectos visuales;

proximidad a poblaciones;

ecología;

patrimonio histórico y arqueológico;

usos recreativos;

afección a telecomunicaciones;

proximidad de aeropuertos;

espacios de uso militar.

Para una segunda fase de estudio de viabilidad se propone completar los modelos

informáticos con mediciones in situ mediante mástiles a la altura de operación

prevista de las turbinas.

En esta segunda etapa de análisis se propone entablar discusiones en detalle con

los propietarios y afectados por potenciales conflictos en el uso del espacio.

En cuanto a los condicionantes técnicos se propone analizar en detalle las

condiciones del suelo para el diseño apropiado de las cimentaciones y estructuras

así como para tomar, sobre el terreno, registro de elementos no registrados como

cables, tuberías, pecios y otros relevantes para el diseño de la distribución de la

central.

También en esta fase se propone estudiar en detalle las posibilidades de la red de

carreteras para el tráfico de vehículos especiales con cargas voluminosas y pesadas



y entablar conversaciones con las autoridades locales.

La guía propone abandonar el proyecto si en estas dos fases se han encontrado

argumentos que así lo aconsejen dejando el inicio de la fase tres sólo si el

emplazamiento es técnica y ambientalmente viable.

Así, en la tercera fase se propone profundizar en la definición de la ingeniería de

detalle como en las consideraciones ambientales; sobre este particular debe

estudiarse la necesidad de una evaluación ambiental específica y las regulaciones

particulares y locales aplicables.

Dado el escaso desarrollo del sector, se recomienda, en esta fase de concreción

considerar entre otros aspectos:

el marco político y estratégico actuales y potenciales modificaciones como

consecuencia del desarrollo eólico en curso;

justificación del emplazamiento seleccionado;

justificación particular en caso de afectar a zonas calificadas como de especial

protección;

evaluación detallada del impacto visual y paisajístico;

evaluación del impacto por ruido en colaboración con las autoridades locales;

evaluación de hábitats y ecosistemas en colaboración las autoridades locales y

con investigaciones y censos locales específicos si fueran necesarios;

evaluación detallada sobre el patrimonio histórico y arqueológico identificado en

la fase uno y estimación de posibilidad de hallazgos nuevos;

evaluación detallada del impacto hidrológico;

evaluación detallada de interferencias con sistemas de telecomunicaciones;

evaluación del riesgo considerando entre otros los aeronáuticos, los náuticos,

los laborales y los debidos al tráfico especial en todas las etapas de la vida útil

de la planta;

estudio detallado de infraestructura de conexión eléctrica;

efectos económicos locales;

efectos ambientales globales;



efectos turísticos y recreativos locales;

medidas preventivas, correctivas y restauradoras.

El documento hace recomendaciones acerca de los posteriores procesos de

solicitud de autorización, construcción y explotación de la central haciendo hincapié

en la participación e información públicas, colaboración con las autoridades locales y

ambientales así como en la necesaria realimentación del proceso de diseño,

evaluación, ejecución y revisión.

Finalmente se dedica un apartado a la fase de desmantelamiento de la central y

restauración del medio indicando que, a diferencia de otro tipo de instalaciones

energéticas, las eólicas cuentan con un importante valor residual y un

desmantelamiento sencillo lo que conlleva una compensación fácil de los costes de

esta última etapa.

2.2.3.3. DTi (2005) Methodology for Assessing the Marine Navigational Safety Risks of Offshore Wind Farms.

Este es un extenso documento desarrollado por la administración del Reino Unido

(en particular por los departamentos de transporte y comercio e industria) con el

propósito de proporcionar un patrón a los promotores de centrales eólicas marinas.

Los objetos clave de la metodología son que los promotores:

proporcionen informes adecuados a la escala del proyecto y la magnitud del

riesgo;

proporcionen evaluaciones de riesgo basadas en evaluaciones formales

usando métodos y técnicas aceptables para el gobierno;

estimar el nivel de riesgo actual con base en el entorno existente así como en

la tipología e intensidad de tráfico;

estimar el nivel de riesgo futuro con base en expectativas de crecimiento y

pronósticos razonables de evolución del entorno marino y del tipo e intensidad

del tráfico marítimo;

detallar un registro de amenazas causadas por la construcción de centrales

eólicas;



definir los controles de riesgo que deben implantarse y crear un registro de

estos controles;

predecir los niveles de riesgo actual y futuro con y sin la construcción de la

central;

procesar la anterior información en una declaración de que el riesgo asociado a

la instalación es aceptable con base en las declaraciones “tan bajo como

razonablemente posible” ALARP5.

Esta metodología proporciona base a la autoridad ambiental para declarar:

que las herramientas y técnicas empleadas en la evaluación son aceptables;

que la declaración en la solicitud muestra que la central alcanza los niveles

deseables de seguridad en la navegación;

que hay información suficiente en la solicitud para confiar en la declaración;

que hay información suficiente en la solicitud para confiar en que se tomarán

medidas apropiadas de control de riesgo.

Toda la propuesta se basa en el FSA6 (Formal Safety Assessment) que es una

metodología sistemática y estructurada en cinco fases para facilitar la toma de

decisiones relacionadas con la seguridad marítima.

Las etapas del método son:

identificar los riesgos;

identificar escenarios a partir de los riesgos;

identificar medidas de control de los riesgos;

analizar el coste-beneficio de las medidas de control;

incorporar en el análisis las partes interesadas.

Por un lado FSA se refiere al análisis de la cadena de sucesos como herramienta

5 ALARP, as low as reasonably practicable es el nivel en el que es se espera encontrar los riesgos bajo control de

acuerdo con la definición dada por HSE, el organismo independiente británico encargado de vigilar y mantener

las condiciones de seguridad y salud en los centros de trabajo del Reino Unido. En el ordenamiento español, la

figura homóloga sería el Instituto Nacional de Seguridad e Higiene en el Trabajo si bien, éste, en España no tiene

funciones de inspección (que son propias de la inspección de trabajo) sino de asesoría técnica y órgano

consultivo de la administración y los ciudadanos. 6 Formal Safety Assessment es una metodología desarrollada por la Marine Coastguard Agency.



básica en la búsqueda de las causas básicas que desencadenan accidentes con

consecuencias para la seguridad marítima incluyendo la protección de la seguridad y

la salud, el entorno marino y la propiedad.

Esta metodología se desarrolla para emplearse, según las recomendaciones de la

Organización Marítima Internacional, para la toma de decisiones para buques de

comercio internacional pero el éxito de su uso lo ha extendido a aplicaciones

marinas generales incluyendo los riesgos de navegación.

Este análisis se apoya en otras herramientas y técnicas como el FMEA7 (Failure

Modes and Effects Analisis) o métodos estocásticos y probabilísticos para el

pronóstico de escenarios de tráfico.

Más detalladamente, la guía explica el despliegue de FSA en etapas para las que se

proporcionan pautas y recomendaciones para su correcto desarrollo:

inventario de amenazas;

inventario de causas;

inventario de consecuencias;

tabulación de indicadores numéricos para la cuantificación de la probabilidad

de que se produzca una causa de fallo, la probabilidad de que la causa no

pueda controlarse y de lugar a un fallo y, finalmente, la magnitud de los efectos

del fallo;

establecimiento de umbrales de riesgo aceptable.

Para el desarrollo de esta metodología se relacionan un gran número de accidentes

potenciales resultantes de:

actividades de navegación,

la afección de centrales eólicas a la navegación,

estructuras e infraestructuras eólicas que pueden afectar a la navegación,

Entre otras listas de control se relacionan diversos factores que deben considerarse

7 Failure Modes and Effects Analisis o análisis modal de fallos y efectos AMFE es un procedimiento de análisis

de fallos potenciales de cualquier sistema ampliamente utilizado en la industria y, más recientemente, en el

sector servicios.



en la evaluación de riesgos de navegación como:

las diferentes fases y actividades del ciclo de vida de las centrales eólicas

marinas,

las tipologías de buques,

condiciones ambientales,

factores humanos,

La metodología propone diversos sistemas de síntesis del análisis si bien todos ellos

son de tipo matricial en las que se cruzan los índices de exposición (combinación de

probabilidad y frecuencia) con los niveles de fatalidad de las consecuencias.

Las intersecciones dan lugar a tipologías de accidente que se califican en siete

niveles desde el razonablemente aceptable hasta el absolutamente inaceptable.

En los casos calificados como de bajo riesgo se propone un análisis adicional de

gestión de la incertidumbre para revisar la calificación y valorar la necesidad de

tomar medidas.

La guía recoge y propone diferentes metodologías de evaluación de riesgo así como

numerosas fuentes de toma de datos y sistemas para generar, a partir de estos,

funciones de transformación que permitan cuantificar aspectos cuantitativos.

A fin de proporcionar seguridad a la autoridad ambiental que concede licencia al

promotor, también se incluyen pautas para seleccionar herramientas de

modelización y otras técnicas de evaluación de riesgos que resulten aceptables para

el gobierno. No obstante, se recomienda consultar a MCA8 (Maritime and Coasguard

Agency) antes de utilizar cualquier método a fin de obtener la garantía de trabajar

con una herramienta aceptada.

Igualmente y a fin de dinamizar la aplicación de las mejores prácticas científicas y

técnicas, la guía proporcionar referencias de agencias que pueden proporcionar

información relevante para la aplicación por parte del promotor de cualquier

8 MCA, Maritime and Coasguard Agency es el órgano de la administración del Reino Unido para implementar la

política del gobierno en materia de seguridad marítima.



metodología que estime conveniente así como pautas para validar la metodología y

los resultados.

También se proporcionan pautas para la valoración del coste-beneficio de diferentes

soluciones de reducción y control del riesgo.

Finalmente se tabulan ejemplos de cómo combinar todos los factores e índices

anteriores en forma de codificación de accidentes potenciales con base en las

diferentes variables involucradas.

En general y como síntesis puede decirse que sin llegar a establecer una norma de

obligado cumplimiento se determinan el contenido y forma de las solicitudes así

como el de las respuestas de la autoridad gubernativa correspondiente y las vías

para ofrecer garantías de que las herramientas utilizadas son de la confianza de las

autoridades que deben aprobar el proyecto.

Esto proporciona un marco con alto grado de detalle administrativo y técnico de

necesaria referencia para todas las partes interesadas en todo el territorio del Reino

Unido lo que da lugar a una gran seguridad jurídica además de proporcionar una

herramienta de mejora continua para el beneficio de futuros desarrollos.

Dado que no es una norma de obligado cumplimiento no puede considerarse

asimilable a un código técnico pero pueden apreciarse similitudes con las normas de

nuevo enfoque de la armonización y normalización técnica en el ámbito de la Unión

Europea.

2.2.3.4. (ETSU 2001) Assessment of the Effects of Offshore Windfarms on Birds.

El documento persigue revisar el conocimiento disponible sobre el impacto que

sobre las aves pueden tener las centrales eólicas marinas a fin de identificar los

emplazamientos más sensibles en los que el desarrollo eólico pueda entrar en

conflicto con la conservación de las aves.

El objetivo principal de la evaluación es proporcionar información relevante a todas



las partes interesadas en el desarrollo eólico marino y se desarrolla mediante los

siguientes objetivos específicos:

proporcionar una crítica sobre los informes disponibles, datos relativos al

impacto de las instalaciones eólicas marinas sobre las aves;

establecer los emplazamientos en el litoral que albergan poblaciones

importantes de aves;

identificar las rutas migratorias de las aves que pueden verse constreñidas por

los principales emplazamientos eólicos marinos;

identificar lagunas e incertidumbres en el conocimiento existente y recomendar

los siguientes estudios que resultan necesarios para cubrir aquellas;

proporcionar un inventario de investigaciones en curso planificadas.

Se reconoce la poca experiencia y conocimiento sobre el objeto de estudio debido a

las escasas instalaciones eólicas operativas y la poca producción investigadora

existente.

No obstante se reseña que entre diversas especies se advierte un cambio en el

comportamiento que las lleva a evitar las centrales, en lugar de atravesarlas, incluso

en condiciones de nula visibilidad. Es por este efecto barrera por lo que se

recomienda disponer las turbinas en líneas paralelas a la dirección migratoria.

Aunque no se han encontrado evidencias de impacto en las distribuciones y

patrones de comportamiento en la alimentación se acepta la relación entre la

abundancia y distribución de aves con sus hábitos de alimentación por lo que se

resalta la importancia de realizar estudios ecológicos en este campo.

Los estudios confirman que las estructuras sumergidas incrementan la riqueza

biológica por el efecto arrecife artificial lo que junto con la reducción de la actividad

pesquera aumenta la población de peces, moluscos y otras especies lo que significa

un impacto ambiental positivo que también repercute, favorablemente, en la

población de aves.

Pese a las investigaciones genéricas se evidencia la necesidad de realizar estudios



particulares para cada emplazamiento específico considerando las diferencias de las

especies y emplazamientos del Reino Unido.

En relación con las colisiones se ha mostrado que el índice de mortalidad en las

centrales eólicas es menor que el índice general incluyendo el debido a los

cableados aéreos que resulta tener una tasa de mortalidad que duplica la de las

centrales eólicas; en general se considera que el riesgo de colisión no tiene efectos

significativos.

En relación con las aves migratorias se concluye que sólo puede suponer un

impacto importante cuando se trate de especies protegidas o cuando pasen en gran

número a través de las centrales, en cuyo caso, la tasa de mortalidad podría ser

significativa.

Las aves migratorias terrestres se mueven siguiendo la línea de costa por lo que,

debido a que las centrales se encuentran suficientemente distanciadas del litoral su

presencia no supone un problema importante.

Se recopilan numerosos trabajos ecológicos y etológicos que proporcionan

recomendaciones para reducir el impacto sobre las aves con modificaciones de

diseño aunque se reconoce que muchas se basan en resultados de laboratorio no

contrastados en instalaciones reales.

El Reino Unido cuenta con números emplazamientos marinos que mantienen

importantes poblaciones de aves propias e internacionales por lo que se requieren

estudios de detalle específicos sobre estos emplazamientos si bien, con el estado de

conocimiento disponible en el momento de redacción del informe, se concluye que,

aquellos son difíciles dada la ausencia de instalaciones operativas, por lo que se

recomienda evitar las instalaciones en zonas de sensibles como reservas marinas,

zonas de interés científico y en zonas de especial protección para las aves.

Se reconoce la falta de conocimientos debido a lo incipiente de la industria eólica

marina por lo que para cubrir las lagunas e incertidumbres existentes se recomienda



planificar y coordinar la toma de datos mientras se desarrolla la industria en

particular para:

recopilar datos sobre la abundancia y distribución de aves y los factores que

afectan sus usos del espacios;

recopilar datos sobre los efectos reales de las centrales marinas sobre

especies clave;

estudiar la población y distribución de especies clave;

valorar los impactos indirectos;

desarrollar metodologías estandarizadas para la toma de datos, evaluación de

efectos y programas de monitorización adecuados.

La conclusión más general es que es necesario, tanto para la protección del

medioambiente como para el desarrollo de la industria que las centrales eólicas no

se emplacen en ubicaciones inapropiadas para lo que una metodología de

evaluación consensuada debe proporcionar un marco adecuado para conseguirlo en

un proceso objetivo y transparente.

En este sentido se propone como ejemplo la desarrollada por SNH 9 (Scottish

National Heritage) y BWEA10 (British Wind Energy Association).

2.2.3.5. DTi (2005) Seascape and Visual Impact Report.

La línea costera y el paisaje marítimo galés e inglés, además del potencial

aprovechamiento eólico, constituyen, por muchas razones, un recurso de tal

importancia que debe vigilarse estrechamente el desarrollo de la energía eólica en

armonía con otros usos del recurso paisajístico territorial y marítimo de la línea

costera.

En este sentido deben considerarse las experiencias proporcionadas por la industria

eólica terrestre que muestra que son los impactos visuales los más relevantes para

la objeción de la opinión pública.

9 Scottish National Heritage es una organización creada por el gobierno escocés para proteger el patrimonio

natural de Escocia. 10

British Wind Energy Association es la anterior denominación de la organización empresarial eólica británica

que actualmente se denomina renewableUK.



La metodología, para una adecuada y cuidadosa respuesta a este aspecto, propone

a los promotores el seguimiento de una secuencia lógica de fases de trabajo que se

inicia con la recopilación de las evidencias del entorno base sobre las que realizar

juicios, se continúa con la introducción de especificaciones de diseño y

emplazamiento adecuadas al entorno de las que un estudio de la afección emocional

y la magnitud del cambio permita la evaluación de los impactos significativos.

En el desarrollo de la primera fase de estudio del entorno se debe prestar atención al

detalle y al rigor aunque debe conciliarse con un proceso de racionalización para

orientar el contenido del estudio a responder a las necesidades de las propuestas de

los promotores y de las consecuentes evaluaciones de los potenciales impactos

visuales y paisajísticos significativos.

Para esta caracterización y análisis de los aspectos visuales se propone la definición

de unidades paisajísticas con sus características, actividades, visibilidades y

panorámicas; en este sentido, para la evaluación de impacto visual de los

desarrollos eólicos marinos, la escala de análisis más apropiada es la regional.11.

En la investigación se concluye que el elemento más crítico de la evaluación

ambiental es la valoración de la sensibilidad al cambio del recurso paisajístico

causado por una central eólica marina. En este sentido se indica que se reconoce

ampliamente que también son elementos importantes a considerar los valores y

riqueza intrínsecos así como la capacidad de acogida del medio.

El documento entiende en sus conclusiones que, cualquier estudio que evalúe estas

variables, inevitablemente se basa en el juicio profesional de expertos que, siempre

que sea posible, deben incluir aportaciones de partes interesadas e información

sobre la actitud de la sociedad civil.

11

La escala regional debe entenderse en el sentido de unidad estadística de primer nivel dentro del marco de la

Unión Europea. Esto no se corresponde con unidad administrativa de modo que las regiones del Reino Unido

serían homólogas a las siguientes regiones costeras españolas: noreste (País Vasco, Navarra, La Rioja y Aragón),

noroeste (Galicia, Asturias y Cantabria), sur (Andalucía, Murcia, Ceuta y Melilla), este Valencia, Cataluña y

Baleares) y Canarias.

No obstante, el EEAL establece una zonificación eólica marina que supondría, en el caso español, una escala de

análisis alternativa.



La guía acepta que las variables de emplazamiento, distribución de la planta y

diseño proporcionan margen para la integración paisajística y para la prevención y

reducción del impacto visual aunque enfatiza la necesidad de considerar desde el

principio del proceso de diseño de la planta las necesidades paisajísticas a fin de

lograr los efectos perseguidos.

Otros aspectos del impacto ambiental deben contemplarse a lo largo de la

concepción del proyecto entendiendo que es esencial un equipo multidisciplinar y

que el especialista en paisajismo necesita tener en cuenta todas las restricciones

para asegurar que se ha optado por la mejor opción disponible.

Deben realizarse estudios de visibilidad y evaluaciones desde diversos puntos de

avistamiento para pronosticar los efectos potenciales resultantes de una central

eólica sobre el carácter y cualidades de las unidades paisajísticas, panorámicas

existentes y valores visuales.

Estos estudios de visibilidad precisan el uso de herramientas de modelización

tridimensional y la generación de simulaciones infográficas.

Se establece que en las últimas etapas de la predicción del impacto se evalúe la

magnitud del cambio tanto en el medio receptor y en los receptores visuales (como

miradores panorámicos) de forma normalizada y estructurada por medio de criterios

de clasificación inteligibles; el proceso para determinar los umbrales de admisibilidad

debe ser claro y tan objetivo como sea posible además de acompañarse con

descripciones bien razonadas de cómo se han alcanzado las conclusiones.

De la investigación se concluye que los dos principales criterios para determinar la

importancia del impacto son la magnitud del cambio y la sensibilidad del medio

receptor por lo que deben realizarse evaluaciones del impacto general del paisaje y

el impacto visual mediante la sistemática combinación de diferentes niveles de

sensibilidad y magnitud de impacto para cada receptor y mirador panorámico.

Del mismo modo deben valorarse los efectos acumulativos debidos a la existencia



de otras centrales eólicas lo que añade dificultad a la hora de objetivar el impacto

agregado que es debido al número y distancia entre las diferentes centrales, las

interrelaciones entre sus respectivas zonas de influencia visual y las características

generales del paisaje y su sensibilidad a las instalaciones así como al propio diseño

de éstas.

Finalmente se concluye que la representación gráfica de la evaluación de impacto

ambiental es clave para el éxito en la comunicación del entorno visual y paisajístico

antes y después del desarrollo propuesto y que para mejorar la integración de los

aspectos visuales en los proyectos debe monitorizarse la actitud del público antes y

después de los desarrollos a fin de poder mejorar futuras predicciones.

2.2.3.6. BWEA (2004) Recommendations for Fisheries Liaison.

El documento es fruto del desarrollo de la asociación empresarial eólica británica

conjuntamente con varias asociaciones empresariales pesqueras del Reino Unido y

con el propio gobierno británico, está fundamentada tanto en las experiencias de la

industria pesquera como en el impacto derivado de plataformas extractivas y tiene el

propósito de proporcionar una guía a los promotores eólicos marinos en sus

relaciones con la industria pesquera en cualquiera de sus formas12.

La guía establece unas pautas generales para el desarrollo de las plantas eólicas

enfatizando la necesidad de establecer, desde las primeras etapas de la concepción

del proyecto, contacto tanto con la administración como con la industria locales.

Igualmente se destaca la necesidad de involucrar a la comunidad pesquera local a

fin de recabar tanta información como sea posible a fin de poder considerarla en la

evaluación de impacto.

Se recomienda que el promotor nombre un representante que se dedique a tiempo

completo a desarrollar el acuerdo con la industria local y con la administración como

si el propio acurdo de colaboración constituyera un proyecto en sí mismo.

12

En este sentido, el propio documento aclara que se emplean diversos términos para referirse de forma genérica

a toda la actividad extractiva en cualquiera de sus modalidades incluyendo (cerco, tiro, arrastre, palangre,

enmalle, piscicultura y otras).



Igualmente prevé una figura homóloga por parte de la industria pesquera que sirva

de interlocutor local a fin de permitir el intercambio bidireccional de información

necesario, particularmente relativo a:

especies, áreas y tipología de buques y técnicas implicados;

periodos de actividad y pausas ecológicas;

trabajos, fases, equipos y actividades involucrados en la construcción;

necesidades de buques auxiliares durante la construcción (remolcadores,

bomberos, guardacostas);

normativa local y sectorial aplicable;

prevención de riesgos de colisión;

zonas de exclusión o limitación de actividades;

compensaciones por daños y pérdidas en aparejos y equipos;

El documento no hace contribuciones metodológicas o técnicas y se dedica, por un

lado, a dar pautas que bien podrían considerarse como buenas prácticas

promotoras, ambientales y proyectuales y, por otro, a proporcionar un listado de

responsabilidades de los interlocutores de ambas partes y un directorio de

organizaciones que pueden ser partes interesadas dependiendo de la zona prevista

para el desarrollo eólico.

2.2.3.7. BERR (2004) Guidance Notes: Offshore Windfarm Consents Process.

Este documento es fruto del trabajo cooperativo de los departamentos

gubernamentales centrales del Reino Unido implicados en la integración ambiental

en los proyectos eólicos marinos: DTI, DEFRA y DfT13 que, como en el caso anterior,

no proporciona herramientas ni técnicas sino un directorio de autoridades y otros

contactos necesarios y un listado comentado de normativa aplicable relativa a,

principalmente:

protección ambiental,

protección de la costa,

13

Department for Trade and Industry, Department for Environment, Food and Rural Affairs, Department for

Transport.



energía eléctrica,

aguas,

ordenación del territorio,

impacto ambiental.

Básicamente constituye una actualización de la guía para el desarrollo de la industria

eólica marina BWEA 2002 ya reseñado e incorpora una guía del proceso

administrativo de solicitud de licencia de explotación del recurso eólico marino en

Gales e Inglaterra correspondiente a la segunda fase de expansión eólica británica

(COWRIE Round 2).

2.2.3.8. EMEC (2005) Environmental impact assessment (EIA).

Este documento es desarrollado por EMEC (European Marine Energy Centre, ltd)

una compañía dedicada al desarrollo de las energías renovables marinas que

proporciona servicios de consultoría, monitorización, ensayo, investigación y

proyectos.

El principal interés de este documento es que, si bien no es vinculante ni tiene valor

reglamentario alguno, proporciona una referencia para el desarrollo de evaluaciones

de impacto ambiental en el entorno marino.

Aunque originalmente desarrollada para el aprovechamiento de olas y mareas la

metodología y principales contenidos son extensibles a las aplicaciones eólicas

marinas y constituye una norma de referencia similar, en enfoque y en estructura, a

la UNE 157922:2006, “criterios generales para la elaboración de estudios de impacto

ambiental de proyectos de ferrocarril y carreteras”.

No obstante hay que hacer algunas observaciones importantes:

La guía reseñada refleja unos contenidos y proceso de desarrollo de acuerdo

con los propios procedimientos de EMEC y no tienen valor normativo alguno.

La estructura, desarrollo y contenidos, en lo más importante son homólogos de los

de la UNE 157922:2006 pero específicamente desarrollados para la elaboración de



estudios de impacto ambiental de proyectos en el entorno marino.

Este último aspecto hace que la guía de EMEC suponga una importante aportación

precedente a este trabajo de investigación.

2.2.3.9. BWEA et al (2001) Windfarm development and nature conservation.

Aunque el propósito del documento es guiar las enmiendas de las organizaciones

conservacionistas de Inglaterra a las propuestas de centrales eólicas y su contenido

está basado en las principales conclusiones de un encuentro de trabajo de con

organizaciones no gubernamentales sobre la energía eólica y la conservación de la

naturaleza, está firmado por los principales agentes involucrados en el desarrollo de

la industria y en la evaluación ambiental de los proyectos 14 por lo que debe

considerarse como una referencia de carácter básico.

El documento proporciona información general sobre regulación y desarrollo eólico

tanto a nivel internacional como regional y local proporcionando un directorio de

partida para la búsqueda de normativa de referencia aplicable para diversos

aspectos del desarrollo eólico como son, entre otros: selección del emplazamiento,

aves, otra fauna, especies animales o vegetales en peligro, ecosistemas, procesos

físicos.

Como guía básica desarrolla el concepto y contenidos de las evaluaciones de

impacto ambiental de forma particularmente orientada a los proyectos eólicos e

incorpora, en forma de anexo, una lista de posibles impactos relevantes para la

conservación de la naturaleza que deben considerarse a lo largo del ciclo de vida del

proyecto (concepción, construcción, explotación y clausura).

El contenido del documento es generalista y de carácter divulgativo dirigido al

público general y no tiene ni alcance ni aportaciones de carácter técnico que

supongan una contribución significativa más allá de la recopilación de normativa

14

English Nature (agencia gubernamental para la protección ambiental), RSPB (fundación para la protección de

las aves), WWF (organización no gubernamental conservacionista), BWEA (asociación empresarial eólica).



específica británica.

2.2.3.10. OSPAR (2008) Guidance on Environmental Considerations for Offshore Wind Farm Development.

Este documento de OSPAR supone un antecedente de interés dado el objeto de la

presente tesis porque España es miembro del convenio y, por lo tanto, las decisiones

adoptadas son aceptadas de facto por España.

El objeto de la guía es asistir a todas las partes interesadas (miembros de OSPAR,

consultores, promotores, legisladores, organizaciones o individuos) en la

identificación y valoración de algunos de los aspectos relacionados con la

determinación de los efectos ambientales del desarrollo de parques eólicos marinos

considerando las principales fases de su ciclo de vida (localización, autorización,

construcción y operación, seguimiento, desmantelamiento y clausura).

Como en el caso anterior, la guía expone sus propias limitaciones como referencia

dadas la no exhaustividad de impactos potenciales ni aplicables a todos los

emplazamientos y dada la regulación particular de cada estado miembro de la Unión

Europea para la decisión, caso a caso, sobre los tipos de proyecto sobre los que

debe aplicarse la directiva 85/337/EEC aun cuando las plantas de energía eólica

están recogidas expresamente en ésta (anexo II).

La guía desarrolla el concepto de evaluación de impacto ambiental y se refiere,

como referencias necesarias y obligatorias, a los estudios y guías de la Comisión

Europea así como a los reglamentos y normas exigidas por las autoridades del

estado en el que se ubique la instalación.

En relación con la selección de emplazamientos y la delicada solución de

compromiso entre las ventajas e inconvenientes (ambientales y económicos) y la

complejidad de los factores a estudiar, la guía recomienda el desarrollo de

evaluaciones estratégicas ambientales según la directiva 2001/42/CE así como

planeamientos del dominio marítimo aplicando cuantas herramientas, técnicas y

fuentes de información y participación sea posible considerando, particularmente, los



impactos a las comunidades locales y a otros usos e instalaciones.

Respecto a la evaluación ambiental de la viabilidad de un emplazamiento

seleccionado se refiere a las directivas 94/43/EEC (hábitats), 79/409/EEC (aves),

97/11/EC y 85/337/EEC (evaluación de impacto ambiental) así como a la necesidad

de considerar todos los datos básicos disponibles para estudiar el impacto sobre los

diversos factores ambientales, de complementar estos con cuantos otros estén

disponibles aún referidos a otros emplazamientos y de desarrollar censos e

investigaciones locales específicos.

En general, la guía no realiza aportaciones significativas respecto al documento ya

reseñado “BWEA (1994) best practice guidelines for wind energy development”, sino

que recopila una serie de principios de lo que debería entenderse como buenas

prácticas del trabajo de ingeniería.

2.2.4. TRABAJOS DE NORMALIZACIÓN Y OTROS

2.2.4.1. Normalización

La norma UNE 150008:2008, Análisis y evaluación del riesgo ambiental es la más

general de las normas técnicas españolas aplicable al impacto ambiental de

actividades. Es aplicable a todo tipo de emplazamientos, actividades y

organizaciones y, aunque no proporciona herramientas o técnicas para la evaluación

de riesgos y da libertad para el uso de las metodologías que se consideren más

apropiadas, proporciona criterios mínimos y sirve como base normalizada para la

elaboración de informe de evaluación del riesgo.

Pese a la importancia de establecer criterios normalizados para la evaluación de

riesgos ambientales y la redacción de informes los principios en los que se basa

(consecuencias y probabilidad/frecuencia) así como la metodología propuesta (árbol

de sucesos) no hacen una gran aportación conceptual ya que se trata de

herramientas maduras en otros ámbitos en los que la evaluación de riesgos viene

siendo gestionada desde hace muchas décadas como las industrias automotriz y la

química o la gestión de la prevención de riesgos laborales.



La UNE 157921:2006, Criterios generales para la elaboración de estudios de

impacto ambiental. Comité AEN/CT 157, proyectos tiene el propósito de proporcionar

los criterios necesarios para que los estudios de impacto ambiental se desarrollen de

forma concisa, concreta y con suficiente amplitud para que se vean contemplados

todos los aspectos que determinan las distintas administraciones y que interesan

tanto al promotor del proyecto como a los afectados y al público general.

En su objeto y campo de aplicación se indica que es aplicable a los estudios de

impacto ambiental que formen parte de los proyectos y que puede servir de

orientación en la redacción de los estudios de impacto ambienta de los planes y

programas y que pretende definir las características de los estudios de impacto

ambiental para, entre otros objetivos:

Conocer y determinar las consecuencias ambientales de un proyecto:

Determinar las medidas protectoras, correctoras y de vigilancia ambiental;

Proporcionar la información necesaria cuando proceda formular la declaración

de impacto ambiental.

Debe destacarse que, expresamente se excluye del objeto de la norma la

determinación de metodologías y técnicas de elaboración de estudios de impacto

ambiental.

Tras una formulación de vocabulario se establecen una serie de requisitos generales

relacionados con los aspectos formales de la documentación, identificación,

indexado y presentación así como contenidos mínimos coincidentes con los clásicos

de los proyectos: identificación, alcance, antecedentes, marco reglamentario,

descripción de necesidades, justificación de soluciones y análisis de alternativas.

Igualmente establece que deben identificarse las características de los procesos,

medios e instalaciones, principales y auxiliares en las fases de construcción,

explotación, mantenimiento y, en su caso, clausura, cese o desmantelamiento con

una estimación de los tipos y cantidades de residuos, vertidos y emisiones previstas

así como los riesgos ambientales derivados de estos y posibles situaciones de

emergencia.



En relación con el medio, se pide una descripción que incluya los siguientes

componentes: naturales, ecológicos, paisajísticos, recreativos, culturales,

productivos, atmosféricos, y los relacionados con los asentamientos humanos y su

desarrollo.

Para la concreción de estos componentes, se desarrolla una lista de elementos de

detalle de cada componente.

Se especifica igualmente que los impactos deben valorarse e identificarse de forma

inteligible y comprensible y que deben justificarse los umbrales utilizados así como

los indicadores empleados para medir los impactos.

También establece la norma contenidos mínimos a considerar en la determinación

de las medidas correctoras, protectoras o compensatorias y en el plan de vigilancia

ambiental.

La norma concluye determinando el contenido del documento de síntesis, los

anexos, los planos, presupuesto y pliego de condiciones técnicas.

Básicamente, la norma es una propuesta para la traslación al lenguaje y

documentación clásicos de los proyectos de las buenas prácticas proyectuales y de

los contenidos mínimos reglamentarios de los estudios de impacto ambiental, sin

hacer aportaciones conceptuales, metodológicas o técnicas.

Ha de destacarse, sin embargo que la norma estable, en relación con la memoria

descriptiva, que deben indicarse los sistemas empleados y las técnicas multicriterio

utilizadas para la toma de decisiones y la valoración de alternativas.

La norma UNE 157922:2006, Criterios generales para la elaboración de estudios de

impacto ambiental de proyectos de ferrocarril y carreteras es, fundamentalmente una

réplica de la anterior en la que se incluyen específicamente, entre los aspectos

ambientales a considerar los geológicos, geotécnicos e hidrológicos.

Del mismo modo desarrolla con detalle los procesos auxiliares de impacto



específicos de este tipo de proyectos como, por ejemplo los relativos al transporte,

extracción, acopio y transformación de áridos.

A diferencia de la norma general, en este caso sí se proporcionan soluciones

técnicas concretas como el dimensionado de drenajes o de apantallamientos para

protección de aves frente al ferrocarril, sin embargo no se dan metodologías o

herramientas genéricas que puedan interpretarse y aplicarse flexiblemente a otras

aplicaciones.

Finalmente, en relación con la norma UNE 157923:2006, Criterios generales para la

elaboración de estudios de impacto ambiental de proyectos de regadío cabe decirse

que, como en el caso anterior, no hace aportaciones metodológicas generales sino

que detalla tipologías de proyectos y subproyectos relativos a las infraestructuras de

regadío nuevas o de transformación y consolidación de existentes así como

proyectos auxiliares relacionados con impacto ambiental significativo.

Hay que destacar que, como en la UNE 157921:2006, criterios generales para la

elaboración de estudios de impacto ambiental habla de diseño multicriterio en

relación con el análisis de alternativas.

2.2.4.2. Cockerill T.T., Harrison R., Kühn M., Van Bussel G.J.W. (1997)

Hay dos motivos importantes por los que esta investigación debe ser expresamente

reseñada.

En primer lugar porque supone la principal fuente de datos sobre costes de

construcción y operación de parque eólicos marinos en Europa a los que se ha

tenido acceso y, por este motivo, ha resultado ser una aportación de enorme valor

para la presente tesis.

En segundo lugar porque la investigación Esteban Pérez (2009) no cita esta fuente y

su mención en la presente tesis podrá servir de referencia a quienes en el futuro

lean este trabajo.



2.2.5. VALORACIÓN EXTENDIDA

Aunque se ha hecho una exposición general de las contribuciones de varias

investigaciones precedentes es necesario hacer un desarrollo más detallado de

diversos aspectos particulares de algunas de ellas.

2.2.5.1. Fernández Velasco (2003)

Además de lo reseñado previamente, es necesario describir con más detalles lo que

Fernández Velasco supone como precedente en su tesis “propuesta para la

caracterización de la calidad del proceso de evaluación de impacto ambiental.

Aplicación a proyectos de infraestructura viaria”.

En el cuerpo de desarrollo de su investigación dedica un apartado al análisis de la

legislación de evaluación de impacto ambiental vigente en su momento y discusión

en cuanto a sus virtudes y carencias.

A continuación procede a caracterizar y analizar comparativamente las variables

consideradas en los diferentes estudios de impacto ambiental incluidos en la

muestra de investigación.

Prosigue revisando algunos aspectos significativos de los estudios de impacto

ambiental no investigados cuantitativamente mediante las variables del apartado

anterior relacionadas con déficits de contenidos sobre la evaluación de alternativas y

la valoración de medidas correctoras.

A continuación realiza una valoración crítica global cualitativa antes de emprender un

aspecto nuclear de la tesis que es la aplicación de una nueva metodología para

valorar la calidad del proceso de evaluación ambiental.

En esta parte, el autor, en una primera etapa, compara las variables consideradas

con una lista de comprobación de referencia “review checklist (European

Commission, 1994) para valorar, en todos los ejemplares de la muestra de estudio,

los valores alcanzados con los valores potenciales de la lista de referencia.



En una segunda etapa, relaciona entre sí los aspectos de la lista de comprobación

de referencia para establecer un factor de ponderación que de determine la

importancia relativa de cada aspecto y reste subjetividad al juicio del experto que

aplique la lista.

Una vez realizado esto procede a repetir el análisis de las variables consideradas

una vez afectadas por los factores de ponderación.

A continuación, el redactor propone una nueva lista de comprobación con el objetivo

de reducir la subjetividad de las cuestiones, disminuir la dependencia de la

capacidad interpretativa del equipo redactor y así aumentar el potencial evaluador de

la lista de referencia;

2.2.5.1.1. Análisis legislativo

En este apartado desglosa y comenta la legislación sobre evaluación de impacto

ambiental vigente en sus tres niveles: comunitario, estatal y autonómico.

Incluye, también en este capítulo, la exposición y comentarios sobre la normativa

sectorial específica aplicable al ámbito de estudio, en el caso que se trata, los

proyectos de infraestructura viaria en la Comunidad Valenciana.

2.2.5.1.2. Análisis de variables de estudios de Impacto Ambiental

El autor describe la investigación como análisis de una “…muestra de 40 estudios de

impacto ambiental promovidos por el organismo competente en infraestructura viaria

dependiente de la Generalitat Valenciana que ha facilitado los expedientes y que

abarca un periodo de tiempo comprendido entre 1990 y 2002” (Fernández Velasco

2003, página 184).

Esta muestra, que supone un 40% del total de la población de estudios de impacto

ambiental de las mismas características, se tipifica y clasifica porcentualmente

según la naturaleza de los diferentes proyectos de infraestructura viaria.

Las variables estudiadas para cada uno de estos proyectos son:

identificación y fecha del estudio de impacto ambiental;



provincia;

tipo de obra;

longitud de la obra;

extensión del documento;

presupuesto de ejecución material;

presupuesto de medidas correctoras;

tipos temáticos de planos;

número de fotos;

identificación de consultora redactora del estudio de impacto ambiental;

número de profesionales del equipo redactor;

titulaciones distintas dentro del equipo redactor;

apartado de alternativas (nº de hojas, planos y método de valoración);

método de identificación y valoración de impactos;

valoración de impactos con medidas correctoras;

variables matriz interacción;

tipo de estudio arqueológico (propio o externo, nº de hojas, planos y fotos).

Tras la presentación tabulada y gráfica de los valores de estas variables, el autor

presenta algunas conclusiones preliminares, entre éstas pueden destacarse:

En todos los casos analizados, las adjudicatarias de la redacción de los

estudios de impacto ambiental son las mismas empresas adjudicatarias de la

redacción de los proyectos básicos;

Se muestra una gran diversidad de empresas redactoras siendo anormal que a

una consultora se le encarguen dos estudios de impacto ambiental el mismo

año;

La composición media de los equipos redactores es de 3 técnicos siendo sólo

un 20% los casos en los que los equipos cuentan con 6 personas;

También es escaso (12%) el número de estudios de impacto ambiental en los

que participan más de 7especialistas diferentes;

Se aprecia una tendencia en el tiempo a aumentar el número de expertos

integrados en los equipos de redacción;



Se aprecia relación entre el número de expertos redactores y el presupuesto de

ejecución material;

Las especialidades más presentes en los equipos de redacción son ingeniería

de caminos, canales y puertos (84%) y biología (52%);

se aprecia cierta provisionalidad en los documentos que forman parte de los

expedientes de proyecto básico ya que sólo en el 20% de los casos se incluye

un presupuesto de acciones correctoras coincidiendo sólo en la mitad de las

ocasiones con el presupuesto presentado en el estudio de impacto ambiental;

La extensión de los estudios de impacto ambiental tiende a aumentar con el

tiempo;

La extensión de los estudios de impacto ambiental aumenta considerablemente

al aumentar el presupuesto de ejecución material;

En el 35% de los casos no se incluye un estudio arqueológico y, cuando existe,

En el 25% de los casos se subcontrata a expertos ajenos a la adjudicataria del

estudio de impacto ambiental, en cuyo caso la extensión del estudio

arqueológico aumenta notablemente;

No existe uniformidad en cuanto a la tipología de los planos que se incluyen en

los estudios de impacto ambiental.

2.2.5.1.3. Análisis de apartados relevantes de estudios de impacto ambiental

En relación con este aspecto, el redactor indica la no exigencia del estudio de

alternativas ha sido uno de los principales elementos de crítica a la directiva de

impacto ambiental 85/337/CE y expone que el requisito según la Directiva 97/11/CE

(que modifica la anterior), “…de dar una indicación clara de las razones de su

elección, teniendo en cuenta los efectos medioambientales.” significa que el

promotor debe aportar razones que justifiquen por qué no se ha estudiado una

determinada alternativa existente y por qué se ha elegido una determinada

alternativa de la situación dada”, para continuar sintetizando las principales clases

de alternativas a estudiar:

ubicación o alineaciones,

emplazamiento y diseño,



dimensiones y escala,

organización del trabajo o de la gestión,

plazos de ejecución,

no hacer nada.

Tras esta exposición el redactor describe el estado de los estudios de alternativas de

la muestra analizada encontrando:

En el 40% de los casos, los estudios de impacto ambiental no presentan un

apartado de valoración de alternativas y el 22% sólo incluye una hoja como

análisis;

La metodología de análisis de alternativas es cualitativa en un 50% de los

casos y multicriterio en un 42% de los casos.

Entre otros aspectos relevantes de los estudios de impacto ambiental, Fernández

Velasco muestra que la metodología empleada por los redactores de estudios de

impacto ambiental analizados se distribuye prácticamente al 50% entre los que se

apoyan exclusivamente en comentarios cualitativos y los que aplican matrices

causa-efecto o combinaciones mixtas de métodos cualitativos y cuantitativos.

Otra conclusión respecto a la metodología es su relación con el presupuesto de

ejecución material encontrándose cierta correlación entre los presupuestos altos y el

empleo de matrices causa-efecto.

Igualmente analiza el análisis de la valoración de impactos teniendo en cuenta la

aplicación de medidas correctoras encontrando que en el 80% de los casos

estudiados no se tienen en cuenta las medidas correctoras para matizar la

valoración de impactos prevista inicialmente.

El redactor continúa con un análisis global cualitativo de los resultados de la que es

importante destacar algunas ideas:

En general se aprecia la ausencia de justificación de la necesidad del proyecto;

Se aprecia independencia entre el proyecto básico y el estudio de impacto

ambiental;



Insuficiente interpretación de las relaciones interdependientes de los distintos

factores medioambientales afectados;

Excesiva base teórica y bibliográfica sin apoyo empírico in situ específico para

el proyecto concreto.

2.2.5.1.4. Aplicación metodológica no ponderada

Continúa Fernández Velasco con un aspecto nuclear en su tesis que consiste en la

utilización de una metodología que asigne calificaciones acerca del cumplimiento

parcial de diversos apartados.

En concreto, el redactor califica como completa, aceptable o inadecuada el modo en

que los estudios de impacto ambiental estudiados responden a las cuestiones de la

lista de comprobación Review Checklist (European Commission 1994) desarrollada

como método de revisión de la información medioambiental ofrecida a la autoridad

ambiental. Las calificaciones indicadas se cuantifican numéricamente con los valores

0, 0.5 y 1, respectivamente.

De este modo diseña:

Una tabla diferente para cada apartado de la lista de comprobación;

En las filas de las tablas se sitúan las distintas cuestiones de cada apartado;

En las columnas se sitúan los distintos estudios de impacto ambiental de la

muestra analizada;

En el cruce de filas y columnas se refleja el resultado (0, 0.5 o 1) de cada

estudio de impacto ambiental para la cuestión solicitada;

Así, el sumatorio por filas refleja la valoración conjunta de la muestra estudiada

en relación con la cuestión correspondiente;

Del mismo modo, el sumatorio por columnas será indicativo del cumplimiento

de cada estudio de impacto en relación con el apartado que corresponda.

El autor establece un indicador denominado “rango de acierto” definido como el ratio

entre el sumatorio de los valores obtenidos y el sumatorio de los valores potenciales

para cada cuestión y dos categorías “aceptable” para rangos entre 50.1 y 100 e

“inaceptable” para rangos entre 0 y 50.



Esta cuantificación permite una segmentación de los estudios y las cuestiones de las

que el autor extrae algunas conclusiones, entre ellas las siguientes:

Sólo un 9% de cuestiones cuentan con un rango de acierto en el cuartil más

alto;

La aceptabilidad de las cuestiones, es decir, la idoneidad del contenido del

documento en cuanto a la información aportada es muy bajo, 36.8%;

Más del 63% de los estudios de impacto ambiental analizados se encuentran

en la categoría “inaceptable” (rango de acierto menor de 50);

Existe un alto porcentaje de estudios de impacto ambiental con un bajo rango

de acierto en las cuestiones relativas a la descripción del proyecto lo que

significa que se aporta una información insuficiente para el análisis y la toma de

decisiones;

Igualmente se encuentra un rango bajo de acierto en el apartado sobre

dificultades de recopilación de información, lo que no sólo dificulta el trabajo de

comprobación del estudio de impacto sino que vulnera expresamente los

requisitos legales comunitario y estatal;

Se aprecia una evolución temporal que lleva a mejorar la calificación general de

los estudios de impacto ambiental reduciéndose la proporción de “inaceptables”

manteniendo los rangos de acierto del tercer cuartil y aumentando los del

cuartil más alto;

La metodología empleada se aplica, igualmente, al análisis de los resultados

mediante el cálculo del nivel de acierto a nivel de apartados tras el que el redactor

extrae, entre otras, las siguientes conclusiones:

Los bajos valores del apartado descripción del proyecto se deben a que una

parte significativa de las cuestiones del mismo son técnicas y no de carácter

ambiental;

Como en el análisis a nivel de cuestiones, la valoración general de los

apartados mejora a lo largo del periodo de estudio lo que evidencia la mejora

en la calidad de los estudios de impacto ambiental;

En relación con los apartados más relevantes, los mayores avances se



producen en los apartados alternativas y resumen no técnico mientras que el

apartado descripción del medio ambiente mejora en menor medida.

2.2.5.1.5. Aplicación metodológica ponderada

Dado que el propósito de la metodología es la apropiada comparación entre

documentos diferentes caracterizados por variables muy diversas debido a las

diferencias tanto de la naturaleza del proyecto como de la naturaleza del entorno y

de la necesidad social, Fernández Velasco jerarquiza los diferentes apartados de

comparación entre proyectos para dar más rigor a la comparación entre

documentos.

Para este fin, el autor, completa una “matriz de dominación” para determinar la

importancia relativa de los elementos de modo que los sumatorios de los valores por

filas permitirán identificar los factores más dominantes y los sumatorios por

columnas, los factores más dominados.

Con esta sistemática, se procesan mediante la matriz de dominación todas las

variables elegidas para auditar de modo que de la relación entre todas ellas permita

una visión más fidedigna del conjunto.

De este modo se jerarquizan los diferentes apartados incluidos en la lista de

comprobación de referencia dando como resultado la importancia relativa de cada

uno dentro de cada documento.

La transformación de la escala ordinal en numérica se realizó asignando un valor 10

al mayor valor de la escala ordinal.

Una vez calculado el peso relativo de cada uno de los apartados se afecta con él

tanto los valores obtenidos como los valores potenciales a nivel de apartado de los

estudios de impacto ambiental para encontrar el ratio obtenido/potencial que es el

que utiliza el autor para su análisis.

Así, tras la ponderación, las conclusiones más significativas son:

El apartado “aproximación general” es el que muestra, durante todo el periodo



de estudio, el mejor resultado;

Los mejores ratios se dan en los apartados “descripción del proyecto” y

“alternativas”;

Existe una evolución positiva, a lo largo del periodo, en los apartados

“alternativas”, “mitigación de impactos” y “dificultades en recopilación de la

información”;

Empeoran los ratios de los apartados “descripción del proyecto”, “descripción

del medio ambiente” y “aproximación general”;

En general, todos los ratios entre valores obtenidos y potenciales mejoran a lo

largo del tiempo;

En los estudios de la muestra, los apartados más significativos resultan ser

“mitigación de impactos”, descripción de impactos” y “examen de alternativas”;

Si se utiliza como patrón de comparación la lista de comprobación review

checklist utilizada por el autor como referencia, los resultados globales de

calidad de los estudios de impacto ambiental son bajos.

2.2.5.1.6. Propuesta de nueva lista de comprobación

El autor propone una nueva lista de comprobación basada en dos fuentes

principalmente: la propia legislación regional sobre impacto ambiental y diversas

guías metodológicas sectoriales específicas para evaluación de impacto ambiental

de infraestructuras viarias.

Se plantea en el diseño de la nueva lista de comprobación el objetivo de reducir la

subjetividad de la lista de referencia, previamente analizada por una doble vía:

Dotar a las cuestiones de concreción;

Evitar cuestiones interpretativas.

Para lograr esto, por un lado, el redactor reduce el número de cuestiones pero las

desarrolla en subcuestiones de modo que se reduzca la proporción del rango

“aceptable”. Por otro lado, a fin de reducir el carácter interpretativo de la “review

checklist”, modifica el enfoque y forma de las cuestiones evitando los formulismos

habituales.



Estas consideraciones relativas a las cuestiones se agrupan en apartados que

contemplan los prescritos por la legislación autonómica que, en todo caso aumentan

los de la lista de referencia de la que excluye los dos últimos por su elevada carga

subjetiva.

El método de calificación de la nueva lista es el ya descrito para la calificación de las

cuestiones (0, 0.5 y 1 para las calificaciones inadecuada, aceptable y completa

respectivamente), valores obtenidos y potenciales para los apartados y nivel global

de la evaluación obtenido y potencial.

Así, la lista propuesta consta de 45 cuestiones y subcuestiones distribuidas en los

siguientes apartados:

Descripción de la actuación (5 cuestiones, 39 subcuestiones);

Examen de alternativas (5 cuestiones, 16 subcuestiones);

Inventario ambiental (1 cuestión, 55 subcuestiones);

Descripción de las interacciones clave (5 cuestiones, 4 subcuestiones);

Identificación y valoración de impactos (8 cuestiones, 6 subcuestiones);

Medidas protectoras y correctoras (6 cuestiones, 23 subcuestiones);

Programa de vigilancia ambiental (10 cuestiones, 0 subcuestiones);

Documento de síntesis (5 cuestiones, 0 subcuestiones).

La aplicación de la nueva metodología al periodo más reciente de la muestra de

estudio permite al autor extraer las siguientes conclusiones:

El apartado “descripción de las interacciones clave” ofrece el rango de acierto

más bajo;

Los apartados que presentan mejores resultados son “identificación y

valoración de impactos” y “documento de síntesis”.

Tras aplicar la matriz de dominación a la nueva lista de comprobación se tiene una

lista ponderada en la que se evidencia que el apartado “medidas protectoras y

correctoras” es el que abrumadoramente aparece como más ponderado mientras

que el menos relevante resulta ser “documento de síntesis”.



En relación con los ratios entre los valores obtenidos y potenciales los mejores

resultados se obtienen en los apartados “documento de síntesis” y “identificación y

valoración de impactos” mientras que los peores se dan en “descripción de las

interacciones clave” y “programa de vigilancia ambiental”.

El autor reconoce e identifica las limitaciones de la comparación de la lista original y

la lista modificada, no obstante, tras dicha comparación, concluye que la nueva lista

de comprobación ponderada es más exigente que la lista original de referencia

original.

Al margen de la contribución de la metodología que el autor propone debe resaltarse

e precedente que la tesis de Fernández Velasco supone para la presente tesis,

particularmente en lo relativo a la sistemática empleada para describir

cuantitativamente parámetros cualitativos de expedientes administrativos en los que

intervienen numerosas partes interesadas.

En este sentido, tiene especial interés el modo en que se clasifica la información

obtenida de los expedientes de declaración de impacto ambiental así como la

determinación de sus variables de caracterización en todas las fases: estudio de

impacto ambiental, participación pública y declaración de impacto ambiental.

2.2.5.2. Soca Olazábal (2004)


Soca Olazábal supone como precedente en su tesis “articulación entre proyectos de

ingeniería y evaluación de impacto ambiental en el contexto técnico de la normativa

actual. El caso de las declaraciones de impacto ambiental emitidas en España para

proyectos tipo gran impacto”.

En su investigación, Soca Olazábal analiza el grado de integración entre los

proyectos de ingeniería y las evaluaciones de impacto ambiental mediante la

recopilación de las declaraciones de impacto ambiental tomadas como muestra y

mediante encuestas con los que corrobora las dos hipótesis de partida:

El procedimiento de evaluación de impacto ambiental presenta deficiencias;



El proceso proyectual necesita integrar de forma eficiente la variable ambiental.

Para solventar estas deficiencias, la autora propone un método para integrar la

variable ambiental desde las primeras fases proyectuales.

En el desarrollo metodológico, dedica especial atención a la elaboración de los

cuestionarios en los que agrupa las preguntas en lo que denomina “áreas de

contenido” establecidas en consonancia con el objetivo de su investigación; estas

áreas temáticas son tres: procedimiento administrativo a la memoria-resumen,

elaboración del estudio de impacto ambiental y, finalmente, procedimiento de

evaluación de impacto ambiental.

Los datos obtenidos en su investigación proceden de:

El análisis de las declaraciones de impacto ambiental emitidas en España para

proyectos de grandes presas y publicadas en el BOE desde la entrada en vigor

del reglamento 1131/88;

El análisis normativo de sobre evaluación de impacto ambiental en cada

comunidad autónoma;

Las respuestas recibidas a las encuestas enviadas a colectivos profesionales

con interés en la materia como órganos ambientales de la administración,

colegios profesionales, asociaciones profesionales, empresas de consultoría.

En relación con las declaraciones de impacto ambiental, procede a realizar un

comentario cualitativo de aspectos significativos de cada uno de los expedientes

estudiados entre los años 1990 y 2003.

La autora continúa con una discusión de resultados dividida en cuatro apartados:

declaraciones de impacto ambiental, encuestas, diferencias normativas autonómicas

y contraste de hipótesis.

2.2.5.2.1. Análisis de las declaraciones de impacto ambiental

En este apartado se divide el estudio en el análisis de la memoria-resumen, el

análisis de la información pública y el análisis de plazos encontrándose que pocos



de los consultados responden a la encuesta lo que muestra escaso espíritu de

participación de las organizaciones consultadas.

El 41% de los proyectos en los que la respuesta a la consulta considera que

ocasionará impactos severos obtienen declaración de impacto ambiental favorable.

Por otro lado, la autora encuentra evidencias de que la participación en el periodo de

información pública es uno de los puntos más deficientes dentro del procedimiento

de evaluación de impacto ambiental ya que sólo el 41% de los proyectos analizados

cuentan con alegaciones de índole ambiental. Este hecho es explicado por la poca

difusión que tiene la publicación de los estudios de impacto ambiental en los

boletines oficiales correspondientes salvo entre reducidos grupos interesados.

Para el análisis de los plazos, Soca Olazábal considera los siguientes periodos:

Entre la remisión de la memoria al órgano ambiental y la respuesta al promotor;

Entre la publicación en el BOE de la información pública y el envío al órgano

ambiental del expediente;

Entre el envío del expediente y la emisión de la declaración de impacto

ambiental;

Resolución del procedimiento de evaluación de impacto ambiental.

La autora muestra que, el órgano ambiental no responde al promotor dentro del

plazo reglamentario empleándose, generalmente, entre 60 y 180 días que deben

imputarse, además de al órgano ambiental, al servicio de correos y la falta de

motivación a participar en los consultados que son requeridos reglamentariamente y

cuya desidia puede retrasar la decisión del órgano ambiental.

En relación con la exposición pública, se encuentra que, cuando hay alegaciones el

plazo hasta el envío del expediente al órgano ambiental se eleva hasta 270 días de

media, plazo que se reduce a 138 días cuando no hay alegaciones.

El dictamen del órgano ambiental lleva entre seis meses y un año en el 35% de los

casos si bien la redactora aclara los retrasos no son responsabilidad exclusiva del



órgano ambiental sino que el tiempo requerido se emplea en completar y corregir la

documentación aportada inicialmente por el promotor que es, además del principal

perjudicado, el causante indirecto de la demora.

En relación con el último periodo en estudio, el plazo de resolución de la declaración,

Soca encuentra que ningún expediente se resuelve antes de un año y menos de la

mitad antes de los tres años.

A continuación, en el análisis de los estudios de impacto ambiental a través de los

expedientes de declaración ambiental estudiados analiza los incumplimientos

reglamentarios, a tenor de lo establecido en el RD 1131/1988, más significativos y

que tienen que ver principalmente con:

estudio del proyecto y sus acciones,

inventario ambiental y descripción de interacciones clave,

identificación y valoración de impactos,

medidas protectoras, correctoras y programa de vigilancia ambiental,

documento de síntesis,

2.2.5.2.2. Análisis de encuestas

El amplio espectro de participantes (promotores, consultores, administración,

colegios profesionales, etc.) complica la concreción del tamaño de la muestra y el

análisis puramente estadístico por lo que la redactora realiza un estudio cualitativo

de los ítems encuestados que se limita a una descripción porcentual de las

respuestas obtenidas.

En general, concluye la redactora, el sector privado y el sector público aprecian de

forma muy diferente el papel que juega el procedimiento de evaluación de impacto

ambiental en la protección del medio ambiente.

2.2.5.2.3. Análisis de diferencias normativas

En este apartado se muestra que las diecisiete comunidades autónomas tienen

legislación propia de evaluación de impacto ambiental que trata de mejorar y

puntualizar la normativa básica que puede resumirse así:



Existe gran diversidad de términos y procedimientos relativos a la evaluación

de impacto ambiental a nivel autonómico;

En varias comunidades se establecen requisitos relativos a la capacitación de

los redactores del estudio de impacto ambiental;

En varias comunidades se exige la definición, en el proyecto, de las medidas

correctoras;

En algunas comunidades se establecen requisitos económicos en forma de

fianzas y avales proporcionales al presupuesto del proyecto;

En muy pocos casos se establecen requisitos formales sobre el contenido de

las declaraciones de impacto ambiental y sobre su vigencia y los plazos para

redactar los estudios de impacto ambiental.

2.2.5.2.4. Contraste de hipótesis

Tras el análisis de las encuestas y los expedientes de evaluación ambiental

analizados revisa la formulación de hipótesis para su confirmación o modificación.

La autora corrobora la hipótesis de partida “el procedimiento de evaluación de

impacto ambiental presenta serias deficiencias” con base en las siguientes

constataciones generalizadas:

en la mayoría de los casos, el estudio de impacto ambiental no es realizado por

equipos multidisciplinares;

falta información sobre determinadas acciones del proyecto;

No siempre se realiza análisis de alternativas agotando las posibilidades e

incluyendo la variable ambiental;

información muy extensa sin centrarse en el lugar afectado ni estudiando las

interacciones ecológicas clave lo que implica deficiente identificación y

valoración de impactos;

medidas correctoras sin diseñar ni presupuestar;

programas de vigilancia ambiental generalistas;

la información del órgano ambiental al promotor no es bien considerada;

no existen mecanismos que garanticen las respuestas a las preguntas al

órgano ambiental en tiempo;



hay deficiencias en la participación pública;

no se exige que se diseñen y presupuesten medidas para la protección del

entorno;

no está regulado el contenido de la declaración de impacto ambiental;

Igualmente, se corrobora la hipótesis “el proceso proyectual necesita integrar de

forma eficiente la variable ambiental” de acuerdo con los siguientes asertos de la

autora:

no siempre se incorporan al proyecto medidas preventivas, correctoras y

compensatorias pese a que pueden ocasionar cambios considerables en la

actuación proyectada;

la redacción del estudio de impacto ambiental al margen del proyecto dificulta

que se adopten medidas preventivas, correctoras y compensatorias al no haber

sido calculadas ni presupuestadas adecuadamente;

muchos problemas de ampliación, modificación sustancial o rechazo de

proyectos tienen su origen en la no incorporación de la variable ambiental

desde la primera fase.

A la vista de las deficiencias evidenciadas en su investigación, Soca, propone, para

solventarlas, algunas medidas proyectuales, administrativas y legislativas.

Al objeto de la presente tesis, son de interés las propuestas realizadas en el ámbito

del proceso proyectual.

Así, la investigadora establece que la variable ambiental se debe incluir desde las

primeras etapas de concepción del proyecto de modo que la protección del entorno

se contemple como una fase más de la obra y se incorpore completamente en los

documentos del proyecto.

En una segunda fase proyectual, a nivel de ingeniería básica, debe elaborarse el

estudio de impacto ambiental a fin de iniciar el procedimiento de evaluación

ambiental con el proyecto básico y poder incorporar los condicionantes de la

declaración de impacto ambiental en el tercer nivel proyectual o de ingeniería de



detalle.

El análisis de alternativas debe incorporarse en el primer nivel proyectual a fin de

descartar en las primeras etapas aquellas más dañinas para el entorno y poder

presentar el estudio de impacto ambiental sobre la alternativa que se haya decidido

detallar en el proyecto básico.

La inclusión de la variable ambiental cambia las técnicas convencionales de decisión

para pasar a utilizar técnicas de análisis multicriterio por lo que se necesita

incorporar en la primera fase del proyecto la valoración de la afectación que cada

alternativa puede causar al entorno.

Dada la importancia de este aspecto, Soca propone “un método para poder

introducir desde la primera fase el análisis ambiental de las alternativas, a pesar de

las indefiniciones que existen en esta fase del proceso proyectual” (Soca Olazábal

2004, página 219).

El propósito fundamental de la metodología es eliminar las alternativas que

notoriamente causen un mayor impacto para desarrollar los estudios de impacto

ambiental sólo en aquellas con más posibilidades de realización.

Soca elabora una lista de acciones del proyecto para que el equipo redactor del

estudio de impacto ambiental comience a trabajar lo más anticipadamente posible a

fin de que los aspectos técnicos y ambientales puedan interrelacionarse cuanto

antes de modo que se logre una verdadera integración de la variable ambiental.

Destaca, entre los impactos, aquellos críticos relacionados con costosas medidas

correctoras o fuerte rechazo social. En caso de no darse estas circunstancias, que

invalidarían la alternativa, se pasa a al análisis propuesto por la autora y que

consiste en lo siguiente.

En una matriz se relacionan las principales acciones del proyecto con los factores

ambientales del medio evaluando las interacciones considerando los siguientes

factores.



Signo: positivo para impactos beneficiosos y negativo para los perjudiciales;

D= destrucción del factor: puntual, parcial o total (1, 2 y 4);

Rg= regularidad de la manifestación: continuo, periódico o irregular (3,2 y 1);

Rc= recuperabilidad: irrecuperable, recuperable, mitigable, compensable o

reversible (6,4,3,2 y 1);

P= persistencia: temporal o permanente (1 y 2);

SSA= incremento del efecto: simple, acumulativo o sinérgico (1,2 y 3);

Im= importancia del factor: irrelevante, relevante o protegido (1, 2-4 y 12).

Tras definir detalladamente estos parámetros, la autora propone la siguiente

expresión para valorar lo significativo del impacto:

S=±(2D+3Im+Rg+Rc+P+SSA)

Los resultados se clasifican en tres categorías según su rango:

poco significativo (S<15), para los que no son necesarias medidas correctoras;

significativo (15≤S≤26), para las que son necesarias medidas correctoras;

muy significativo (S>26), en los que las medidas pueden ser costosas y pueden

obtenerse impactos críticos al desarrollar el estudio de impacto ambiental.

2.2.5.3. Esteban Pérez (2009)


Esteban Pérez supone como precedente en su tesis “propuesta de una metodología

para la implantación de parques eólicos offshore”.

En la parte introductoria y expositiva, la redactora manifiesta, en relación con la

energía eólica marina que, a la vista de los desarrollos europeos, “… parece haberse

producido el boom en este campo”; pese a lo cual “…no se ha llegado a establecer

una estrategia de implantación… para este tipo de proyectos” (Esteban Pérez 2009,

página III).

Cubrir este vacío es el propósito de la investigación de Esteban Pérez que consiste

en la elaboración de una metodología estableciendo“…las bases conceptuales para

el posterior desarrollo de herramientas de gestión de este tipo de instalaciones



dentro de un marco de desarrollo sostenible” (Esteban Pérez 2009, página 1-7).

Este desarrollo metodológico se realiza en dos fases de las que la primera consiste

en la identificación de factores que deben tenerse en cuenta en el desarrollo de este

tipo de proyectos y que son, según la autora: el territorio, el terreno, las propiedades

físico químicas de la atmósfera y el océano, el viento, el oleaje, las corrientes, el

nivel del mar, la geodinámica interna y externa, la bioceonosis, el marco regulatorio,

las actividades humanas, los aerogeneradores, las torres meteorológicas, la

conexión eléctrica, las cimentaciones de los componentes de la instalación, la

logística y la rentabilidad económica.

Corresponde también a la primera fase la determinación de las influencias y grado

de incidencia de cada uno de los anteriores factores en el diseño de la instalación.

La segunda fase consiste en el desarrollo metodológico propiamente dicho que

desarrolla pautas para acompañar el proyecto de eólico con una primera etapa de

análisis de alternativas y una posterior etapa de diseño de soluciones.

2.2.5.3.1. Análisis de alternativas

La generación de alternativas, para su posterior estudio de viabilidad, se plantea con

base en criterios económicos en función de cuatro aspectos: el marco regulatorio, el

recurso eólico, la batimetría y la capacidad de evacuación de las infraestructuras

existentes.

El marco regulatorio.

La importancia del marco regulatorio se resume con las propias palabras de la

propia redactora “…se ha definido éste como factor a estudiar en primer lugar

ya que su análisis podría permitir descartar una zona tan extensa como un

país” (Esteban Pérez 2009, página 4-11).

En su investigación, Esteban Pérez, muestra que España se encuentra en una

posición destacada respecto a la valoración que el sector hace sobre el interés

por la legislación e incentivos específicos en diferentes países.



El recurso eólico.

En la investigación se expone que la rentabilidad del proyecto está íntimamente

ligada al potencial eólico existente y, por tanto, este factor es esencial en la

fase de generación y eliminación de alternativas.

En las fases tempranas de concepción es suficiente el conocimiento de las

velocidades medias a la altura de operación de las aeroturbinas marinas

(aproximadamente 100 m sobre el nivel del mar) permitiendo, con el

conocimiento y tecnologías actuales (tanto de maquinaria como de

cimentaciones), descartar todo emplazamiento donde la velocidad media sea

inferior a 6 m/s y teniendo mayor confianza sobre la viabilidad por encima de

los 8.5 m/s.

A este nivel de generación de alternativas, la herramienta de los mapas eólicos

generales resulta suficiente salvo que la información de detalle sea accesible e

interpretable sin demasiado esfuerzo.

La batimetría.

La autora expone que actualmente existe una restricción asumida sobre la

construcción de parques eólicos marinos en profundidades mayores de 50 m

debido al compromiso sobre la rentabilidad que supone la complejidad que,

previsiblemente, será superada por los avances técnicos si bien no deja de ser

un factor enormemente condicionante.

En esta fase de generación de alternativas, el análisis se basa en el estudio de

los mapas batimétricos disponibles de la cartografía marina.

La capacidad de evacuación existente

La viabilidad de un emplazamiento está claramente condicionada por la

infraestructura existente para evacuar la energía por lo que es necesario un

estudio de la capacidad prevista en el momento de puesta en servicio de la

planta eólica que según Esteban Pérez (Esteban Pérez 2009, página III), “Se

puede estimar que, en un caso optimista, dicha fecha estará en un rango de 5 a

10 años…”.

Así, en el caso español, se han de tener en cuenta los planes de refuerzo del



sistema por parte del operador Red Eléctrica de España lo que podría llevar a

descartar determinadas zonas marinas que hasta este punto del análisis

podrían resultar atractivas.

Resultado de la generación de alternativas.

Tras los filtros anteriores, la autora propone registrar en un SIG las alternativas

generadas con una valoración de su interés considerando que éste será tanto

mayor cuanto:

menor sea la profundidad del fondo marino,

mayor sea el recurso eólico esperado,

mayor sea la capacidad de evacuación de la red,

mayor sea la extensión de la zona,

menor sea la distancia a la costa.

2.2.5.3.2. Viabilidad de alternativas

De acuerdo con los intereses del promotor se desarrollan varias alternativas si bien,

a los efectos de la propuesta metodológica, se plantea el desarrollo de una única

alternativa.

El proceso a seguir en el análisis de alternativas comienza con la delimitación del

polígono de la instalación y del pasillo de evacuación a fin de analizar otras posibles

incompatibilidades entre el parque eólico y el entorno.

Una vez admitida la compatibilidad debe determinarse la configuración en planta de

la instalación con la ubicación de todos los aerogeneradores lo que permitirá calcular

la producción estimada del parque y proporcionar así un primer dato básico para

determinar la rentabilidad.

Si tras este proceso se llegara a la inviabilidad de la alternativa se procede

igualmente con el siguiente elemento de los listados en la generación de

alternativas.

La poligonal y pasillo de evacuación.



La poligonal y el pasillo de evacuación delimitan la región en las que se ubican

los equipos del parque (aerogeneradores, torres de medición, subestación del

parque y cableado de interior) así como el corredor por el que discurre el

cableado de evacuación del parque.

En este apartado, se propone que se utilicen los mismos criterios expuestos en

la fase de generación de alternativas a fin de permitir un análisis rápido y de

bajo coste de las posibles poligonales del área elegida.

Esta propuesta de repetir el análisis de la generación de alternativas no resulta

una redundancia innecesaria y tiene su fundamento en que es posible

incorporar en esta etapa criterios adicionales como la potencia nominal exigida

a la instalación amén de que ahora se trata de una evaluación de mayor detalle

que la realizada en la etapa de generación de alternativas.

Los requisitos de potencia vienen impuestos por la necesidad de lograr la

mayor rentabilidad de la inversión al reducir el ratio entre costes fijos y potencia

instalada si bien, un mayor tamaño de las turbinas lleva aparejado un mayor

tamaño del parque debido al necesario distanciamiento entre turbinas

(proporcional al diámetro) para evitar pérdidas de rendimiento por turbulencias

inducidas entre máquinas próximas.

La autora llama la atención sobre la importancia de la distancia a la costa

entendiendo ésta en un doble sentido; por un lado la distancia a los puertos

base a fin de facilitar y abaratar las operaciones de construcción y

mantenimiento, mientras que, por otro lado, la distancia al punto de evacuación

de la energía eléctrica tiene repercusión en los costes del cableado así como

en las pérdidas de conducción de energía.

En su investigación, Esteban Pérez indica que la batimetría impone

condicionantes técnicos relacionados con las cimentaciones de los

aerogeneradores que en la actualidad ya se están solventando lo que permite

eliminar otro problema que es el impacto por contaminación visual y acústica

siendo ésta la primera referencia de explícito contenido medioambiental que se

encuentra en la metodología propuesta.

En relación con este aspecto, la autora indica que no hay experiencia



acumulada suficiente para sugerir criterios más allá de los propios de cada

proyectista de acuerdo con las prácticas y sensibilidades propias de cada

emplazamiento podrían, en un futuro, estar reguladas reglamentariamente de

acuerdo con las zonificaciones y los criterios para los concursos de derechos

sobre el dominio marino.

En su repaso de criterios para el análisis de la poligonal incluye las actividades

humanas indicando que algunas de estas son compatibles o compatibilizables

con las instalaciones eólicas marinas si bien añade, son necesarios contactos,

consultas y análisis específicos en cada posible emplazamiento,

particularmente considerando la compatibilidad con el tráfico marítimo y el

trazado del pasillo de evacuación a fin reducir o rediseñar la poligonal o,

incluso, descartar el emplazamiento.

En relación con el paisaje, la investigadora destaca la importancia que tiene el

hecho que el parque formará parte del paisaje aunque resta importancia a este

hecho en términos comparados con los parques terrestres ya que éstos se

observan desde menor distancia.

La incompatibilidad con el entorno.

Pérez Esteban incluye las consideraciones ambientales, tras la delimitación de

la poligonal y el pasillo de evacuación, mediante cinco factores: los fenómenos

naturales de riesgo, el recurso eólico, la caracterización del sustrato, la

biocenosis, la dinámica oceánica y las propiedades físico-químicas de la

atmósfera y del océano.

Todos estos factores deben ser tratados simultáneamente, según la

metodología propuesta y desarrollados al mismo tiempo que los trabajos de

campo ya reseñados para la valoración del impacto en las actividades

humanas.

En relación con los fenómenos naturales de riesgo la autora propone descartar

aquellas áreas expuestas a fenómenos tales como huracanes, terremotos y

tsunamis. En este nivel de análisis se trata de realizar una evaluación de

riesgos para descartar determinadas zonas o para, en caso contrario,



considerar los riesgos identificados en la fase de ingeniería de detalle.

La valoración de recurso eólico en este nivel de estudio tiene importancia

capital por su impacto en la rentabilidad-viabilidad del proyecto, ya que la

energía obtenida es función del cubo de la velocidad del viento, así como por la

necesidad de proporcionar datos fiables para el posterior diseño de detalle de

las estructuras.

En relación con el sustrato, en la metodología propuesta se sugiere realizar

trabajo de gabinete para completar el conocimiento batimétrico con datos

geológicos si bien se indica que deben realizarse trabajos de campo y sondeos

complementarios a fin de caracterizar el sustrato, necesidades de modificación

de la capacidad portante del terreno o, incluso la batimetría existente.

En este punto y debido al inevitable grado de desconocimiento, la redactora

propone considerar la hipótesis de estructura tubular pilotada como fórmula

para evaluar la viabilidad del emplazamiento.

La consideración de la biocenosis es el siguiente factor específicamente

medioambiental que Esteban Pérez incluye en su propuesta metodológica

como propia del estudio en gabinete de las posibles zonas protegidas, los

posibles impactos ambientales y la necesidad de completar los datos

disponibles mediante trabajos de campo.

En la metodología propuesta, la investigadora se detiene en la dinámica

oceánica como factor que puede afectar a la viabilidad de los parques eólicos

marinos y expone la situación de privilegio de España por su amplia red de

boyas de medición que proporcionan datos reales para la mejor modelización

del oleaje para la caracterización de los regímenes medio y extremo que deben

ser considerados como acciones de diseño.

En este apartado, Esteban Pérez, incluye la acción de las corrientes marinas

como factor a considerar en el diseño y, por ello, con repercusiones en la

viabilidad del proyecto por su doble impacto: erosivo del fondo lo que podría

llevar a socavar la cimentación y como acción a tener en cuenta en el diseño

estructural. Como en el caso del oleaje, la autora expone diversos criterios de

modelización y deposita en ellos la confianza necesaria para estimar la



importancia de este factor.

La configuración en planta.

El diseño en planta, se plantea en esta metodología como un proceso

simultáneo y recurrente de revisión de los condicionantes previamente

expuestos y de la introducción de nuevos elementos específicos del parque

definitivo como son torres meteorológicas y subestaciones de transformación.

En esta fase ya se incorpora una tipología de aerogenerador con base en las

características eólicas y atmosféricas de la zona en estudio lo que implica que

se tomen los datos de los fabricantes en cuanto curvas de potencia, a las

separaciones entre máquinas y entre alineaciones.

Los diferentes fabricantes y las diferentes máquinas de cada uno de ellos dan

lugar a varias propuestas de distribución en planta que deben incluir el número

y ubicación de torres de medición y control así como las subestaciones

eléctricas.

En relación con el diseño de detalle del lay out Esteban Pérez sugiere como

herramienta modelos microescalares que incluyan la información de los

fabricantes sobre efectos estela así como todos los demás condicionantes

revisados hasta el momento aunque como escribe la investigadora “…al

técnico responsable del diseño se le debe pedir sobre todo sentido común…Es

decir, dicho técnico debe ser capaz de analizar el problema de una manera

integral…” (Esteban Pérez 2009, página 4-79).

Análisis de la rentabilidad económica

Hasta esta fase, la metodología propuesta establece umbrales a fin de

descartar emplazamientos claramente inviables.

Llegados a este punto, la investigadora profundiza en su propuesta

metodológica en las valoraciones encaminadas a analizar la rentabilidad

económica de la inversión a fin de iniciar o no la tramitación del proyecto.

Con este propósito, se deben reconsiderar todos los factores analizados en las

etapas previas y aproximar una solución de cimentación (superficial o profunda)

con base en la profundidad y en las características geotécnicas del fondo; en



general acepta la recomendación de cimentaciones de gravedad hasta 25m de

profundidad y trípodes o jackets para profundidades entre 25 m y 50m.

Con los datos recopilados hasta este punto y los precios de mercado debe

llegarse a una estimación de costes y beneficios si bien no se proporcionan

más pautas que la recopilación de datos lograda hasta esta fase y la

comparación de inversiones con las centrales terrestres y las marinas

existentes.

2.2.5.3.3. Toma de decisión

Las etapas metodológicas hasta aquí descritas son las propuestas de Esteban Pérez

para lograr, a un bajo coste, alternativas viables desde los puntos de vista

medioambiental, técnico y económico lo que permite, con los estudios básicos

realizados en las fases precedentes, proceder al diseño de detalle de la instalación.

Con este fin, la investigadora propone cuatro etapas básicas consistentes en:

mejorar las caracterizaciones realizadas hasta este punto sobre el terreno, el

recurso eólico y el clima marítimo;

determinar el impacto de la instalación;

realizar el diseño de detalle;

comprobar definitivamente la rentabilidad del proyecto revisado.

La mejora de la caracterización del terreno, el clima y el recurso se plantean como

elementos separados si bien la redactora recomienda organizar una campaña de

toma de datos in situ a fin de optimizar los costes de esta prospección.

En todo caso, la caracterización exhaustiva del terreno es mostrada como una fase

esencial a fin de caracterizar tanto el relieve y la batimetría detallada como las

propiedades geotécnicas del fondo en distintas profundidades mediante cualquiera

de los instrumentos técnicos disponibles.

Se señala que los trabajos de campo deben ser diseñados y supervisados por

especialistas en geotecnia con una idea básica de la cimentación prevista aunque

aún no se haya determinado la tipología a emplear y con la idea clara de que, una



vez avanzado en el diseño de detalle, deberá realizarse una nueva campaña de

caracterización geotécnica conociendo la posición y tipo de las cimentaciones.

Como en el caso anterior, es necesario mejorar la caracterización básica preliminar

mediante una campaña de mediciones in situ adecuadamente diseñada en el tiempo

y el espacio a fin de calibrar los datos generales de las etapas preliminares y

caracterizar del mejor modo posible las condiciones medias y extremas del oleaje,

de las corrientes, salinidad y temperatura en diferentes periodos y profundidades.

Estos datos son fundamentales para establecer las acciones en el diseño de detalle

de la estructura así como en el diseño de los sistemas de protección frente a la

corrosión o la acción del hielo.

En relación con la mejora de la caracterización del recurso, pese a que la toma de

datos in situ supone un importante coste, se recomienda la instalación de una torre

con este fin específico dada la importancia que el recurso eólico tiene en la

rentabilidad del proyecto por encima de cualquier trabajo de gabinete tendente a

revisar y mejorar las previsiones a partir de mapas eólicos.

El impacto de la instalación debe ser, igualmente, revisado en esta fase del proceso

a fin de mejorar las estimaciones de las etapas preliminares que se centraron en el

impacto sobre los medios bióticos, las actividades humanas y el paisaje.

Para mejorar este conocimiento, la investigadora propone apoyarse en estudios de

impacto ambiental disponibles de otras actividades desarrolladas en el área marina

de interés. Junto a este trabajo de gabinete propone la adopción de las

recomendaciones dadas por países como el Reino Unido que cuentan con notables

experiencias en el desarrollo de esta industria.

Esteban Pérez expone la insuficiente experiencia acumulada como un factor de

incertidumbre en materia medioambiental que debe conllevar un más intenso trabajo

en el diseño de planes de medidas compensatorias, correctoras y de vigilancia.

Por este motivo se enfatiza la necesidad de una adecuada monitorización de las



fases de instalación y operación para, como se hace en parques ya en

funcionamiento, aprender sobre el impacto real de estas instalaciones.

Algunas de las actividades humanas a las que se presta particular atención son la

navegación aérea y marítima así como las telecomunicaciones generales y las

específicamente relacionadas con el control de ambos tráficos.

En relación con el tráfico marítimo se hace mención al análisis de riesgos basados

en una matriz de probabilidad y consecuencias.

En cuanto al impacto visual plantea como herramientas la simulación infográfica y

posterior consulta, mediante encuestas, a las poblaciones fijas y estacionales.

El impacto acústico es considerado irrelevante y reducido sólo a las actividades

lúdicas o las pesqueras.

Igualmente considera irrelevante aunque previsible el impacto de la modificación de

la dinámica litoral que pueden estudiarse mediante modelizaciones.

En este punto, la investigadora propone iniciar el diseño de detalle partiendo del

esquema eléctrico que resulta relevante para el diseño de la subestación del parque

para proseguir con el diseño de cimentaciones y estructuras así como con

determinación de aspectos relativos a la ejecución como logística y señalización.

En el apartado eléctrico reclama la necesaria participación de especialistas en

proyectos eléctricos que participen concurrentemente en el proyecto de detalle. Se

hace, igualmente, una mención especial a la decisión sobre el cableado de

evacuación y al interior del parque en cuanto a sus necesidades de protección:

canalizado en zanja, cubierto por escollera o apoyado y sujeto por lastrado para lo

que se remite a la exposición a las acciones debidas, principalmente a la actividad

pesquera de arrastre.

En cuanto a las bases de diseño se propone aplicar cualquiera de los códigos

técnicos de construcciones marinas a fin de determinar con claridad las acciones y



otras especificaciones a considerar en el cálculo estructural.

La determinación de la tipología de la cimentación condiciona el posterior diseño de

detalle de la estructura sobre el que, Esteban Pérez indica que pueden emplearse

diversos códigos internacionalmente reconocidos y basados, la mayoría de ellos, en

la comprobación de los estados últimos accidentales, de servicio y de fatiga. Aporta

en este aspecto la recomendación de hacer una comprobación individual para cada

una de las estructuras a fin de determinar posibles diferencias en las acciones o en

las características del terreno así como considerar posibles socavaciones del terreno

y elementos auxiliares como amarres, helipuertos, accesos y elementos de conexión

del cableado.

Finalmente, en la propuesta metodológica, se encara el diseño de otros aspectos

como los relativos a señalización y balizado, logística

En relación con la logística se deben considerar acciones en tierra tales como

adaptación de viales para el transporte especial de equipos así como adaptación de

instalaciones portuarias existentes, construcciones administrativas auxiliares,

acondicionamiento y mejora de la capacidad portante de los fondos para el apoyo de

embarcaciones auxiliares tipo jack-up, etc.

Terminado el diseño de detalle de la instalación procede una comprobación de la

rentabilidad global ya que la incertidumbre inicial ha sido considerablemente

reducida.

En toda esta propuesta metodológica de Esteban Pérez se debe apreciar y valorar

positivamente la exposición global del complejo problema técnico y administrativo

del desarrollo eólico marino.

Finalmente, como síntesis sobre la investigación de Esteban Pérez puede decirse

que reúne, sintetiza, ordena y prioriza lo más significativo de las investigaciones

previas desarrolladas por COWRIE en particular las investigaciones ya referidas

BWEA (1994), BWEA (2002) BERR (2004).



Debe valorarse particularmente la propuesta de Esteban Pérez por adelantarse dos

años a la propuesta presentada por el IDAE en “Energía eólica”, Análisis del recurso. Atlas

eólico de España. Estudio técnico PER 2011-2020 en el que se establecen sucesivamente diversos

filtros a fin de acotar la superficie potencialmente explotable.



2.3. ANÁLISIS DE POLÍTICAS

2.3.1. POLÍTICA COMUNITARIA

En el tratado de la Unión Europea15, firmado en Maastricht (1992) y modificado en

Amsterdam (1997), no se define ni menciona expresamente el medio ambiente entre

los objetivos generales de la Unión si bien, este vacío se subsana mediante

objetivos específicos medioambientales en el resto del articulado.

Para 1986, cuando se produce la primera gran revisión de los tratados de Roma16, y

al amparo de los tres primeros programas de acción medioambiental17, ya existía

amplia legislación comunitaria de carácter secundario que fue percibida como

legislación medioambiental básica regulando aspectos sobre agua, aire, ruido,

productos químicos, conservación natural, residuos y otros aspectos generales.

Pese al aparente déficit de concreción en la definición de los objetivos y alcance de

la política ambiental comunitaria, la amplia definición de los objetivos generales no

deja fuera de las competencias comunitarias ningún área de la política ambiental.

Por otro lado, la CEE18 se ha adherido a numerosas convenciones internacionales

de carácter mixto, en las que las competencias se reparten entre la Comunidad y los

Estados Miembro, normas a las que hay que añadir las disposiciones ambientales

en diferentes formas jurídicas, que la CEE y, posteriormente la UE 19 , han ido

15Modifica los Tratados fundacionales de las Comunidades Europeas: París (1951), Roma (1957) y Acta única

europea (1986).

16Establecen la Comunidad Económica Europea (CEE) y la Comunidad Europea de la Energía Atómica

(Euratom) que se unen a la ya existente Comunidad Europea del Carbón y del Acero (CECA) constituida mediante el tratado de París en 1951.

17 1973, 1977 y 1983

18 La Comunidad Económica Europea (CEE) fue una organización internacional creada por los Tratados de

Roma del 1957 (en vigor desde el 1958), con la finalidad de crear un mercado común europeo.

19 La Unión Europea (UE) es una comunidad política de Derecho nacida para propiciar y acoger la integración y

gobernanza en común de los pueblos y de los Estados de Europa. Fue establecida con la entrada en vigor el Tratado de la Unión Europea, el 1 de noviembre de 1993. Inicialmente se fundaba sobre las tres Comunidades Europeas preexistentes (CECA, EURATOM y CEE/CE) con la entrada en vigor, el 1 de diciembre de 2009, del Tratado de Lisboa, la Unión Europea sucedió por completo a las CC.EE. y asumió con ello su personalidad



adoptando desde su constitución.

2.3.1.1. Política ambiental

Por las razones expuestas, no puede esperarse encontrar ni una relación exhaustiva

ni jerarquizada de los objetivos ambientales ya que éstos se encuentran dispersos

tanto en el tiempo como en las normas y su articulado.

Esto obliga a que los organismos comunitarios, deban adoptar soluciones de

compromiso a fin de resolver las dificultades que surgen al intentar alcanzar el

máximo de objetivos.

Por dar un ejemplo, son frecuentes los conflictos entre el establecimiento de un

mercado único y la necesidad de la protección ambiental a través del principio de

precaución.

2.3.1.1.1. Objetivos ambientales de la política comunitaria

Desarrollo sostenible

El tratado de Amsterdam (1997) introduce, en la legislación europea, el concepto de

desarrollo sostenible si bien no lo define, del mismo modo que el tratado de

Maastricht (1992) introduce (igualmente sin definición) el concepto de crecimiento

sostenible.

Se ha de descender al segundo nivel de legislación comunitaria para encontrar una

definición de desarrollo sostenible si bien ésta resulta más descriptiva que precisa

por lo que tal como sostiene Krämer (2000) el alcance y contenido legal del concepto

siguen siendo algo inconcreto.

Esto, entre otras cosas, ha provocado un cierto efecto inflacionario en el uso del

término “sostenible” que, en la práctica, ha servido para dar un color verde a

numerosas iniciativas de cualquier naturaleza. Así, el concepto “desarrollo

jurídica única como sujeto de Derecho internacional.



sostenible” más que un concepto legal proporciona una guía de acción política.

Alto nivel de protección

Aunque el objetivo aparece en diversos tratados en ningún artículo se especifica qué

es un alto nivel de protección por lo que la forma más eficaz de determinar qué se

debe entender por “alto nivel” es examinar la normativa desarrollada en los Estados

Miembro con fuertes medidas de protección ambiental tal como sugiere Krämer

(2000).

Los procedimientos previstos permiten que aun cuando la Comisión haga una

propuesta de “alto nivel”, el Consejo pueda alcanzar un acuerdo (aunque sólo por

unanimidad) y adoptar una propuesta que reduzca el nivel de protección.

Por otro lado, el Parlamento Europeo puede actuar contra la Comisión si ésta hace

una propuesta no basada en el alto nivel de protección ambiental aunque esta

teórica posibilidad no ha sido puesta en práctica ya que, hasta la fecha, la Comisión

y el Consejo han considerado todas las propuestas de alto nivel de protección.

2.3.1.1.2. Principios de la acción ambiental comunitaria

Subsidiariedad

Este principio se incluyó por primera vez en el tratado de 1986 aunque limitado a

asuntos ambientales.

Los tratados de Maastricht y Amsterdam revisan y amplían la definición,

estableciendo 13 detallados puntos que definen reglas para la aplicación del

principio de subsidiariedad y proporcionalidad.

La discusión de este principio continúa a nivel comunitario, desde la firma del tratado

de Maastricht, particularmente en lo relativo a la desregulación y la simplificación de

la legislación con especial intensidad en el ámbito del agua.

No es fácil determinar si los objetivos de las políticas ambientales se alcanzan mejor

a nivel Comunitario o a nivel de Estado Miembro sobre todo considerando las

diferencias de las políticas ambientales de los Estados Miembro entre los que se



encuentran algunos convencidos de la necesidad de medidas de protección

ambiental y otros cuya regulación se limita a la mera transposición de las medidas

adoptadas a nivel comunitario.

Por este motivo, la acción reguladora a nivel comunitario suele servir como garantía

de que todos los Estados Miembro adoptan medidas y plazos de aplicación similares

con lo que se evitan desequilibrios y distorsiones en la unidad de mercado interior.

Integración

Con antecedentes en los tratados de Roma de 1986, el articulado actual está

formulado de modo que el principio de integración puede ser aplicado directamente

considerando la doctrina del Tribunal de Justicia de la Unión Europea.

Este principio establece que los aspectos ambientales deben tomarse en cuenta por

completo en la elaboración e implantación de otras políticas partiendo de la base

conceptual de que los requisitos medioambientales y, consecuentemente sus

políticas, no pueden tomarse aisladamente sobre asuntos específicos sino que

deben considerarse globalmente.

Precaución

Aunque el principio de prevención ha estado presente en la regulación europea

desde 1986 (Tratados de Roma), el principio de precaución no ha sido incluido en el

articulado hasta 1993.

Como en otros casos, la falta de definición del concepto hace que tanto su origen

como contenido no estén claros y haya un amplio margen para la interpretación.

En este sentido se ha ganado en claridad con la adhesión a la Convención de

Protección del medio ambiente marino del Atlántico nororiental (OSPAR).

Este principio se mencionó en la Declaración de la Conferencia de las Naciones

Unidas en Río de Janeiro en 1992 y se entiende que permite justificar las medidas

comunitarias aún en el caso de no existir evidencias científicas concluyentes acerca

de los daños al medio ambiente.



Prevención

No está claro en qué medida, este principio tiene contenidos independientes de los

del principio de precaución aunque el modo en que los principios han ido

incluyéndose en los tratados parece indicar que no hay independencia de contenidos

y que no hay acción comunitaria que pueda estar bajo uno de los principios sin estar

bajo el otro.

Dado que ambos se emplean simultáneamente de forma conjunta y que no existe

definición para ninguno de ellos en los tratados de la CEE ni de la UE no se aprecia

el valor legal de uno de los principios respecto al otro por lo que de acuerdo con

Krämer (2000) deberían tomarse como sinónimos.

Rectificación en origen

Incluido en el tratado de 1986 representa más un propósito que una realidad. De

hecho, por poner un ejemplo, la aplicación de este principio a los daños ambientales

producidos por los vehículos tendría importantísimas implicaciones en el empleo, la

investigación y la economía para las que ningún país parece preparado ya que la

rectificación en origen del daño prácticamente obligaría a la eliminación de los

vehículos o la absoluta priorización del transporte público, incremento de impuestos

a los combustibles, restricciones a los diseños y prestaciones de los vehículos, etc.

Quien contamina paga

Aunque el principio existe desde 1973, no ha sido introducido hasta el tratado de

1986. Por otro lado existe alguna controversia en relación con la interpretación de lo

que se considera contaminador y lo que se considera pago.

El debate abierto permite aclarar que el principio fue originalmente un principio

económico y se entendió bajo la idea de que los costes asociados a la reparación

ambiental no podía recaer en la sociedad vía impuestos sino que el agente causante

del daño debía afrontar tales costes.

Esta idea, conceptualmente simple, se complica en su aplicación práctica si se

tienen en cuenta las políticas de subvención y ayudas que no dejan de ser



transferencias de recursos de los ciudadanos a agentes contaminadores, real o

potencialmente, que pueden, por estas vías, eludir parcialmente la aplicación estricta

del principio.

2.3.1.1.3. Protección de océanos

Pese a estar en el espíritu de la política ambiental comunitaria la solución de los

problemas globales o regionales, no hay ninguna medida comunitaria que proteja

expresamente el ambiente marino aunque muchas de las directivas sobre calidad y

uso de aguas continentales también son aplicables a las aguas marinas.

Incluso en estas directivas, sólo se han considerado los mares adyacentes al

territorio comunitario y, como una extensión el océano Atlántico.

Una aproximación diferente en cuanto a la estima ambiental se toma en el contexto

de la política comunitaria de pesca que se ha relacionado estrechamente dentro del

marco de la política común de transporte.

Por otro lado, la Unión Europea se ha adherido a convenciones internacionales

relativas al ambiente marino, la mayoría de las cuales, se han completado con

protocolos a los que la Unión también se ha adherido.

2.3.1.2. Política energética

La política energética comunitaria se desarrolla sin una expresa base legal en el

tratado de constitución, situación que no ha cambiado tras las modificaciones de

1997 pese a los esfuerzos políticos de la Comisión Europea respecto a este asunto.

La carencia de competencias expresas en el tratado no impide que en el articulado

se prevea la creación de redes transeuropeas, entre otras cosas, en el área de

infraestructuras energéticas.

Hasta la fecha, la política comunitaria en materia de energía ha seguido los tres

siguientes objetivos: seguridad en el suministro, incremento de la competitividad y

calidad de vida de los ciudadanos, incluida la protección medioambiental.



De este modo, el medio ambiente se identifica como uno de los objetivos de las

medidas de la política energética comunitaria caso que no se produce en el marco

de otras políticas comunitarias.

Una de las razones para el lento progreso en el cumplimiento de estos objetivos es

que los Estados Miembro, junto al deseo de mantener la responsabilidad de las

medidas de política energética, han apoyado enormemente las propias fuentes

nacionales de energía.

Los tratados del carbón y el acero, así como el Euratom proporcionaban un marco

regulatorio en materia energética aunque ambos han perdido, por motivos políticos,

tecnológicos y económicos, el fundamento de sus orígenes de modo que hoy día

todas las otras fuentes de energía son objeto de regulación en el Tratado de la

Unión.

La variedad e importancia de los impactos ambientales que la generación, transporte

y uso de la energía, junto con los debidos al despliegue de las infraestructuras

necesarias, mantienen abierto el debate acerca del más adecuado mix energético a

fin de cumplir los objetivos de la política energética y conciliar la protección

ambiental con la independencia energética y la seguridad de su suministro en

condiciones competitivas.

Desde el final de los 80, diversas medidas, se ha adoptado con el fin de reducir el

impacto sobre el medio ambiente proponiendo diferentes estrategias como el ahorro

y eficiencia energética con incentivos vía subvenciones y/o impuestos así como el

impulso de energías renovables.

En este sentido, el Consejo se muestra, políticamente, de acuerdo con la promoción

de las energías renovables si bien es prudente en cuanto a la adopción de

compromisos.

A principios de 2007, la Unión Europea presentó una nueva política de la energía

con el fin de comprometerse decididamente en una economía de bajo consumo de



energía más segura, más competitiva y más sostenible.

En esta nueva política se sostiene que la respuesta más eficaz a los desafíos

energéticos, radica en una política común que sitúe de nuevo a la energía en el

centro de la actividad europea, al igual que lo estuvo en el origen con los Tratados

constitutivos de la Comunidad Europea del Carbón y del Acero (Tratado CECA) y la

Comunidad Europea de la Energía Atómica (Tratado Euratom), respectivamente en

1951 y 1957.

Los instrumentos basados en el mercado (esencialmente tasas, subvenciones y

régimen de intercambio de derechos de emisiones de CO2), el desarrollo de las

tecnologías energéticas (en particular las tecnologías dedicadas a la eficiencia

energética y a las energías renovables, o las tecnologías con bajas emisiones de

carbono) y los instrumentos financieros comunitarios apoyan la consecución de los

objetivos políticos.

En la nueva política energética se reconoce que la Unión Europea se enfrenta a

serios desafíos energéticos relacionados con la sostenibilidad y las emisiones de

gas de efecto invernadero así como la seguridad en el suministro, la dependencia de

las importaciones y la competitividad e implantación efectiva del mercado interno de

la energía.

Así, la Unión Europea intenta liderar una nueva revolución industrial y crear una

economía de alta eficiencia energética con baja emisión de CO2, basada en una

energía más segura, competitiva y sostenible para lo que se han establecido una

serie de importantes objetivos prioritarios.

Éstos incluyen asegurar un adecuado funcionamiento del mercado interno de la

energía, la seguridad en el suministro estratégico, la reducción de la emisión de

gases con efecto invernadero causados por la producción o consumo de energía y la

capacidad de la Unión Europea de hablar, en el escenario internacional, con una voz

única.

2.3.1.2.1. Objetivos energéticos de la política comunitaria



Mercado interno de la energía

A nivel comunitario, se ha desarrollado un mercado interno energético para asegurar

que los consumidores tienen la oportunidad de elegir suministrador a un precio

competitivo y justo.

No parece que existan obstáculos que impidan que tanto la economía como los

consumidores europeos se beneficien plenamente de las ventajas de abrir los

mercados de gas y electricidad aunque asegurar una efectiva implantación del

mercado interno de la energía sigue siendo crucial.

En este sentido se pretende promover una clara separación entre las actividades de

gestión de las redes de distribución y las de producción, suministro y venta ya que

desde la Unión Europea se entiende que si una compañía controla tanto la gestión

de la distribución como la producción o la venta se corre un serio riesgo de abuso y

discriminación ya que una compañía integrada verticalmente carece de incentivos

para aumentar la capacidad de la red y exponerse a un aumento de la competencia.

La separación de la las actividades de producción, distribución y venta, incentiva a

los operadores a invertir en el sistema de distribución con lo que se promueve la

incorporación de nuevas compañías lo que llevaría al aumento en la seguridad del

suministro.

Esta separación puede lograrse mediante el establecimiento de un operador del

sistema independiente, responsable del mantenimiento, desarrollo y explotación de

las redes que mantenga la propiedad de las compañías integradas verticalmente o a

través de una desagregación completa de la propiedad.

El mercado interno de la energía es básicamente dependiente de un comercio

energético transfronterizo sin embargo, este comercio es, con frecuencia, difícil

debido a la disparidad de los estándares técnicos nacionales así como debido a las

diferencias en las capacidades de las redes.

En este sentido se debe reforzar la colaboración entre los reguladores energéticos



para la toma en consideración de los objetivos comunitarios en cuanto al logro de un

mercado interno de la energía así como en cuanto a la definición de aspectos

técnicos y normativos y a los estándares de seguridad requeridos para

transacciones transfronterizas a nivel comunitario.

Suministro fiable

Otra clara prioridad es reducir la vulnerabilidad de la Unión Europea en relación con

las importaciones, los recortes de suministro, posibles crisis energéticas y la

incertidumbre sobre el suministro futuro.

Esta incertidumbre es lo más problemático para los Estados Miembro dependientes

de un sólo suministrador de gas.

La nueva política energética comunitaria enfatiza la importancia de las medidas que

aseguren la solidaridad entre los Estados Miembro así como la diversificación de

fuentes de suministro y rutas de distribución.

También afianza la idea de reforzar las medidas de apoyo a las reservas

estratégicas de petróleo y de explorar las posibilidades de aumentar la seguridad en

el suministro de gas y garantizar el suministro de electricidad que también es crucial.

Reducción de gases de efecto invernadero

En la Unión Europea, la energía es responsable del 80% de las emisiones de gases

de efecto invernadero. En la nueva política energética, en su lucha contra el cambio

climático, la Unión Europea está comprometida con la reducción de sus emisiones

en un 20% en el horizonte del año 2020.

Reducir la emisión de gases de efecto invernadero implica tanto la reducción del uso

de energía como el uso de energía más limpia.

Eficiencia energética

La reducción del consumo de energía en un 20% para el año 2020 es el objetivo que

la Unión Europea se ha impuesto en su Plan de Acción para la Eficiencia Energética

hasta 2012.



En la propia estrategia europea se reconoce que son precisos esfuerzos concretos

para alcanzar este objetivo en particular en relación con el ahorro de energía en el

sector del transporte; el desarrollo de requerimientos de mínimos de eficiencia en los

usos de la energía; aumento de la sensibilización y conocimiento, entre los

consumidores acerca del uso económico de la energía; aumento de la eficiencia en

la producción, transporte y distribución de calor y electricidad, así como en el

desarrollo de tecnologías energéticas y mejora del comportamiento energético de los

edificios.

La Unión Europea también intenta lograr una posición común a escala global para el

ahorro de energía mediante la conclusión de un acuerdo internacional en eficiencia

energética.

Energía renovable

El uso de energías renovables contribuye a reducir el cambio climático por lo que

estas fuentes energéticas tienen un papel protagonista en la política energética de la

Unión Europea dado su significativo en el aseguramiento del suministro energético y

en la creación de empleo en Europa gracias al aumento de la producción y el

consumo de la energía local.

Sin embargo, las energías renovables se mantienen a un nivel marginal en el mix

energético europeo ya que todavía son más costosas que las energías

convencionales.

Para aumentar el uso de estas fuentes, en su hoja de ruta para las energías

renovables, la Unión Europea se ha impuesto el objetivo de aumentar la proporción

de las renovables dentro de su mix energético hasta un 20% para el año 202020.

Este objetivo requiere que se hagan progresos en los tres sectores en los que los

que se usan energías renovables: electricidad (aumentando la producción de

electricidad de fuentes renovables y permitiendo la producción sostenible de

20

Comunicación de la Comisión de 10 de enero de 2007 : "Hoja de ruta de energías renovables. Energías renovables en el siglo 21: construyendo un futuro más sostenble". (No publicado en el diario oficial).



electricidad de combustibles fósiles; principalmente mediante la implantación de

sistemas de captura y almacenamiento de CO2); biocombustibles que deberían

representar el 10% del combustible de los vehículos en el 2020 y los sistemas de

calefacción y refrigeración.

2.3.1.2.2. La energía eólica marina

La política energética de la Unión Europea prevé un papel protagonista a la energía

eólica en la consecución de sus objetivos. Aunque, en la actualidad, la electricidad

generada a partir del viento proporciona una cuota significativa del total de

producción eléctrica sólo en un número reducido de Estados Miembro, su

importancia relativa está aumentando.

El escenario empleado en la segunda revisión de la estrategia energética de la

Unión Europea prevé que en 2020, la eólica represente más de un tercio de toda la

producción eléctrica procedente de fuentes renovables y que esta cuota aumente

hasta el 40% hacia el 2030.

En términos económicos este escenario supone una inversión acumulada de entre

200 y 300 miles de millones de euros, lo que representa un 25% del total de

inversiones en centrales energéticas hasta 2030.

La comunicación de la Comisión Europea de 2007 sobre política energética para

Europa indica que será necesario el desarrollo del uso de los océanos para alcanzar

los objetivos de la Unión dados su potencial para la generación y para la

diversificación de los métodos y rutas de transporte de energía.

Así, mientras las centrales terrestres seguirán siendo dominantes en el futuro

inmediato, las instalaciones marinas serán cada vez más importantes en el medio y

largo plazo.

El incremento de coste y complejidad tecnológica, se ven compensados con las

ventajas potenciales relacionadas con una mayor producción por unidad instalada y

el menor impacto sobre comunidades y actividades próximas.



En este sentido parece que, incluso, las centrales eólicas marinas podrían ayudar a

proteger ecosistemas marinos y generar sinergias con otros usos emergentes de los

océanos tales como la acuicultura que podría beneficiarse de las estructuras de las

centrales.

La potencia eólica de los océanos europeos representa una enorme fuente de

energía limpia que puede impulsar la generación energética renovable y la creación

de puestos de trabajo en un sector en el que las compañías europeas son líderes

mundiales.

De este modo, la generación eólica marina puede hacer una contribución

significativa a los tres objetivos clave de la política energética Europea:

reducir la emisión de gases de efecto invernadero;

asegurar la seguridad del suministro energético;

aumentar la competitividad de la Unión Europea.

La energía eólica podría, teóricamente, cubrir toda la demanda eléctrica Europea si

bien, la irregularidad del viento junto con otros desafíos técnicos, políticos y

económicos impone restricciones a estas expectativas.

No obstante, incluso excluyendo la explotación en aguas profundas, basada en

estructuras flotantes, el potencial explotable para 2020 es del orden de entre 30 y 40

veces la capacidad instalada en la actualidad mientras que el horizonte 2030 podría

llevar a una capacidad instalada de 150 GW con una generación próxima a los 575

TWh.

Para que estas oportunidades se materialicen, la Unión Europea está impulsando

proactivamente las políticas necesarias para el desarrollo de la generación eólica

marina y de otras fuentes energéticas relevantes tales como las mareas, las olas, las

corrientes y la térmica, que, aunque menos desarrolladas son también emergentes y

pueden contribuir a la consecución de los objetivos de la política energética.

En este contexto, la Unión Europea abre el alcance de su política a la generación de



sinergias entre las políticas energéticas y las políticas de integración marítima.

La propia Comisión Europea declara que, como otras tecnologías de energías

renovables, la eólica marina necesita un marco claro, estable y favorable para el

desarrollo de su potencial y para permitir su competencia con las fuentes

energéticas convencionales.

Este marco está definido por tres instrumentos: la Directiva de electricidad

renovable, el sistema de comercio de derechos de emisión de gases de efecto

invernadero y las directrices comunitarias sobre las ayudas estatales para la

protección ambiental que se ha impulsado y desarrollado por la Comisión Europea,

en 2007 y en 2008, mediante el “tercer acuerdo para el mercado interno de energía”

y el “acuerdo para la energía y el clima”.

La oportuna aprobación y puesta en práctica de estos tres paquetes de medidas

suponen la principal contribución de la UE a la promoción de las energías

renovables en general y de la eólica marina en particular.

Las medidas propuestas incluyen: objetivos obligatorios para los Estados Miembro,

instrumentos para fortalecer la cooperación regional entre operadores y reguladores

así como requisitos más firmes a los Estados Miembro para mejorar la eficiencia de

sus procedimientos de autorización y planificación y reducir las barreras

administrativas.

Pese a las medidas de impulso previstas, la Comisión Europea identifica cuatro

áreas clave que suponen barreras al desarrollo de la energía eólica marina:

tecnología;

falta de planes estratégicos integrados transfronterizos;

gestión de de las redes eléctricas terrestres;

aplicación de la legislación ambiental europea.

Para corregir, en la medida de lo posible las consecuencias derivadas de la última de

las áreas expuestas y, considerando únicamente la perspectiva ambiental, se ha



adoptado la Directiva Marco de estrategia marina que da a los Estados Miembro la

oportunidad de considerar, el impacto de las centrales eólicas marinas, en sus

estudios globales.

2.3.1.2.3. Instrumentos de la política comunitaria

A continuación se sintetizan los aspectos más relevantes, dentro del objeto de la

presente tesis, de las directivas europeas desplegadas para el desarrollo de la

política energética y ambiental.

Directiva 2001/77/CE

La Directiva 2001/77/CE relativa a la promoción de la electricidad generada a partir

de fuentes de energía renovables en el mercado interior de la electricidad tiene

como propósito fomentar la contribución de las fuentes renovables a la generación

de electricidad en el mercado interior así como sentar las bases de un futuro marco

comunitario del mismo.

En ella se definen como fuentes de energías renovables exclusivamente las

renovables no fósiles.

Da libertad a los Estados Miembro para adoptar las medidas adecuadas conforme a

los objetivos nacionales para promover el aumento del consumo de electricidad

generada a partir de fuentes renovables si bien obliga a la publicación (a partir de

octubre de 2002) cada 5 años de un informe que establezca los objetivos a 10 años

del consumo de electricidad procedente de fuentes renovables así como las medidas

adoptadas o previstas.

En la fijación de objetivos hasta 2010, los Estados Miembro deben tener en cuenta

los valores dados en el anexo de la directiva y cuantos compromisos se hubieran

contraído en materia de cambio climático en virtud del protocolo de Kyoto.

A partir de octubre de 2003, los Estados Miembro deben publicar, cada dos años, un

informe que analice el grado de cumplimiento de los objetivos considerando,

particularmente, los factores climáticos más afectados por los objetivos.



Con base en estos informes, la Comisión evalúa la medida en la que los Estados

Miembro avanzan en la realización de sus objetivos y la medida en que éstos son

compatibles con los objetivos globales.

Desde octubre de 2004, la Comisión pública, cada 2 años, su informe de

conclusiones acompañado, en su caso, de propuestas al Parlamento y al Consejo

que pueden incluir objetivos obligatorios en determinadas circunstancias.

La Comisión también evalúa la aplicación de ayudas por los Estados Miembro a los

productores de electricidad.

En relación con este asunto, la Comisión presentó, en octubre de 2005, un informe

de evaluación de los resultados incluyendo la relación coste-eficacia de los apoyos

prestados para el fomento del consumo de electricidad procedente de fuentes

renovables.

A partir de octubre de 2003, los Estados Miembro deben hacer lo necesario para que

el origen de la electricidad generada a partir de fuentes renovables pueda

garantizarse como tal.

Para este fin los Estados Miembro pueden designar organismos competentes

independientes de las actividades de generación y distribución.

Estas garantías de origen son reconocidas por todos los Estados Miembro los cuales

deben crear los mecanismos necesarios para asegurar la exactitud y fiabilidad de las

garantías de origen.

Los Estados Miembro o los organismos por ellos designados evalúan el marco

legislativo y reglamentario con objeto de reducir los obstáculos reglamentarios a la

producción de electricidad a partir de fuentes renovables, racionalizar y agilizar los

procedimientos administrativos que corresponda y asegurar que las normas sean

objetivas, transparentes y no discriminatorias.

Los Estados Miembro publican desde octubre de 2003 un informe sobre esta



evaluación indicando las acciones emprendidas al objeto de ofrecer una síntesis del

marco normativo nacional y de la coordinación entre administraciones.

Igualmente, deben adoptar las medidas necesarias para que los operadores de

transporte y distribución de su territorio garanticen el suministro así como para que

los operadores de transporte den prioridad a la electricidad generada a partir de

fuentes renovables.

Por otro lado, deben normalizar o exigir a los operadores que publiquen sus normas

tipo para la asunción de los gastos de adaptación técnica, conexiones y/o refuerzos

de red necesarios para la integración de nuevas producciones procedentes de

fuentes renovables.

Los Estados Miembro pueden exigir a los operadores que asuman total o

parcialmente los costes relacionados con la adaptación y/o refuerzo de las redes que

deben, además, facilitar estimaciones completas y detalladas de los costes de

conexión a los nuevos productores.

También, los Estados Miembro deben normalizar o exigir a los operadores que

publiquen sus normas tipo relativas al reparto de costes del sistema de transporte y

distribución entre todos los productores beneficiarios.

Además, deben garantizar que las tarifas, transporte y distribución no supongan una

discriminación para la electricidad de fuentes renovables particularmente la

generada en regiones periféricas o con escasa densidad de población.

La Comisión Europea, sobre los informes presentados por los Estados Miembro,

presenta al Parlamento y al Consejo, cada 5 años, desde diciembre de 2005 un

informe de síntesis sobre la aplicación de la directiva.

El valor de referencia para España, como objetivo indicativo, respecto a la parte de

electricidad producida por fuentes renovables en el consumo bruto de electricidad en

2010 es 29,4%.




La Directiva 2003/87/CE por la que se establece un régimen para el comercio de

derechos de emisión de gases de efecto invernadero en la Comunidad y por la que

se modifica la Directiva 96/61/CE del Consejo pretende promover la reducción de los

gases de efecto invernadero de modo eficiente en términos económicos y de coste-

eficacia. El alcance se restringe a las actividades y gases listados en sus anexos I y

II.

Los Estados Miembro deben asegurar que desde enero de 2005 no se ponen en

marcha actividades listadas en su anexo a menos que una autoridad competente

haya permitido al operador la explotación de la instalación.

Para solicitar la autorización de emisión de gases de efecto invernadero se deben

incluir detalles relativos a:

instalación, actividades y tecnología utilizada;

materias primas y auxiliares cuyo uso pueda generar gases del anexo II.

fuentes de emisión de gases listados en el anexo I;

medidas planificadas para medir e informar sobre la emisiones.

La autoridad competente puede permitir la emisión de gases de efecto invernadero

de la totalidad o parte de la instalación si se demuestra la capacidad del operador de

medir e informar acerca de las emisiones.

Los operadores deben informar a la autoridad de cualquier cambio previsto en las

instalaciones lo que requiere la actualización de la autorización para la emisión de

gases siempre que la autoridad competente lo considere adecuado.

Se establecen plazos y cuotas de acuerdo a los cuales, los Estados Miembro deben

elaborar y presentar planes nacionales de asignación de emisiones.

Los Estados Miembro deben asegurar que las cuotas asignadas puedan ser

transferidas entre personas dentro de la unión o de terceros países; estas

cantidades y cuotas son válidas sólo durante los periodos para los que se asignan.

Los Estados Miembro deben asegurar que la medición e información sobre las



emisiones se realiza según la guía adoptada por la Comisión Europea y que se basa

en los principios expuestos en el anexo IV.

También deben asegurar que los informes presentados han sido verificados

satisfactoriamente de acuerdo con los principios del anexo V y que la autoridad

competente es informada de tal informe.

Los operadores cuyos informes no resulten satisfactorios no pueden transferir

emisiones hasta que se presente un informe que haya sido verificado

satisfactoriamente.

Se establece asimismo que deben ser públicas las informaciones sobre las cuotas,

asignaciones e informes mencionados.

Se establece que los Estados Miembro deben definir y adoptar las medidas

penalizadoras adecuadas así como que deben mantener un registro para asegurar

una adecuada contabilidad de las asignaciones, las cuotas, las transferencias y las

cancelaciones de derechos de emisión.

La Comisión Europea designa una administración central para registrar todas las

transacciones relativas a los derechos de emisión.

También se establecen criterios para el mutuo reconocimiento de derechos de

emisión con otros países que han ratificado el protocolo de Kyoto.

Los Estados Miembro pueden, bajo ciertas condiciones, excluir a algunos

productores del esquema europeo de comercio de derechos de emisión así como

permitir que varios se agrupen y se presenten como un único productor.

Con base en el progreso técnico alcanzado en la monitorización de la emisión de

gases de efecto invernadero, la Comisión Europea puede hacer una propuesta al

Parlamento y al Consejo para modificar los anexos que listan actividades y gases

regulados por la directiva.

Directiva 2008/56/EC



En la Directiva 2008/56/EC marco sobre la estrategia marina se establece que los

Estados Miembro deben adoptar las medidas necesarias para lograr mantener un

buen estado medioambiental del medio marino a más tardar en el año 2020.

Con tal fin se deben elaborar y aplicar estrategias para proteger y preservar el medio

marino, evitar su deterioro, recuperar los ecosistemas, prevenir y reducir los vertidos.

Estas estrategias deben aplicar un enfoque sistémico respecto de la gestión de las

actividades humanas.

En la Directiva se establecen regiones y subregiones marinas a los efectos de

determinar las jurisdicciones de cada Estado miembro en la aplicación de las

disposiciones de modo que uno debe elaborar, para cada región o subregión

afectada una estrategia aplicable a sus aguas marinas.

Los Estados Miembro deben cooperar en estas obligaciones en caso de compartir

regiones o subregiones.

Antes de julio de 2012 debe presentarse una evaluación inicial del estado ambiental

actual y a más tardar en 2015 se debe presentar un programa de medidas

destinadas a alcanzar o a mantener un buen estado medioambiental que debe

iniciarse, a más tardar, en 2016.

La evaluación inicial debe incluir los siguientes elementos:

análisis de características según lista indicativa del anexo III;

análisis de impactos y presiones con base en el anexo III que considere los

efectos acumulativos y sinérgicos;

análisis económico y social del uso de las aguas;

coste del deterioro del medio marino.

Tomando como referencia la evaluación inicial realizada, los Estados Miembro deben

definir, respecto de cada región o subregión marina afectada, un conjunto de

características correspondientes a un buen estado medioambiental, basándose en

los descriptores del Anexo I para lo que se deben tener en cuenta igualmente los



elementos e impactos recogidos en el Anexo III.

A los tres meses de la definición del buen estado medioambiental de la región, se

debe informar a la Comisión de la evaluación realizada.

A partir de la evaluación descrita los Estados Miembro deben definir una serie de

objetivos e indicadores para orientar el proceso hacia la consecución del buen

estado ambiental de la región o subregión para lo que se deben tener en cuenta los

anexos III y IV.

Se establece la obligación para los Estados Miembro, sobre la base de la evaluación

inicial, de definir una serie exhaustiva de objetivos ambientales e indicadores

asociados considerando los anexos III y IV.

Se establecen criterios similares para la aplicación de programas de seguimiento

para la evaluación permanente del estado medioambiental de las aguas marinas que

deben tener en cuenta los objetivos ambientales indicados.

En la directiva se determina la obligación de cumplir con estas prescripciones de

forma coordinada en los casos en los que regiones o subregiones estén compartidas

por varios Estados Miembro.

Igualmente, éstos deben establecer programas de medidas para lograr o mantener

un buen estado ambiental en sus aguas marinas que debe tener en cuenta la

evaluación inicial, los objetivos ambientales, lo indicado en el anexo VI así como el

desarrollo sostenible y, en particular, el impacto social y económico de las medidas

adoptadas.

Se definen las condiciones en las que pueden hacerse excepciones a las

obligaciones descritas para los Estados Miembro.

También se establece la obligación de exposición pública a todas las partes

interesadas de todos los elementos definidos en la directiva.




Mediante la Directiva 2009/28/CE relativa al fomento del uso de energía procedente

de fuentes renovables y por la que se modifican y se derogan las Directivas

2001/77/CE relativa a la promoción de la electricidad generada a partir de fuentes de

energía renovables en el mercado interior de la electricidad y 2003/30/CE relativa al

fomento del uso de biocarburantes u otros combustibles renovables en el transporte

se ratifican como válidas las definiciones de la Directiva 2003/54/CE y se definen

nuevos conceptos empleados en la Directiva.

Se establecen, en el articulado y los anexos, objetivos en forma de cuotas de

energía procedentes de fuentes renovables relativas al consumo bruto final en 2020

que, en ningún caso son inferiores al 20%.

Los Estados Miembro, para cumplir estos objetivos, pueden aplicar, entre otras

medidas como:

sistemas de apoyo;

mecanismos de cooperación con otros Estados Miembro.

Se establece la obligación, para todos los Estados Miembro, de la elaboración de

planes de acción en materia de energía renovable en los que se deben determinar

los objetivos.

La Comisión evalúa los planes nacionales, sus desviaciones respecto a los objetivos

obligatorios así como las medidas planificadas para recuperar, dentro de un

calendario razonable, la trayectoria prevista en la directiva.

Se establecen, igualmente, criterios en cuanto al método de cálculo de las cuotas y

para la transferencia estadística de cantidades determinadas de energía entre

Estados Miembro.

Varios Estados Miembro pueden cooperar, junto con operadores privados, en todo

tipo de proyectos conjuntos relacionados con la generación de electricidad, calor o

frío procedentes de fuentes de energía renovable de acuerdo con las formas y

plazos definidos.



Pueden realizarse proyectos con terceros países con la participación de un Estado

miembro; para cuyo supuesto se definen criterios y plazos para la contabilización de

la generación, transporte y consumo de energía a fin de calcular la afección sobre

las cuotas de los Estados Miembro.

Se definen las condiciones en las que varios Estados Miembro pueden reunir o

coordinar sus sistemas de apoyo nacionales. En estos casos deben realizarse

transferencias estadísticas adecuadas o establecerse normas acordadas por los

Estados participantes a fin de cuantificar el cumplimiento de los objetivos nacionales.

Los Estados Miembro deben velar por los procedimientos administrativos, los

reglamentos y códigos a fin de garantizar, sin perjuicio de las estructuras,

organización y responsabilidades respectivas de cada Estado, la información,

transparencia y no discriminación entre partes interesadas.

Se establecen plazos para que los Estados Miembro regulen la obligatoriedad de

aumentar la cuota de todos los tipos de energía procedentes de fuentes renovables

además de condiciones de etiquetado para identificar los equipos que cumplan

determinados requisitos ecológicos.

Por otro lado, los Estados Miembro deben velar por que la información sobre

medidas de apoyo se ponga a disposición de todos los agentes interesados, como

los consumidores, constructores, instaladores, arquitectos y proveedores de

sistemas y equipos de calefacción, refrigeración y electricidad y de vehículos que

puedan utilizar energía procedente de fuentes renovables.

También deben velar por que el origen de la electricidad producida a partir de

fuentes de energía renovables pueda garantizarse como tal en el sentido de la

presente Directiva, según criterios objetivos, transparentes y no discriminatorios.

Se definen condiciones relativas a las garantías de origen y otros detalles que se

obvian y omiten en esta síntesis ya que escapan del objeto de este estudio.

Por otro lado deben tomar las medidas necesarias para el desarrollo de las



infraestructuras que hagan posible el funcionamiento del sistema eléctrico teniendo

en cuenta el desarrollo de la producción eléctrica procedente de fuentes renovables

así como la conexión entre Estados Miembro y terceros países.

En todo caso, los Estados Miembro deben garantizar, dentro de su territorio, el

transporte y distribución de energía generada por fuentes renovables.

Igualmente, con criterios transparentes y no discriminatorios deben velar por que los

operadores establezcan un acceso prioritario o garantizado a la electricidad

procedente de fuentes renovables.

En el anexo I se establece, como objetivo nacional para España, un consumo de

energía procedente de fuentes renovables del 20% respecto al consumo total de

energía.

Directrices sobre ayudas para la protección ambiental

La Comisión Europea considera que, a través de sus políticas, debe conciliar el

funcionamiento competitivo de los mercados con la integración de los requisitos

medioambientales y de desarrollo sostenible.

En este sentido, entiende que La mejor forma de sensibilizar a todos los agentes

involucrados del coste de proteger el medio ambiente es asegurar que el precio de

los bienes y servicios refleja el coste de todas las etapas del proceso de producción

y puesta a disposición de los usuarios.

Las ayudas públicas con esos fines están justificadas para salvar la diferencia entre

el coste de producción y el precio de mercado de la energía de modo que las

directrices de la Comisión están particularmente justificadas cuando no todos los

costes pueden internalizarse de modo que las ayudas comunitarias pueden suponer

un incentivo alternativo para que las empresas se ciñan a los estándares o para

mejorar el desempeño de aquellas en la reducción de su contaminación.

Mediante las directrices, la Comisión fija condiciones para que los Estados Miembro

proporcionen ayudas a las empresas en determinados supuestos:



ayudas a la inversión de Pymes para la adopción de nuevos estándares

comunitarios;

ayudas en consultoría medioambiental;

ayudas a la inversión para mejorar los requisitos comunitarios o para cumplir

requisitos nacionales más estrictos que los comunitarios;

ayudas a la investigación en ahorro energético;

subvenciones a empresas ubicadas en regiones de interés;

rehabilitación de instalaciones industriales contaminadas.

En las directrices se establecen condiciones y criterios para acotar las inversiones y

costes susceptibles de recibir ayudas así como criterios específicos a las ayudas

para la generación a partir de fuentes de energía renovables.

Reglamento (CE) n° 663/2009 y el programa energético europeo

En el contexto de crisis energética y financiera, la Comisión Europea presentó a

finales de 2008 un plan de recuperación económica en el que el Programa Europeo

Energético para la Recuperación (PEER) es un elemento clave.

Este programa se establece mediante el Reglamento (CE) n° 663/2009 con el que la

Unión Europea tiene el propósito de dar cumplimiento a los objetivos de su política

energética.

El Reglamento está destinado al desarrollo de proyectos comunitarios del ámbito de

la energía que contribuyan a la recuperación económica, la seguridad del

abastecimiento energético y la reducción de emisiones de gases de efecto

invernadero.

Igualmente prevé conceder ayudas financieras al sector energético, especialmente

para la creación de infraestructuras de interconexión, producción de energía a partir

de fuentes renovables y captura de carbono y a la financiación de proyectos en los

tres principales ámbitos del sector energético:

infraestructuras de gas y electricidad;

energía eólica marítima;



captura y almacenamiento de carbono

En relación con las infraestructuras de gas y electricidad, el programa comprende

todas las líneas de alta tensión, excepto las de redes de distribución, y los enlaces

submarinos, siempre que estas infraestructuras se utilicen para un transporte o

conexión interregional o internacional; todo equipo o instalación indispensable para

el buen funcionamiento del sistema considerado, incluidos los sistemas de

protección, control y regulación; los gasoductos de alta presión, excepto los de las

redes de distribución, los sistemas de almacenamiento subterráneo conectados a los

gasoductos de alta presión; las infraestructuras de recepción, de almacenamiento y

de regasificación del gas natural licuado (GNL); todo equipo o instalación

indispensable para el buen funcionamiento del sistema considerado, incluidos los

sistemas de protección, de control y de regulación.

El programa financia proyectos de interconexión cuyos objetivos son:

la seguridad y la diversificación de las fuentes de energía y abastecimiento;

la optimización de la capacidad de la red energética y la integración del

mercado interior de la energía;

el desarrollo de la red;

la conexión de las fuentes de energía renovables;

la seguridad, la fiabilidad y la operatividad de las redes energéticas conectadas.

En la parte A del anexo figura una lista de proyectos que pueden optar a la

asistencia del Plan.

Las propuestas que corresponden a estos proyectos sólo pueden ser presentadas

por Estados Miembro y, con el consentimiento de los Estados Miembro afectados,

por organizaciones internacionales y por organismos y empresas públicos o

privados.

En cuanto a los proyectos de energía eólica marina, el programa comprende los

proyectos de energía eléctrica generada con motores de turbina movidos por el

viento y situados en el mar, más cerca o más lejos del litoral.



Los proyectos de energía eólica marina que pueden recibir financiación figuran en la

parte B del Reglamento.

Las propuestas deben ser presentadas por una empresa comercial y la selección de

proyectos se rige siguiendo los siguientes criterios:

la mejora de las instalaciones e infraestructuras;

la construcción de infraestructuras;

las características innovadoras del proyecto;

la contribución del proyecto a la red eólica marina comunitaria;

El programa prevé asimismo, como medio para mitigar el cambio climático, la

financiación de proyectos para la captura de dióxido de carbono (CO2) procedente

de centrales de generación de energía, su transporte a un lugar de almacenamiento

y su inyección en una formación geológica adecuada con vistas a su

almacenamiento permanente.

En la parte C del anexo figura una lista de proyectos relacionados con la captura y

almacenamiento de carbono que podrán optar a la financiación del PEER.

Los proyectos deben demostrar que pueden capturar al menos un 80% del CO2 de

centrales industriales.

Si la captura es efectuada en una central de producción de electricidad, ésta última

deberá tener una potencia de al menos 250 MW.

Los proyectos pueden ser presentados por una o varias empresas que actúen

conjuntamente con el requisito particular de comprometerse a facilitar a otras

empresas los conocimientos adquiridos en este ámbito.

La Comisión adjudica el proyecto a la empresa que reúna criterios financieros y

técnicos adecuados y criterios que incluyan la complejidad del proyecto y el nivel de

innovación de la instalación, así como la solidez e idoneidad del plan de gestión.

La dotación financiera de 3980 millones de euros estará destinada a los tres



programas según el desglose siguiente:

los proyectos de infraestructuras de gas y electricidad cuentan con 2365

millones de euros;

a los proyectos de energía eólica marina se destinan 565 millones de euros.

los proyectos de captura y almacenamiento de carbono cuentan con 1050

millones de euros.

2.3.1.2.4. Plan Estratégico Europeo de Tecnología Energética (EETE)

Las tecnologías energéticas son indispensables con el fin de alcanzar la realización

de los objetivos europeos para 2020 y 2050 en materia de lucha contra el cambio

climático, seguridad del abastecimiento energético y competitividad de las empresas

europeas.

Ahora bien, el desarrollo y la difusión de las tecnologías energéticas se ve frenado

por restricciones tales como la débil inversión crónica que afecta a este sector desde

los años ochenta, los largos períodos transcurridos antes de la comercialización de

los nuevos productos, el coste adicional que implican a menudo sin que garanticen

siempre un mejor rendimiento energético, los obstáculos jurídicos y administrativos o

incluso su aceptación social.

Por otra parte, frente a la competencia de algunos países industrializados y de las

economías emergentes, los Estados Miembro deben adoptar un enfoque común

eficaz en el sector de las tecnologías energéticas. En la adopción de este enfoque,

el tiempo es un factor decisivo para el logro de los objetivos europeos.

El Plan Estratégico Europeo de Tecnología Energética (Plan EETE), presentado por

la Comisión, tiende a alcanzar los objetivos europeos y a afrontar los desafíos de

este sector.

A corto plazo, se refuerza la investigación para reducir los costes y mejorar los

rendimientos de las tecnologías existentes y favorecer la aplicación comercial de

estas tecnologías.



Las acciones a este nivel se refieren particularmente a los biocarburantes de

segunda generación, la captura, el transporte y el almacenamiento del carbono, la

integración de las fuentes de energía renovables en la red eléctrica y el rendimiento

energético en la construcción, el transporte y la industria.

A largo plazo, se apoya el desarrollo de una nueva generación de tecnologías con

baja emisión de carbono. Las acciones a realizar deben concentrarse, en particular,

en la competitividad de las nuevas tecnologías en los siguientes ámbitos: energías

renovables, almacenamiento de energía, durabilidad de la energía de fisión, energía

de fusión, y desarrollo de las redes transeuropeas de energía.

La realización del Plan EETE implica un esfuerzo colectivo a nivel mundial y

acciones por parte del sector privado y de los Estados Miembro.

El Plan EETE propone, en primer lugar, un nuevo método de gobernanza en materia

de tecnologías energéticas, basado en una planificación estratégica común.

Con esta perspectiva, un grupo de orientación, creado por la Comisión en 2008 y

constituido por representantes de los Estados Miembro, refuerza la coherencia

mediante la definición de acciones comunes, la puesta a disposición de recursos y la

evaluación de los avances realizados.

Por otra parte, la Comisión debe instaurar un sistema europeo de información, que

incluya una descripción de las tecnologías y una descripción de capacidades.

El Plan EETE también prevé mejorar la eficacia de la realización de las acciones

decididas de común acuerdo, a fin de aprovechar plenamente las posibilidades

ofrecidas por el Espacio Europeo de Investigación y el mercado interior.

De esta forma, la Comisión emprende progresivamente nuevas iniciativas

industriales europeas en los sectores de la energía eólica, la energía solar, la

bioenergía, la captura, el transporte y el almacenamiento del CO2, la red eléctrica y

la fisión nuclear..



Por otro lado, la Comisión desea crear una alianza europea para la investigación en

el sector energético con objeto de garantizar una mejor coordinación de los

esfuerzos de los centros de investigación y las universidades en materia de

programación.

Otro importante elemento del Plan EETE es un aumento de los recursos financieros

y humanos al incrementarse las inversiones a nivel comunitario, por medio del

programa marco de investigación, del programa de Energía inteligente y del Banco

Europeo de Inversiones, con el objetivo de duplicar en tres años el esfuerzo global

realizado en la Unión Europea.

Por otra parte, se estimula la formación de investigadores en el sector de la energía

y se crean nuevas posibilidades de estudios y de formación, a fin de aumentar el

número y la calidad de los ingenieros y los investigadores.

Por último, el plan EETE prevé un enfoque reforzado en materia de cooperación

internacional, a fin de promover el desarrollo, la comercialización, la implantación y

la accesibilidad de las tecnologías con baja emisión de carbono a escala mundial.

2.3.1.2.5. Programa marco para la innovación y la competitividad (CIP)

Uniéndose a los esfuerzos comunitarios dirigidos a lograr un crecimiento económico

sostenible y a crear más empleo, el Programa marco para la innovación y la

competitividad (CIP) propone un marco para mejorar la competitividad y el potencial

innovador dentro de la Unión Europea.

Las acciones financiadas por el programa marco apoyan el desarrollo de la sociedad

del conocimiento, así como un desarrollo sostenible basado en un crecimiento

económico equilibrado.

El programa marco incluye programas de ayuda comunitarios específicos, así como

nuevas acciones y sinergias con otros programas; responde, pues, a los objetivos de

la Estrategia de Lisboa renovada en favor de una acción comunitaria simplificada,

más visible y más específica.



Con objeto de tener en cuenta la diversidad de sus objetivos y de garantizar su

visibilidad, el CIP comprende tres subprogramas específicos.

El Programa para la iniciativa empresarial y la innovación reúne acciones dirigidas a

promover la iniciativa empresarial, la competitividad industrial y la innovación

dirigiéndose expresamente a las PYME, desde las empresas de crecimiento rápido

de alta tecnología hasta las microempresas y empresas familiares.

Además de facilita el acceso de las PYME a la financiación y a las inversiones en su

fase inicial y de crecimiento, hace posible que las empresas puedan acceder a

información y asesoramiento sobre el funcionamiento del mercado interior y sus

posibilidades, así como sobre la legislación comunitaria que les es aplicable y sobre

la legislación futura, para así poder prepararse y adaptarse de manera rentable.

Además, el programa prevé el intercambio de mejores prácticas entre los Estados

Miembro a fin de mejorar el entorno normativo y administrativo para las empresas y

la innovación.

Apoya también la promoción de la innovación ecológica, animando a aprovechar a

fondo el potencial de las tecnologías ecológicas.

Por otro lado, el Programa de apoyo a la política en materia de tecnologías de la

información y las comunicaciones (TIC) tiene como objetivo la incorporación y la

explotación de las tecnologías de la información y la comunicación (TIC), que son el

eje de la economía del conocimiento.

La incorporación de las TIC tanto en el sector privado como en el público permite

mejorar el rendimiento europeo en materia de innovación y de competitividad

europeas.

El programa participa en la nueva estrategia "i2010: Sociedad europea de

información" e incorpora los instrumentos financiados anteriormente por los

programas eTEN, eContenu y Modinis.

2.3.1.2.6. Programa de energía inteligente (EIE)



El Programa Energía Inteligente para Europa (EIE), viene a sustituir al anterior

Programa Marco de Energía 1998-2002 y forma parte del programa marco para la

innovación y la competitividad (CIP).

EIE está dirigido al mercado, intentando resolver las necesidades de la sociedad en

lo que se refiere a la política energética.

Así como el VI Programa Marco de Investigación y Desarrollo se dirige a desarrollar

nuevas tecnologías, en una fase previa a la competitividad y, en general, con

medidas a largo plazo, EIE se ocupa de la diseminación y aplicación en el mercado

de las medidas para mejorar la energía

La Iniciativa CONCERTO, que forma parte del VI Programa Marco, cubre el espacio

entre éste último y EIE, a través de acciones de demostración y medidas a corto

plazo.

El Programa EIE pretende, alimentándose de los contenidos legislativos y de la

investigación, y añadiendo nuevos instrumentos (sensibilización, comportamiento,

seguimiento, formación, financiación), lograr una integración de instrumentos para

eliminar las barreras que dificultan el acceso al mercado.

Quedan fuera de las necesidades expositivas del estado de la cuestión, tanto el

grado de detalle como el ámbito de aplicación de los objetivos y medidas concretos

propuesto en el Programa EIE por lo que se considera suficiente indicar que el

Programa EIE se desarrolla mediante 4 subprogramas: programa SAVE para la

eficiencia energética; programa ALTENER para las energías renovables; Programa

STEER para los aspectos energéticos del transporte y programa COOPENER para

la promoción de la eficiencia energética y las energías renovables en los países en

vías de desarrollo.



2.3.2. POLÍTICA ESPAÑOLA

2.3.2.1. Plan Acción Nacional Energías Renovables (PANER)

La evolución de los precios del petróleo y la distribución geográfica de las reservas

de energía han condicionado las opciones energéticas de los países desarrollados

desde hace más de tres décadas.

De manera más reciente, las preocupaciones ambientales, el intenso proceso de

crecimiento de los países emergentes, con el consiguiente efecto inflacionario sobre

las fuentes de energía primara y la liberalización del sector de la energía en Europa,

han venido caracterizando el nuevo marco de referencia para la instrumentación de

la política energética.

En el ámbito de la Unión Europea, tal como se ha expuesto, cada vez ha sido más

evidente la necesidad de un avance coordinado en la liberalización de los mercados,

en la garantía del suministro, en el desarrollo de las infraestructuras de interconexión

y en la reducción de emisiones contaminantes, entre otras materias.

La política energética en España ha avanzando a lo largo de estos ejes comunes de

manera armonizada con los países europeos, pero al mismo tiempo se ha

singularizado para dar repuesta a los principales retos que han caracterizado

tradicionalmente el sector energético español y de los que, de manera resumida,

pueden destacarse los siguientes:

Una elevada dependencia energética debido a la ausencia de yacimientos de

energía primaria. Esta mayor dependencia introduce fuentes de riesgo

adicionales sobre los procesos productivos, como los relacionados con la

garantía del suministro energético, el riesgo de tipo cambiario de divisas, o la

importación de la volatilidad de los precios de los mercados internacionales.

Un consumo energético por unidad de producto interior bruto más elevado.

Para producir una misma unidad de producto interior bruto, España consume

más energía final que la media de los países europeos, incluso en comparación

con aquellos dotados con una estructura industrial y productiva y de un grado

de desarrollo económico similar.



Esta situación responde a factores de diversa índole, pero resulta elocuente que a

mediados de la década de los noventa la situación era la inversa, ya que España

presentaba una intensidad de consumo energético por debajo de los valores medios

de la Unión Europea.

No se trata, por tanto, de una situación irreversible, sino del efecto de la acumulación

de patrones de crecimiento económico muy intensivos en el consumo de energía.

Para corregir esta tendencia, durante los últimos años, se han adoptado importantes

esfuerzos políticos en materia de ahorro y eficiencia energética, que han permitido

iniciar el camino hacia la convergencia con los valores medios europeos en

intensidad energética, camino que es necesario recorrer en los próximos años.

Por dar respuesta a estos retos, la política energética en España se ha desarrollado

alrededor de tres ejes:

El incremento de la seguridad de suministro.

La mejora de la competitividad de nuestra economía.

La garantía de un desarrollo sostenible económica, social y

medioambientalmente.

El camino emprendido por España, y por la mayoría de países desarrollados, para

afrontar los retos señalados, se basa en el desarrollo de estrategias que de manera

simultánea permitan el avance a lo largo de los tres ejes señalados.

El Plan Nacional de Energías Renovables (PANER), se fundamenta en la Directiva

2009/28/CE, de 23 de abril de 2009, relativa al fomento del uso de energía

procedente de fuentes de energías renovables, de obligada transposición al

ordenamiento español, de la que toma los siguientes objetivos globales:

alcanzar un 20% de energías renovables sobre el consumo final bruto de

energía en 2020;

lograr que la cuota de energía procedente de fuentes renovables en todos los

tipos de transporte sea como mínimo equivalente al 10 % de su consumo final

de energía en el transporte.



El PANER, establece medidas de acción positiva y de supresión de barreras

técnicas, administrativas y de mercado para el desarrollo de las energías

renovables.

También propugna la mejora y adaptación del marco para el desarrollo de

instalaciones de generación de electricidad a partir de fuentes renovables y

pretende, además, impulsar la i+d+i.

Para estos fines, el PANER, considera la información y documentación disponible

sobre los aspectos básicos de desarrollo de cada área renovable: prospectivas de

inversión y costes; análisis de costes y beneficios, ocupación del territorio y

competencia entre distintas tecnologías y con otras actividades; mapas de recursos,

barreras tecnológicas y tendencias de la i+d+i; integración de la electricidad

renovable en la red eléctrica; potencial de bombeo hidroeléctrico disponible en

España; evaluación de potenciales para el uso de distintos tipos de biomasa;

sostenibilidad ambiental, etc.

El PANER fija objetivos específicos en cada sector renovable para el conjunto del

territorio nacional, y pretende servir de base para la coordinación con otras

planificaciones estatales que afecten al desarrollo de las energías renovables,

especialmente con la Planificación de los sectores de electricidad y gas, para que

contemple las nuevas previsiones en el desarrollo de las infraestructuras de

transporte.

Igualmente, el Plan pretende servir de apoyo para los gobiernos autonómicos en la

elaboración de sus planificaciones en energías renovables, aunque cualquier

desglose regional de objetivos en el PANER es meramente indicativo, de manera

que no contempla el desarrollo previsible en cada comunidad autónoma, ni define

las zonas que serían apropiadas para el despliegue del sector.

En virtud del ordenamiento constitucional, legislativo y de los Estatutos de

Autonomía, los Gobiernos de las Comunidades Autónomas tienen competencias en

la ordenación de su territorio, en materia del régimen minero y en las cuestiones



medioambientales dentro de su ámbito territorial.

Además, las CCAA tienen transferidas las competencias exclusivas en materia de

energía cuando su transporte no salga de su ámbito territorial, su aprovechamiento

no afecte a otro territorio, y las instalaciones de generación eléctrica tengan una

potencia menor de 50 MW.

En consonancia con sus competencias, los gobiernos autonómicos, en general, han

puesto, en vigor distintos marcos legislativos que regulan los procedimientos,

incluidos los requisitos medioambientales, necesarios para la aprobación de

proyectos de energías renovables. Igualmente, estos gobiernos disponen de planes

autonómicos con objetivos concretos para el aprovechamiento de estos recursos.

Los Planes de Energías Renovables a nivel autonómico representan el instrumento

estratégico y de coordinación de las políticas sectoriales en materia de

infraestructuras energéticas y de fomento de las energías renovables, en cada

comunidad autónoma.

Como referencia, se citan las planificaciones energéticas vigentes en las

comunidades autónomas:

plan Andaluz de sostenibilidad energética 2007-2013;

plan Energético de Aragón 2005-2012;

estrategia Energética del Principado de Asturias Horizonte 2010;

plan Director Sectorial Energético de las Islas Baleares 2015;

plan Energético de Canarias 2015;

plan Energético de Cantabria 2006-2011;

estrategia Marco para el desarrollo energético de Castilla-La Mancha horizonte

2012;

estrategia Regional de Desarrollo Sostenible 2009-2014 de Castilla y León

revisión del Plan de la Energía de Cataluña 2006-2015;

sector de las Energías Renovables de la Comunidad Valenciana: Plan de

Impulso;

acuerdo para el Desarrollo Energético Sostenible de Extremadura;



Plan Energético Estratégico de Galicia 2010-2015;

plan Energético de la Comunidad de Madrid 2004-2012;

plan Energético de la Región de Murcia 2003-2012;

Plan Energético de Navarra 2005-2010;

estrategia Energética del País Vasco 2010;

estrategia Energética General del Gobierno de la Rioja.

En el caso de España, tal como se expresa en el propio PANER, la política

energética se ha dirigido prioritariamente hacia la liberalización y el fomento de la

transparencia en los mercados, el desarrollo de las infraestructuras energéticas y la

promoción de las energías renovables y del ahorro y la eficiencia energética.

Según los objetivos del PANER, debe recogerse la apuesta por las energías

renovables de las que se esperan múltiples efectos positivos sobre el conjunto de la

sociedad entre otros: la sostenibilidad de sus fuentes; la reducción en las emisiones

contaminantes; el cambio tecnológico; la posibilidad de avanzar hacia formas de

energía más distribuida; la reducción de la dependencia energética y del déficit de la

balanza comercial; el aumento del nivel de empleo y el desarrollo rural.

En general, los análisis expresados en el PANER indican que los beneficios futuros

en su conjunto exceden ampliamente a los costes presentes y justifican el marco

regulatorio de apoyo a las energías renovables.

Este marco regulatorio, en el caso español, se vertebra principalmente a través de

un mecanismo consistente en garantizar el cobro de una remuneración por

tecnología superior al precio del mercado mayorista.

La financiación de este sobrecoste se produce a través de la propia tarifa eléctrica y

no mediante un sistema clásico de subvención directa a los productores; sino que el

coste se reparte entre los productores con energías convencionales y los

consumidores.

Como resultado de la prioridad de la entrada en el sistema de la electricidad de



origen renovable, el precio que reciben los productores convencionales se reduce y

sólo en la parte no cubierta por este efecto, los consumidores financian a los

productores renovables.

Este sistema de compensación supone uno de los principales argumentos de los

críticos a la política energética española porque, tal como se expone más adelante,

introduce elementos de inseguridad jurídica relacionados con la incertidumbre e

inestabilidad de las tarifas energéticas.

El anteproyecto de ley de economía sostenible incorporó algunos de los elementos

de los marcos de apoyo a las energías renovables que deben estar presentes para

garantizar la sostenibilidad de su crecimiento futuro.

Estos elementos son:

estabilidad, mediante la garantía de un retorno de las inversiones que incentive

un volumen de instalación compatible con los objetivos establecidos en los

planes de energías renovables;

flexibilidad, que permita incorporar rápidamente a los marcos de apoyo la

evolución de las curvas de aprendizaje y las mejoras tecnológicas;

progresiva internalización de los costes que asume el sistema energético para

garantizar la suficiencia y estabilidad en el suministro;

priorización de la incorporación de aquellas instalaciones que incorporen

innovaciones tecnológicas, que optimicen la eficiencia de la producción, el

transporte y la distribución, que faciliten la gestión a los sistemas energéticos y

que reduzcan las emisiones de gases de efecto invernadero.

Energía eólica

De acuerdo con el PANER, en la actualidad persisten diversos factores que propician

un mayor desarrollo eólico que el actual para el horizonte 2020, entre los que

destacan: amplio potencial eólico todavía sin aprovechar tanto en tierra como mar

adentro; los esfuerzos del operador del sistema eléctrico español y de la industria

eólica mediante la incorporación de nuevas herramientas de gestión, requisitos de

operación y continuas mejoras tecnológicas, para maximizar la penetración eólica en



el sistema.

De entre las medidas generales contempladas en el PANER para superar los nuevos

desafíos para el desarrollo eólico, y de otras energías renovables en España,

fundamentalmente dirigidas a permitir una mayor capacidad de integración eólica en

el sistema eléctrico, destaca la necesidad de aumentar la capacidad de

interconexión con los sistemas eléctricos de Europa central a través de Francia.

Si bien la interconexión en proyecto, cuya puesta en servicio se prevé en 2013,

duplicará la capacidad actual de unos 1.400 MW, el nivel de interconexión se

mantendrá inferior al 3,5% de la potencia total de generación eléctrica en España,

significativamente por debajo del umbral de referencia del 10%, plasmado como

objetivo para todos los Estados Miembro en las conclusiones del Consejo Europeo

de Barcelona en marzo de 2002.

A tales medidas se suman las contempladas para impulsar el despliegue de la

energía eólica marina y de la eólica de pequeña potencia en España.

Además, desde mediados de la próxima década se espera que la repotenciación de

los parques eólicos suponga una aportación muy significativa a la potencia eólica

anual instalada en España.

El parque tecnológico español es relativamente joven, pues el 99% de la potencia

eólica en servicio se puso en marcha en los últimos 15 años (a finales de 1996 había

únicamente unos 200 MW en servicio, frente a los aproximadamente 19.200 MW a

finales de 2009), mientras que su vida útil media ronda los 20 años.

A finales de 2009, solamente unos 400 MW eólicos en España correspondían a

aerogeneradores de potencia unitaria inferior a 500 kW, los considerados de bajo

aprovechamiento eólico, correspondientes a parques eólicos puestos en marcha

antes o durante 1998.

Todos estos modelos rozan la obsolescencia tecnológica (máquinas asíncronas de

paso y velocidad fija, con capacidad nula de regulación de potencia), con unas



prestaciones muy alejadas de los requerimientos actuales.

En general, se espera que estos parques se repotencien entre 2009 y 2015, debido

a la aparición de problemas técnicos en estas instalaciones (reducción de

producción, suministro de repuestos, aumento de costes de operación y

mantenimiento,…), y a las expectativas de aumento de generación eléctrica en el

mismo emplazamiento con una nueva instalación.

No obstante, no es previsible que los parques repotenciados alcancen una cuota de

mercado mayor del 5 % de toda la potencia eólica instalada anual, hasta el año

2015.

En cambio, en el período 2016-2020, se prevé que la repotenciación de los parques

eólicos que se pusieron en marcha a partir de 1998 suponga un aumento progresivo

de la cuota de mercado en términos de potencia anual instalada, incluso superando

a los parques eólicos en nuevos emplazamientos en tierra a partir de 2019.

Eólica de pequeña potencia

Con las medidas planteadas para el despliegue de las instalaciones eólicas de

pequeña potencia, se espera que la potencia en servicio aumente progresivamente

desde los 5 MW en 2011 hasta unos 50 MW durante 2015 y los siguientes años

hasta 2020; todo ello totalizaría unos 370 MW en el período 2011-2020.

Eólica marina

El propio PANER reconoce que si bien existe una treintena de proyectos eólicos

marinos en las costas españolas (Cádiz, Huelva, Castellón, Tarragona, La Coruña,

Islas Canarias,…), en España no existe ningún parque eólico marino en servicio.

Los parques eólicos marinos presentan una problemática tecnológica particular

frente a los parques en tierra, asociada, en general, a la inmadurez y complejidad de

este segmento: mayores costes de inversión, mayor logística constructiva, elevados

costes de operación y mantenimiento, y a la necesidad de estudios de detalle en

entornos sensibles y en condiciones climáticas adversas.



A ello se une la escasez de zonas del litoral español con profundidades marinas

adecuadas para la tecnología actual en los parques en servicio (batimetrías menores

de 50 m), lo que limita en extremo el desarrollo de la eólica marina en el litoral

español, a pesar de las aparentemente vastas zonas disponibles en el dominio

público marítimo-terrestre.

En la actualidad hay distintas iniciativas para la implantación de parques eólicos

experimentales (Cantabria, Cataluña, Andalucía, Islas Canarias y Asturias), incluso

en aguas profundas.

Se espera que estas iniciativas, así como la implantación de parques eólicos

marinos de demostración de tamaño reducido, se pongan en servicio a partir de

2014, iniciando el desarrollo racional y ordenado de la eólica marina en España.

A partir de 2015, se espera que comiencen a entrar en servicio parques eólicos

marinos de gran potencia en el litoral español que, en el horizonte 2020, se prevé

que todos ellos se implanten a profundidades menores de 50 m. Se espera un

incremento anual de la potencia eólica marina instalada progresivo hasta los 750

MW en 2020, de manera que finalice ese año con unos 3.000 MW eólicos marinos.

Algunas críticas al PANER

Dado que la presente tesis centra su atención en la energía eólica marina es

conveniente presentar, como contrapunto, una posición crítica respecto a la

exposición, visión y escenarios previstos en el PANER.

La fundación progreso y democracia (2009) critica el retraso y el modo en que se ha

realizado el Estudio Estratégico del Litoral si bien consideran que los defectos del

mismo tienen una importancia menor a los efectos de la protección ambiental

teniendo en cuenta que los estudios de detalle y los estudios de impacto ambiental

específicos de cada proyecto deberían corregir los errores y deficiencias del

documento de planificación estratégica que, por otro lado, no avala la aptitud

ambiental de las zonas sino que descarta las evidentemente no aptas.



Para la citada fundación parecen ser más importantes algunos elementos de

inseguridad jurídica inherentes al conjunto del proceso del que destacan los

siguientes.

Por un lado, la evaluación de solicitudes de reserva se realiza por un comité con

base en criterios establecidos en el RD 1028/2007 que no son objetivos y sí

discrecionales;

Dado que no se ha publicado un sistema de valoración y ponderación de factores, se

pueden otorgar la solicitud de reserva de zona a empresas con poder de influencia

más que a proyectos mejores desde el punto de vista técnico, ambiental y social.

El único elemento objetivo en la valoración de ofertas presentadas en el

procedimiento de concurrencia es la rebaja de primas que, aunque en apariencia

ofrece ventajas en términos de eficiencia económica, en la práctica se ha mostrado

un sistema complejo y poco efectivo considerado no adecuado por los mayores

mercados en potencial y en desarrollo (Alemania y Reino Unido).

Otro elemento de inseguridad jurídica es que la propia duración del procedimiento

debilita el afán inversor de los promotores debido a la incertidumbre que conlleva el

hecho de conocer la prima actual pero no la que será vigente al final del proceso.

La inseguridad jurídica relativa a las primas no resulta ser una crítica exclusiva de la

fundación progreso y democracia tal como ha podido comprobarse en diversos

medios relevantes de la prensa escrita tanto generalista como económica:

"Industria aplica a las eólicas una rebaja retroactiva de las primas". (ABC,

03/07/2010)

"El Gobierno ahorrará 1.300 millones con el recorte de las primas eólica y

termosolar." (El Mundo, 05/07/2010)

"Industria pacta suaves recortes con la eólica y la termosolar". (El País,

02/07/2010)

"Industria cierra un gran pacto en renovables". (Expansión, 02/07/2010)

"El recorte de primas fotovoltáicas afectaría a 4000 futuras plantas". (Cinco



Días, 03/08/2010)

Al margen de la mera constatación de las críticas a la inseguridad jurídica que se

han producido al PANER y con independencia de los acuerdos que alcancen el

sector y el ejecutivo, resulta evidente que aquellos resultan de una extrema labilidad

y que se encuentran sujetos a incertidumbres coyunturales incompatibles con

proyectos de inversión a largo plazo.

Del estudio detallado del procedimiento administrativo que se expone más adelantes

e se advierte otro elemento de inseguridad debido a que la reserva de zona prevista

no garantiza el éxito del proceso ya que éste precisa culminar otros dos

procedimientos adicionales.

Por un lado la ocupación del dominio público marítimo terrestre y el procedimiento

de evaluación de impacto ambiental ambos sujetos a exposición pública y a consulta

a entidades regionales y locales.

Esto puede llevar, como ha sucedido anteriormente en proyectos que han

despertado alarma social y movilizaciones locales, a que los promotores prevean

partidas presupuestarias para facilitar los consensos más que a la protección

ambiental.

Además debe tenerse en cuenta que si, en el periodo de investigación se demuestra

que el potencial eólico es insuficiente, y el promotor debiera renunciar a los derechos

adquiridos, el RD 1028/2007 prevé la devolución del 1% del presupuesto de la

instalación cuando se ha exigido previamente un aval del 2%.

El desarrollo del DPMT depende del Estado pero la entrega y evacuación en tierra

de la energía generada depende de las diferentes comunidades autónoma en las

que, además de los gobiernos regionales, los ayuntamientos tienen un papel

relevante con lo que se hace aún más sinuoso el procedimiento que conduzca

definitivamente a la explotación del recurso eólico marino.

Actualización del Plan: PANER 2011-2020



El consejo de ministros de 11/11/2011 aprobó el Plan de Acción Nacional de

Energías Renovables de España (PANER) para el periodo 2011-2020.

Las críticas vertidas al borrador previo son sólo indicativas de las sensibilidades de

las diferentes partes interesadas entre las que hay que destacar por un lado el

sector eólico y por otro los movimientos ecologistas.

Aquellas críticas previas sólo pueden presentarse como una descripción de la

actualidad de la materia como tópico de estudio pero el alarmismo social producido

por el borrador y publicado por los diversos medios debe limitarse a la vista del texto

definitivo del PANER 2011-2020.

Del estudio de este documento se debe presentar como principal resumen de interés

para la presente tesis, el objetivo de alcanzar 2020 de una potencia eólica instalada

de 38.000 MW de los cuales 35.000 MW son terrestres y 3.000 corresponde a

instalaciones marinas.

Para lograr este objetivo, en relación con la energía eólica marina se prevén

diversas medidas políticas y reglamentarias, pocas de ellas existentes o en

ejecución, conducentes a:

agilizar y facilitar los trámites y autorizaciones administrativas;

impulsar el desarrollo tecnológico nacional;

En particular, se declara en estado de “en proyecto” la adopción de medidas para

facilitar la implantación de parques eólicos marinos de demostración de tamaños

inferiores a los 50MW mediante procedimientos simplificados de tramitación

administrativa.

Esta medida así como las otras previstas para la potenciación de otras formas de

energía renovable responden a la corrección del anterior PANER (2005-2010) en

materia regulatoria.

Igualmente se expone la adopción de procedimientos simplificados para las

actividades de experimentación e investigación.



Por otro lado, se define la eólica marina como uno de un total de 22 sistemas

renovables sobre cuyos equipos se determinarán las especificaciones técnicas

actualmente existentes que, en particular son:

aerogeneradores

torres

alternador

cables submarinos

subestación eléctrica

equipos de señalización y balizamiento

De acuerdo con el PANER 2011-2020 las especificaciones técnicas son aquellas

normas de calidad que deben ser cumplidas por las instalaciones en su conjunto

debido a que sus normas de calidad han sido traspuestas dentro de la legislación

vigente mediante Reales Decretos.

Para las especificaciones técnicas de los equipos de sistemas de energías

renovables se han definido las normas de calidad UNE para los equipos

identificados anteriormente salvo para los equipos de señalización y balizamiento.

El plan, expone las particulares dificultades para el desarrollo eólico marino debidas

a la inmadurez y complejidad del sector, entre otras razones entre las que se debe

destacar la limitada longitud de litoral con batimetrías inferiores a 50m lo que reduce

el aparente vasto potencial español.

Dentro del PANER 2011-2020 se resumen el RD 1028/2007 de procedimiento de

instalaciones indicando haciendo referencia particularmente al límite mínimo de

50MW por instalación incluyendo la variación del 15% sobre la potencia indicada en

la solicitud de reserva de zona.

En relación con este RD 1028/2007, se establece una prima de referencia de 8.9184

c€/kWh y una prima tope de 17.3502 c€/kWh.

Por concluir con los aspectos más relevante del texto definitivo del PANER 2011-



2020 se debe señalar que en el plan se exponen:

las iniciativas experimentales en diversas comunidades que en tamaños

reducidos de demostración se espera que entren en servicio a partir de 2014;

la previsión de entrada en servicio de parques de gran potencia a partir de

2015 con lo que en el horizonte de 2020 se esperan unos 750 MW eólicos

marinos, todos ellos en profundidades inferiores a los 50m.



2.4. ANÁLISIS NORMATIVO Y LEGAL

2.4.1. REGULACIÓN SECTORIAL INTERNACIONAL

La Unión Europea constituye un régimen internacional que ha elaborado una

normativa medioambiental a través del ejercicio de su capacidad de iniciativa

legislativa en esta política (mecanismo de armonización).

Esta normativa también se ha producido como resultado, de la incorporación de

medidas aplicadas con éxito por países tanto fuera como dentro del entorno

comunitario mediante un mecanismo de emulación y, en menor medida, del

seguimiento y aplicación de los programas auspiciados por otros organismos

internacionales por mecanismo de difusión).

Con independencia de dónde proceda la normativa, una vez que es adoptada por la

Unión Europea se convierte en comunitaria y pasa a ser de aplicación obligada por

los Estados Miembro.

El proceso de europeización puede así entenderse, de forma simplificada, como

producto de una doble dinámica: o bien los países influyen en Bruselas de forma que

sus políticas sean incorporadas y, posteriormente, impuestas al resto, o bien aceptan

la política que proviene de Bruselas negociando, en todo caso, adaptaciones

marginales a la misma.

En la realidad, sin embargo, ambas dinámicas se encuentran entremezcladas, sobre

todo desde que la Comisión Europea persigue más activamente la cooperación de

gobiernos y grupos de interés a la hora de elaborar la legislación en este campo.

En España, según Aguilar (2003), de las tres dimensiones en que puede dividirse la

política medioambiental, es la sustantiva o la de contenido la que más se ha

europeizado, principalmente porque el mecanismo por antonomasia de la

europeización, la armonización (entendida como transposición de directivas al

derecho interno), es el que mayor incidencia tiene en cuanto a cambios en la

sustancia de la normativa.



La dimensión institucional ha experimentado también transformaciones que se

explican como resultado de la influencia europea, pero todavía mantiene inercias

(descoordinación institucional) o conserva rasgos previos a la adhesión a la

Comunidad (la asimetría del sistema de relaciones intergubernamentales), por lo que

su grado de europeización es menor que el de la dimensión sustantiva.

2.4.2. REGULACIÓN DEL MEDIO AMBIENTE MARINO

La explotación de los recursos energéticos renovables en el entorno marino cuenta

con una historia que hay que medir en décadas si bien a niveles de investigación

básica y aplicada lejos aún de desarrollos que permitan la explotación comercial de

tales recursos.

La eólica marina se ha incorporado recientemente al conjunto de estas fuentes de

energía pero, aun contando con la experiencia de las instalaciones en tierra, hoy en

día quedan numerosos desafíos tecnológicos por resolver lo que hace de éstos,

sistemas inmaduros que aún no aportan suficiente experiencia al fondo de

conocimiento ambiental ni tecnológico.

Por esto, no es extraño que el grueso de la regulación sobre impacto ambiental en el

medio marino venga de la mano de la industria de extracción de gas y petróleo ni

que las normas y códigos se centren en los impactos más significativos de estas

actividades, principalmente relativos a la contaminación de las aguas por disolución

de hidrocarburos y el vertido de los desechos procedentes de buques y plataformas.

Durante las últimas cinco décadas, la continua exploración y explotación de los

recursos marinos de gas y petróleo han tenido lugar en diversos escenarios de todo

el mundo.

El objeto de estas actividades, originalmente centradas en aguas poco profundas

próximas a las costas, se ha expandido hasta aguas profundas (Golfo de México,

Brasil, Reino Unido, Noruega, Nigeria, Angola o Filipinas) y a condiciones

ambientales severas (Canadá, norte de Rusia o las Shetlands en Escocia).



Paralelamente a esta expansión, la explotación de los recursos petrolíferos continúa

en áreas ambientalmente vulnerables como los mares cerrados o semicerrados

(Caspio, Mediterráneo, Negro, Rojo, Golfo de Suez o Golfo Pérsico).

Frente a este escenario expansivo de la extracción de hidrocarburos, la necesidad

de protección medioambiental y desarrollo sostenible han ido en aumento.

El hecho que las actividades de explotación de recursos petrolíferos tengan

importantes efectos ambientales colaterales ha conducido a un examen detenido de

los procesos operativos clave con el propósito de mejorar el desempeño ambiental

de las tales actividades.

Los beneficios de adoptar prácticas de protección ambiental son ampliamente

reconocidos tanto por los reguladores como por los operadores.

Este reconocimiento ha contribuido al desarrollo de una amplia variedad de

instrumentos normativos nacionales y regionales así como al desarrollo de guías de

autorregulación promovidas tanto por los propios operadores como por

organizaciones no gubernamentales.

Desde la primera convención internacional para la prevención del mar en 1954,

pasando por la convención de alta mar (1958); la convención internacional sobre

responsabilidad civil por daños derivados de la contaminación con petróleo (1969); el

convenio Internacional para prevenir la contaminación por los Buques MARPOL

73/78; la Convención de París para la protección del medio marino del Atlántico del

nordeste(1992); hasta las conferencias del mar del norte (2006); tres mecanismos

diferentes se han desarrollado en la legislación internacional relativa a las descargas

de las plataformas marítimas durante casi sesenta años.

Un marco regulador para la gestión de los desechos domésticos generados como

parte de las actividades de extracción en entorno marino se proporciona en el anexo

V del MARPOL 73/78 que prohíbe la descarga de basura cerca del litoral así como la

descarga de plásticos aunque, los restos orgánicos asimilables a domésticos pueden



verterse al mar ya que, las plataformas se sitúan, generalmente a más de 12 millas

náuticas del litoral más próximo.

El mismo Convenio MARPOL proporciona en su anexo IV un marco global para la

descarga de desechos aunque no es vinculante.

Los acuerdos regionales que tratan este aspecto de las descargas de desechos en

instalaciones marinas (Convención de Helsinki 1974, Protocolo de Barcelona 1994)

procuran que las disposiciones estén en concordancia con el anexo IV de MARPOL.

Como los propios operadores reconocen, el futuro acceso a recursos petrolíferos

depende del descubrimiento de métodos de explotación ambientalmente sostenibles

y de la cooperación, en lugar del conflicto, con los organismos reguladores.

La necesidad de minimizar el impacto ambiental ha sido uno de los cambios más

significativos ocurridos a la industria petrolífera durante la década de los 80 teniendo

en cuenta, que la regulación ambiental, incluso en el sector, es un fenómeno

reciente.

Gobiernos e industria parecen dispuestos a explorar estrategias innovadoras que

vayan más allá del tradicional acercamiento opuesto a la gestión ambiental.

El propio concepto de desarrollo sostenible requiere una aproximación diferente para

extender el debate de la simple reducción de la contaminación de las operaciones a

la resolución de conflictos relativos a la conservación o uso de recursos en muchos

ambientes marinos.

Por otro lado, el ámbito internacional del la explotación marina de yacimientos de

gas y petróleo ha dado lugar a la necesidad del intercambio de información y

experiencias en las prácticas medioambientales de tales actividades.

Esta necesidad se ha satisfecho parcialmente con la adhesión a la conferencia sobre

medio ambiente y desarrollo sostenible de la Naciones Unidas de 1992.

Esta conferencia dio como resultado la adopción de la "agenda 21" que proporcionó



un programa internacional para alcanzar un desarrollo sostenible en el siglo 21.

En particular, se reconocía explícitamente que las leyes internacionales detallan los

derechos y obligaciones de los Estados y proporcionan la base legal sobre la que

perseguir la protección y desarrollo sostenible del medio ambiente marino y costero.

Específicamente se hace un llamamiento para que se tomen medidas para controlar

la degradación del medio ambiente debido a las actividades marinas.

La comisión de desarrollo sostenible en la reunión de 1996 animó a los organismos

internacionales y regionales relevantes y competentes a hacer propuestas

apropiadas a la reunión de expertos que tendría lugar en Holanda sobre actividades

petrolíferas marinas en la que se intercambiarían experiencias nacionales y

regionales.

2.4.2.1. Tipos de enfoques normativos

Como consecuencia de este impulso, Holanda y Brasil organizaron la reunión

internacional de expertos sobre prácticas medioambientales en las actividades

petrolífera marinas (Noordwijk, Holanda) en noviembre de 1997 sobre prácticas

ambientales marítimas en las actividades de extracción de gas y petróleo.

Las conclusiones de tal encuentro pusieron de manifiesto que hay,

fundamentalmente, dos aproximaciones a la regulación ambiental de la actividad de

esta industria:

El enfoque prescriptivo se basa en los requisitos específicos gubernamentales que

deben ser satisfechos.

Las prescripciones técnicas dejan claro qué se requiere y proporcionan certidumbre

jurídica. Este enfoque permite a los gobiernos, determinar, de modo sencillo,

mediante un procedimiento de inspección si los operadores cumplen los requisitos o

no.

Aunque el enfoque prescriptivo es ampliamente usado por los gobiernos,



gradualmente se está complementando con el enfoque basado en el desempeño

según muestran los ejemplos sobre establecimiento de objetivos, negociación de

acuerdos y medidas económicas, para lograr mejores resultados a un coste menor

que mediante el enfoque prescriptivo clásico.

El enfoque de logros o rendimientos pone el énfasis en establecer objetivos que

deben alcanzarse.

En general, la industria acepta de mejor grado la adopción de medidas voluntarias

eficaces con lo que se requiere menos regulación; las medidas acordadas pueden

incluir códigos de buenas prácticas, planes de acción, límites y objetivos negociados.

Bajo el enfoque prescriptivo, las industrias se han limitado a cumplir los requisitos

mientras que el enfoque de desempeño ha proporcionado a los operadores la

oportunidad de encontrar otras formas de alcanzar los objetivos acordados.

Una vez acordados los límites ambientales, es responsabilidad del operador definir

las estrategias y los métodos para lograr los objetivos así como proporcionar las

evidencias que aseguren que se están cumpliendo los acuerdos.

Así, la industria ha pasado a ser un corregulador que actúa proactivamente con los

gobiernos para resolver problemas que se plantean como desafíos comunes de

modo que algunas asociaciones sectoriales extienden su rol de lobby al de

promotores de medidas de protección ambiental.

2.4.2.2. Evaluación de impacto ambiental

A nivel internacional, La Convención de la Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar de 1982

(UNCLOS) proporciona un marco regulador para la evaluación de impacto ambiental y

para la monitorización ambiental.

A nivel regional, se dan especificaciones más concretas, aunque no vinculantes, en

la Convención de Espoo de 1991 “Convenio de la Comisión Económica para Europa

de las Naciones Unidas sobre la evaluación del impacto ambiental en un contexto

transfronterizo” en vigor desde 1997.



En algunas ocasiones, convenciones y sus protocolos de desarrollo reclaman a las

partes implicadas la implementación de los requisitos de evaluación de impacto

ambiental relativos a las actividades productivas marinas como mediante los

protocolos de Kuwait en 1989 de Barcelona en 1994.

Junto a estas iniciativas, la Unión Europea dispone de la directiva 97/11/CE por la

que se modifica la Directiva 85/337/CE, relativa a la evaluación de las repercusiones

de determinados proyectos públicos y privados sobre el medio ambiente que

comprende los requisitos de la evaluación de impacto ambiental de proyectos

incluidos los de producción de petróleo y gas.

A nivel nacional, las especificaciones relativas a evaluación de impacto ambiental

están, normalmente integradas en un marco legislativo medioambiental general y es

frecuente que un procedimiento de evaluación ambiental sea obligatorio, antes de

que comience la producción, para las actividades de exploración, perforación y

prospección.



2.5. REGULACIÓN ESPAÑOLA

Conforme con la Constitución Española de 1978, el Estado tiene competencias

sobre "la Legislación Básica para la protección del Medio Ambiente, sin perjuicio de

las facultades de las Comunidades Autónomas para establecer normas adicionales"

(Art. 149). Igualmente, contempla que "las Comunidades Autónomas podrán asumir

competencias en la gestión en materia de protección del Medio Ambiente" (Art. 148).

Por otra parte, también se establece que "la ordenación del territorio es competencia

del gobierno autonómico" (Art.48,1,3).

Posteriormente, la transferencia de competencias a las comunidades autónomas en

materia energética y de protección del medio ambiente, entre otras, se plasman a

través de las estipulaciones de cada uno de los estatutos de autonomía.

De hecho, los estatutos de autonomía están reconocidos por la constitución como “la

norma institucional básica de cada comunidad autónoma, y el estado los reconocerá

y amparará como parte integrante de su ordenamiento jurídico” (Art. 147), lo que

tiene lugar mediante Ley Orgánica.

Dentro del ámbito de la presente tesis se reseñan, a continuación, los principales

elementos normativos en materia energética y medioambiental.

La Ley 54/1997 del Sector Eléctrico, de 27 de noviembre, cuyo objetivo principal es

regular las actividades destinadas al suministro de energía eléctrica, integró el

Régimen Especial, anteriormente regulado en el RD 2366/94, para la generación

eléctrica con energías renovables, de potencia inferior a 50 MW (de carácter

voluntario), otorgando competencias a las Comunidades Autónomas para su

autorización.

La Ley también garantizó el acceso a la red de las instalaciones en el régimen

especial, e introdujo las bases en materia de régimen económico y de producción

que se desarrollaron posteriormente con sucesivos reales decretos (Reales Decretos

2818/1998, de 23 de diciembre, 436/2004, de 12 de marzo y 661/2007, de 26 de



mayo).

Igualmente, la Ley otorgó competencias a cada comunidad autónoma en el

desarrollo legislativo y reglamentario y en la ejecución de la normativa básica del

estado en materia eléctrica.

En síntesis, con esta legislación, los productores de electricidad procedente de

energías renovables tienen garantizado el acceso a la red, y las condiciones

técnicas y económicas entre productores y distribuidores están claramente definidas.

El Real Decreto 661/2007, de 26 de mayo, por el que se regula la actividad de

producción de energía eléctrica en régimen especial, desarrolla la Ley 54/1997 del

Sector Eléctrico, y establece el régimen jurídico y económico de las instalaciones

generadoras de energía eléctrica de cogeneración y aquellas que utilicen como

materia prima energías renovables y residuos, con el objetivo fundamental de

establecer un sistema estable y predecible que garantice una atractiva rentabilidad a

la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.

El Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, rige los procedimientos de

autorización de instalaciones de producción, y redes eléctricas de transporte y

distribución, cuando su aprovechamiento afecte a más de una comunidad autónoma,

o cuando la potencia eléctrica a instalar supere los 50 MW, o cuando el transporte o

distribución salga del ámbito territorial de una de ellas en cuyo caso, el organismo

competente es la Dirección General de Política Energética y Minas, del Ministerio de

Industria, Turismo y Comercio.

Por su parte, el Real Decreto 1028/2007 de 20 de julio, establece el procedimiento

administrativo para la tramitación de las solicitudes de autorización de instalaciones

de generación eléctrica en el mar territorial, siendo igualmente la Dirección General

de Política Energética y Minas el órgano sustantivo en dicho procedimiento.

El Real Decreto 842/2002, de 2 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento

electrotécnico para baja tensión junto a sus instrucciones técnicas complementarias



(ITC) BT 01 a BT 51, que resulta de aplicación a todas las instalaciones generadoras

de energías renovables conectadas en baja tensión.

El Real Decreto 314/2006 por el que se aprueba el Código Técnico de la Edificación

establece, entre otras, exigencias básicas de contribución de energía solar

fotovoltáica en la edificación.

Por su parte, el aprovechamiento de recursos geotérmicos encuentra su marco

normativo en la legislación minera, por su carácter de recursos mineros energéticos,

concretamente, en la Ley 22/1973, de 21 de julio, de Minas (modificada por la Ley

54/1980, de 5 de noviembre).

La autorización de los aprovechamientos geotérmicos de alta entalpía se rige por el

régimen de concesiones de los recursos establecido en la legislación minera.

En este caso, la competencia en el desarrollo legislativo y la ejecución de la

legislación básica del estado en materia de régimen minero es de las comunidades

autónomas.

En cuanto al marco regulatorio existente en materia ambiental, la Ley 9/2006, de 28

de abril, sobre evaluación de los efectos de determinados planes y programas en el

medio ambiente, introduce en la legislación la evaluación ambiental estratégica,

como un instrumento de prevención que permite integrar los aspectos ambientales

en la toma de decisiones de planes y programas públicos, tanto en el ámbito de la

administración general del estado como en el ámbito autonómico.

Esta Ley incorpora a nuestro derecho interno la Directiva 2001/42/CE del

Parlamento Europeo y del Consejo, de 27 de junio de 2001, relativa a la evaluación

de los efectos de determinados planes y programas en el medio ambiente.

Por otra parte, el Real Decreto Legislativo 1/2008, de 11 de enero, por el que se

aprueba el texto refundido de la Ley de Evaluación de Impacto Ambiental de

proyectos, establece el régimen jurídico aplicable a nivel estatal para la evaluación

de proyectos cuyo fin sea realizar obras o instalaciones, relacionadas, entre otras



actividades, con las energías renovables.

Para los proyectos que deban ser autorizados o aprobados por la administración

general del estado, el órgano ambiental es el Ministerio de Medio Ambiente y Medio

Rural y Marino.

El Real Decreto 1028/2007, de 20 de julio, por el que se establece el procedimiento


de generación eléctrica en el mar territorial racionaliza el procedimiento para la

implantación de instalaciones marinas de generación, de competencia estatal,

salvaguardando los espacios donde vayan a instalarse frente a posibles impactos

medioambientales, teniendo en cuenta la ausencia de experiencias en el mar.

Igualmente, recoge la normativa nacional de aplicación, y la integra en un solo

procedimiento administrativo que oriente a la iniciativa privada.

En particular, el establecimiento de las instalaciones eólicas marinas, que tendrán

una potencia mínima superior a 50 MW, requiere previamente la realización de

estudios, ensayos y análisis que, por la envergadura de los proyectos y por la

inexistencia de experiencias anteriores, deben necesariamente abarcar un extenso

periodo de tiempo.

Por su importancia para el objeto de la presente tesis, este Real Decreto se describe

con detalla suficiente más adelante.

2.5.1. DIRECTIVA DE IMPACTO AMBIENTAL

En 1985 se adoptó la directiva 85/337/CEE sobre declaración de los efectos de

ciertos proyectos públicos y privados sobre el medio ambiente sustancialmente

modificada en 1997por la Directiva 97/11/CE del Consejo, de 3 de marzo de 1997 y

que requiere de las autoridades, una declaración sobre los efectos directos e

indirectos sobre las personas y el medio ambiente previstos como consecuencia de

la ejecución de determinados proyectos, relacionados principalmente con

infraestructuras.



A tal fin se han establecido procedimientos específicos como el requisito al promotor

de proporcionar información del proyecto y de sus impactos previstos, la implicación

de organismos autorizados de la administración así como la posibilidad de

participación de partes interesadas y la inclusión de todos estos aspectos en la

declaración de impacto.

El Tribunal de Justicia de la Unión Europea ha proporcionado una amplia

interpretación a los requisitos de la directiva y su jurisprudencia ha contribuido a

nuevas obligaciones como el requerimiento a los Estados Miembro a examinar caso

por caso cuándo debe hacerse una declaración de impacto o bien a establecer

niveles sobre los cuales, determinados proyecto deben ser objeto de declaración de

impacto.

Al margen de las dificultades para la transposición, en los plazos previstos, de la

directiva a la legislación de cada Estado Miembro, la aplicación de los requisitos de

la directiva supone, en sí misma, un problema.

En 1996, la Comisión indicó que la mayoría de las reclamaciones, solicitudes e

infracciones procedimentales se debían a la aplicación de la directiva 85/337/CE.

En este sentido, la mayoría de asuntos están relacionados con la decisión política de

ejecución de proyectos con independencia de su potencial impacto negativo, la baja

calidad de la declaración de impacto, el comienzo de la ejecución de los proyectos

previamente a la declaración, proyectos excluidos arbitrariamente de la obligación de

declaración de impacto y la omisión de la consulta y participación de partes

interesadas.

Como consecuencia de la aprobación de la directiva 85/337/CEE en 1985 se

aprueba en España el Real Decreto Legislativo 1302/1986 de evaluación de impacto

ambiental que adapta la citada directiva así como el Real Decreto 1131/1988 por el

que se aprueba su reglamento.

A partir de este momento, la mayoría de las comunidades autónomas desarrollan



figuras legislativas complementarias de protección medioambiental.

Esta legislación europea, española y autonómica aparenta ser la solución a los

problemas ambientales que durante el final del siglo XX calaron en la sensibilidad de

una sociedad cada vez más concienciada y conocedora del impacto sobre el entorno

de las actividades humanas.

Sin embargo, este despliegue legislativo, pese a las expectativas que pudieran

despertarse en su momento, no ha resultado ser la solución a una problemática de

enorme complejidad si bien hay que reconocer que los estudios de impacto

ambiental se han convertido en los documentos técnicos más divulgados y

conocidos entre los no especialistas.

La Directiva 85/337/CEE, del Consejo, de 27 de junio de 1985, relativa a la

evaluación de las repercusiones de determinados proyectos públicos y privados

sobre el medio ambiente, ha regulado la amplitud con que deben realizarse los

estudios de impacto ambiental de ciertas obras públicas y privadas.

Posteriormente, la citada norma comunitaria es modificada por la Directiva 97/11/CE

del Consejo, de 3 de marzo de 1997.

Por otra parte, para asegurar la plena compatibilidad de la Directiva 85/337/CEE con

las disposiciones del Convenio de Aarhus (1998), la misma se ha visto afectada por

la Directiva 2003/35/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de mayo de

2003, por la que se establecen medidas para la participación del público en

determinados planes y programas relacionados con el medio ambiente y por la que

se modifican, en lo que se refiere a la participación del público y el acceso a la

justicia, las Directivas 85/337/CEE y 96/61/CE del Consejo.

Otra posterior modificación de la Directiva 85/337/CE ha tenido lugar mediante la

aprobación de la Directiva 2009/31/CE, de 23 de abril de 2009, relativa al

almacenamiento geológico de dióxido de carbono.

La incorporación al ordenamiento español de la Directiva 85/337/CE se ha efectuado



mediante el Real Decreto Legislativo 1302/1986, de 28 de junio, de evaluación de

impacto ambiental, desarrollado, a su vez, mediante el reglamento para su

ejecución, aprobado por Real Decreto 1131/1988, de 30 de septiembre.

El Tribunal Constitucional dictó la Sentencia 13/98, de 22 de enero, declarando el

decreto 1131/1988 conforme a la Constitución y a la distribución de competencias

estatales y autonómicas.

Según la Directiva 85/337/CE, es obligatorio para los Estados Miembro someter a

evaluación los tipos de proyectos contenidos en el Anexo I de dicha norma

comunitaria, que correspondían a infraestructuras de gran envergadura, mientras

que los que figuraban en el Anexo II se someterían a evaluación cuando los Estados

Miembro consideraran que sus características lo exigían, para lo que podían

determinar los tipos de proyectos que quedaban sujetos a dicha obligación o

establecer criterios y/o umbrales necesarios para determinar cuándo debían ser

objeto de evaluación.

El Real Decreto Legislativo 1302/1986 incorporó en su único Anexo los proyectos

que debían someterse al citado procedimiento contenidos en el Anexo I de la

Directiva, pero dejó sin cumplimentar lo relativo al Anexo II de la misma, pues

aunque incluyó en la lista española de evaluación obligatoria tres tipos de proyectos

del referido Anexo II, dejó sin establecer, para los restantes tipos de este Anexo, los

mencionados criterios de selección alternativos.

Los proyectos del Anexo II que pasaron a evaluación obligatoria fueron:

Grandes presas

Primeras repoblaciones cuando entrañen riesgos de grandes transformaciones

ecológicas negativas.

Extracción a cielo abierto de hulla, lignito y otros minerales.

No obstante, con posterioridad, la relación del Anexo del Real Decreto legislativo

1302/1986 se vio ampliada con nuevos supuestos.



En primer lugar, las transformaciones de uso del suelo que impliquen eliminación de

la cubierta vegetal arbustiva o arbórea y supongan riesgo potencial para las

infraestructuras de interés general de la nación y, en todo caso, cuando dichas

transformaciones afecten a superficies superiores a 100 hectáreas, fueron incluidas

en el Anexo del R.D.L. por la Disposición Adicional Segunda de la Ley 4/1989, de 27

de marzo, de Conservación de los Espacios Naturales y de la Flora y Fauna

Silvestres.

En segundo lugar, según el artículo 6 del Real Decreto 1997/1995, de 7 de

diciembre, por el que se establecen medidas para contribuir a garantizar la

biodiversidad mediante la conservación de los hábitats naturales y de la fauna y flora

silvestres, cualquier plan o proyecto que, sin tener relación directa con la gestión del

lugar o sin ser necesario para la misma, pueda afectar de forma apreciable a los

citados lugares, ya sea individualmente o en combinación con otros planes o

proyectos, se someterá a una “adecuada evaluación” de sus repercusiones en el

lugar.

En el Real Decreto Ley 9/2000, estos aspectos se regulan también en el grupo 9 del

anexo I, relativo a “otros proyectos”.

En tercer lugar, según la disposición adicional duodécima de la Ley 54/1997, de 27

de noviembre, del sector eléctrico, se ampliaba también la lista con la inclusión de la

actividad de construcción de líneas aéreas de energía eléctrica con una tensión igual

o superior a 220 KV y una longitud superior a 15 km.

En el Real Decreto Ley 9/2000, de 6 de octubre, este aspecto se recoge en el grupo

3.g), sobre industria energética.

El Real Decreto Ley 9/2000, de 6 de octubre, de modificación del Real Decreto

legislativo 1302/1986, de 28 de junio, de Evaluación de Impacto Ambiental, tuvo por

objeto incorporar plenamente a nuestro derecho interno la Directiva 85/337/CE, con

las modificaciones introducidas por la Directiva 97/11/CE, del Consejo, de 3 de

marzo de 1997.



Con este fin, se modificaron determinados artículos del real decreto legislativo

1302/1986, que seguía vigente, al tiempo que se sustituyó su anexo por el anexo I

del Real Decreto ley 9/2000 (proyectos sometidos a evaluación de impacto

ambiental obligatoria), que además introdujo dos nuevos anexos, numerados como II

(proyectos en los que la evaluación de impacto ambiental es potestativa del órgano

ambiental) y III (criterios de selección a los que deberán ajustarse los proyectos

relacionados en el anexo II).

El congreso de los diputados, en su sesión de 19 de octubre de 2000, acordó

convalidar el real decreto Ley 9/2000, así como la tramitación del mismo, como

proyecto de ley, por el procedimiento de urgencia (Resolución de 19 de octubre de

2000, publicada en el B.O.E. 25.10.2000).

A tales efectos, fue aprobada la Ley 6/2001, de 8 de mayo, de modificación del real

decreto legislativo 1302/1986, de 28 de junio, de evaluación de impacto ambiental,

norma que, además, aportaba algunas novedades puntuales al contenido del real

decreto Ley 9/2000, en especial la regulación de las infracciones.

Mediante la ley 62/2003, de 30 de diciembre, de medidas fiscales, administrativas y

del orden social, se introdujeron nuevas modificaciones en el real decreto legislativo

1302/1986.

El alcance resumido de tales modificaciones es el siguiente:

se explicita que en la evaluación de los efectos previsibles directos e indirectos

de un proyecto sobre la población, la flora, la fauna, el suelo, el aire, el agua,

los factores climáticos, el paisaje y los bienes materiales, incluido el patrimonio

histórico artístico y el arqueológico, se tendrá necesariamente en cuenta la

interacción entre todos esos factores;

se concretan con mayor precisión las competencias del órgano ambiental en la

declaración de impacto ambiental;

se fija el alcance del informe preceptivo de las comunidades autónomas en la

evaluación ambiental de los planes y proyectos ambientales, en que la

competencia para emitir la declaración de impacto ambiental corresponde al



estado, cuando aquéllos afecten a zonas de especial conservación de la

comunidad autónoma.

Posteriormente, la disposición transitoria única de la ley 6/2001, de modificación del

real decreto legislativo 1302/1986, de evaluación de impacto ambiental, fue

derogada mediante la Ley 9/2006, de 28 de abril, sobre evaluación de los efectos de

determinados planes y programas en el medio ambiente.

Además, la Ley 9/2006 en su disposición final primera, modificó con cierta amplitud

el propio real decreto legislativo 1302/1986.

Por otra parte, también hay que tener en cuenta la modificación del real decreto

legislativo 1302/1986, producida mediante la disposición final primera de la Ley

27/2006, de 18 de julio, por la que se regulan los derechos de acceso a la

información, de participación pública y de acceso a la justicia en materia de medio

ambiente y por la que se incorporan las directivas 2003/4/CE sobre acceso a la

información y 2003/35/CE sobre participación en la elaboración de planes y

programas relacionados con el medio ambiente y por la que se modifican, en lo que

se refiere a la participación del público y el acceso a la justicia, las directivas

85/337/CE (de evaluación de impacto ambiental) y 96/61/CE del Consejo (de

prevención y control integrado de la contaminación).

Además, según la disposición final quinta de la Ley anteriormente citada, el gobierno

debe elaborar y aprobar un texto refundido en el que se regularice, aclare y

armonice las disposiciones legales vigentes en materia de evaluación de impacto

ambiental.

A su vez, la Ley 34/2007, de 15 de noviembre, de calidad del aire y protección de la

atmósfera, en su disposición final séptima, estableció el plazo de un año para la

aprobación del citado texto refundido.

El Texto refundido de la ley de evaluación de impacto ambiental de proyectos se ha

aprobado mediante el real decreto legislativo 1/2008, de 11 de enero.



A través de éste, que consta de 23 artículos, se expone de forma secuencial cómo

debe desarrollarse la evaluación de impacto, definiendo todas las actuaciones que

comprende el proceso.

De esta manera, se ordenan bajo el texto refundido las distintas disposiciones

aprobadas a lo largo de los años en relación con la evaluación de impacto ambiental.

El citado Real Decreto Legislativo deroga expresamente las siguientes normas

anteriores:

el real decreto legislativo 1302/1986, de 28 de junio, de evaluación de impacto

ambiental;

la disposición adicional segunda de la ley 4/1989, de 27 de marzo, de

conservación de los espacios naturales y de la flora y fauna silvestres;

la disposición adicional duodécima de la ley 54/1997, de 27 de noviembre, del

sector eléctrico;

el real decreto ley 9/2000, de 6 de octubre, por que se modifica el real decreto

legislativo 1302/1986, de 28 de junio, de evaluación de impacto ambiental;

la ley 6/2001, de 8 de mayo, por la que se modifica el real decreto legislativo

1302/1986, de 28 de junio, de evaluación de impacto ambiental;

el artículo 127 de la Ley 62/2003, de 30 de diciembre, de medidas fiscales,

administrativas y del orden social;

la disposición final primera de la ley 9/2006, de 28 de abril, sobre evaluación de

los efectos de determinados planes y programas en el medio ambiente;

la disposición final primera de la ley 27/2006, de 18 de julio, por la que se

regulan los derechos de acceso a la información, de participación pública y de

acceso a la justicia en materia de medio ambiente.

La Ley 6/2010, de 24 de marzo, de modificación del texto refundido de la ley de

evaluación de impacto ambiental de proyectos, aprobado por el real decreto

legislativo 1/2008, de 11 de enero pretende una mayor transparencia sobre el estado

de tramitación de todos los proyectos afectados, identificar tempranamente los

elementos más complicados y velar por el cumplimiento de los plazos en la



legislación vigente.

En relación con el reglamento para la ejecución del real decreto legislativo

1302/1986, de 28 de junio, aprobado por real decreto 1131/1988, de 30 de

septiembre, deberá ser adaptado a la nueva normativa, estando vigente en la parte

que no se oponga a la misma.

La preocupación en el contexto internacional acerca de la importancia de la

evaluación ambiental viene reflejada por la elaboración del Convenio sobre

evaluación de impacto ambiental en un contexto transfronterizo, de Espoo (1991).

En este aspecto, el real decreto ley 9/2000, siguiendo también el criterio de la

directiva, establece que cuando un proyecto pueda tener repercusiones significativas

sobre el medio ambiente de otro estado miembro de la Unión Europea, se seguirá el

procedimiento regulado en el mencionado Convenio.

En la quinta Conferencia Ministerial “Medio Ambiente para Europa”, celebrada en

Kiev (Ucrania) el 21 de mayo de 2003, se adopta el Protocolo sobre evaluación

estratégica del medio ambiente de la Convención de Espoo (Protocolo SEA).

Mediante Decisión 2008/871/CE del Consejo, de 20 de octubre de 2008, se aprueba,

en nombre de la Unión Europea el Protocolo SEA que contribuye a la protección

medioambiental al establecer que deben evaluarse los efectos importantes sobre el

medio ambiente, incluida la salud, que probablemente se deriven de la ejecución de

planes y programas y al intentar que las preocupaciones que suscita el medio

ambiente, incluida la salud, se consideren e integren, cuando proceda, en la

preparación de propuestas de políticas y legislación.

Considerando el elevado número de disposiciones desarrolladas (sin contar con la

normativa autonómica) así como los bucles de modificaciones se entiende más que

justificado el RDL 1/2008 como texto refundido de ley de evaluación de impacto

ambiental.



2.5.2. REAL DECRETO LEGISLATIVO 1/2008

El real decreto legislativo 1/2008, de 11 de enero, por el que se aprueba el texto

refundido de la ley de evaluación de impacto ambiental de proyectos.

La legislación sobre evaluación de impacto ambiental ha experimentado sucesivas

modificaciones desde la publicación del Real decreto legislativo 1302/1986, de 28 de

junio, de evaluación de impacto ambiental, que adecuaba el ordenamiento jurídico

interno a la legislación comunitaria vigente entonces en materia de evaluación de

impacto ambiental tal como se ha expuesto en el epígrafe anterior.

El número y la relevancia de las modificaciones realizadas, ponen de manifiesto la

necesidad de aprobar mediante el RDL 1/2008 un texto refundido que armonice las

disposiciones vigentes en materia de evaluación de impacto ambiental de proyectos.

Esta refundición se limita a la evaluación de impacto ambiental de proyectos y no

incluye la evaluación ambiental de planes y programas regulada en la Ley 9/2006,

de 28 de abril, sobre evaluación de los efectos de determinados planes y programas

en el medio ambiente.

En su mayor parte, el RDL 1/2008 tiene carácter de legislación básica de protección

del medio ambiente y puede sintetizarse a grandes rasgos como sigue.

Capítulo I. Disposiciones generales.

Se determinan el objeto de la ley, las definiciones de los conceptos empleados,

el ámbito de aplicación y las competencias de los diferentes órganos de la

administración.

Sobre estos aspectos generales conviene señalar la diferencia que se hace

entre el órgano sustantivo y el órgano ambiental.

En ambos casos se trata del órgano de la administración pública estatal,

autonómica o local competente para aprobar los proyectos que deben

someterse a evaluación de impacto ambiental (órgano sustantivo) o para

evaluar el impacto ambiental de un proyecto (órgano ambiental).



Capítulo II. Sección I, Evaluación de impacto ambiental de proyectos del anexo I.

Se describen las actuaciones que comprende la evaluación de impacto

ambiental de proyectos así como las relativas a la solicitud de evaluación de

impacto ambiental por parte del promotor y las características mínimas del

estudio de impacto ambiental obligatorio dentro del procedimiento de


También se describe la coordinación entre las diferentes administraciones con

los órganos ambiental y sustantivo a fin de determinar el alcance del estudio de

impacto ambiental.

Se determina el modo en que el estudio de impacto ambiental se somete al

trámite de información pública y de consulta tanto de partes interesadas, tanto

personas como administraciones.

En el mismo capítulo se limitan los plazos relativos al trámite de información

pública.

Se dedica un artículo a determinar las actuaciones en el caso en el que un

proyecto pueda tener efectos sobre el medio ambiente de otro estado miembro.

Por otro lado, se determinan el modo y plazos en los que se publica la

declaración de impacto ambiental, se establece el modo de resolución de

discrepancias entre órganos (si las hubiera) y se establecen condiciones de

caducidad de la declaración de impacto ambiental.

También se detallan los contenidos mínimos que deben publicarse del proyecto

autorizado.

Capítulo II. Sección II, Evaluación de impacto ambiental de proyectos del anexo II y

determinados proyectos del anexo I.

Se establece que el promotor debe solicitar al órgano que corresponda que se

pronuncie acerca de la necesidad de someter el proyecto al procedimiento de

evaluación de impacto ambiental, así como el contenido informativo mínimo de

dicha solicitud.

Igualmente se determina el modo y plazos en los que el órgano

correspondiente debe pronunciarse sobre la necesidad de evaluación de



impacto ambiental.

Capítulo III. Control del cumplimiento de las declaraciones de impacto ambiental.

Se determinan las responsabilidades de vigilancia de la declaración de impacto

ambiental, se establece un régimen sancionador y una tipificación de

infracciones (leves, graves y muy graves) independiente de la que puedan

establecer las diferentes comunidades autónomas.

Se determina que se suspenderá la ejecución de cualquier proyecto que

precise evaluación de impacto ambiental y se comience sin la declaración de

impacto ambiental correspondiente.

Se establece, para estos casos, el modo en el que el promotor debe reparar o

indemnizar los daños que se hayan podido causar.

Anexo I. Proyectos que deben someterse a evaluación de impacto ambiental.

Instalaciones para la utilización de la fuerza del viento para la producción de

energía que tengan 50 o más aerogeneradores, o que se encuentren a menos

de 2 kilómetros de otro parque eólico.

Parques eólicos que tengan más de 10 aerogeneradores y se desarrollen en

zonas especialmente sensibles designadas en las directivas 79/409/CEE y

92/43/CEE.

Anexo II. Proyectos que deben someterse a evaluación de impacto ambiental

cuando lo decida el órgano ambiental.

Parques eólicos no incluidos en el anexo I.

2.5.3. LEY 6/2010

La ley 6/2010, de 24 de marzo, de modificación del texto refundido de la ley de

evaluación de impacto ambiental de proyectos, aprobado por el real decreto

legislativo 1/2008 tiene su fundamento en el intento de ganar en eficacia en la

realización de la evaluación ambiental con base en la claridad del procedimiento y

en la corresponsabilidad de todos los agentes intervinientes.

La ley también busca la adaptación normativa necesaria como consecuencia de la



transposición de la directiva 123/2006/CE del parlamento europeo y del Consejo de

12 de diciembre de 2006 por la que se liberaliza el sector de los servicios y que

tiene, entre otras consecuencias, un cambio de orientación en el régimen de

intervención administrativa mediante la supresión de un gran número de

autorizaciones administrativas que son sustituidas por una comunicación o

declaración responsable del prestador por la que manifiesta cumplir todos los

requisitos legales a que se condiciona el ejercicio de la actividad.

La ley 6/2010 introduce las adaptaciones que permiten identificar a la administración

sustantiva que asumirá las competencias y facultades legales en la tramitación de la

declaración de impacto ambiental en los proyectos objeto de declaración de impacto

ambiental no sometidos a autorización o aprobación administrativa proporcionando

una nueva definición de órgano sustantivo incluyendo, en los procedimientos

sometidos a comunicación o declaración responsable, al órgano de la administración

ante la que haya de presentarse dicha comunicación o declaración.

Esta ley sólo afecta a la evaluación ambiental en el ámbito de la administración

general del estado por lo que no constituye norma de carácter básico salvo en los

siguientes aspectos: la definición del órgano sustantivo y los proyectos sometidos a

declaración responsable

Así, se define como órgano sustantivo al órgano de la administración pública estatal,

autonómica o local competente para autorizar, para aprobar o, en su caso, para

controlar la actividad a través de la declaración responsable o comunicación de los

proyectos que deban someterse a evaluación de impacto ambiental.”

Se determinan las actuaciones que comprende la evaluación de impacto ambiental

de proyectos así:

a) Solicitud por el promotor ante el órgano sustantivo de sometimiento del

proyecto a evaluación de impacto ambiental, acompañada del

documento inicial del proyecto.

b) Determinación del alcance del estudio de impacto ambiental por el

órgano ambiental, previa consulta a las administraciones públicas



afectadas y, en su caso, a las personas interesadas.

c) Elaboración del estudio de impacto ambiental por el promotor del

proyecto.

d) Evacuación del trámite de información pública y de consultas a las

Administraciones públicas afectadas y a personas interesadas, por el

órgano sustantivo.

e) Declaración de impacto ambiental emitida por el órgano ambiental, que

se hará pública y finalizará la evaluación.

En caso de proyectos en los que el órgano ambiental corresponde a la

administración general del estado se establecen las siguientes fases de actuación:

a) determinación del alcance del estudio de impacto ambiental

comprendiendo las acciones previstas en el articulado (art. 5 1a y1b);

b) estudio de impacto ambiental, información pública y consultas según lo

previsto en el artículo 5, apartado 1 letras c) y d).

c) declaración de impacto ambiental comprendiendo la actuación descrita

en el artículo 5, apartado 1, letra e).

Igualmente, para proyectos dependientes de la administración general del estado se

determina que la evaluación de impacto ambiental comprenderá la totalidad del

proyecto y no sólo las evaluaciones de impacto ambiental parciales de cada fase o

parte del proyecto.

Se modifica el articulado del RDL 1/2008 de modo que la fase “determinación del

alcance del estudio de impacto ambiental” se inicia con la mera presentación del

documento inicial exigido para la solicitud de evaluación de impacto ambiental y que

comprende:

definición, características y ubicación del proyecto;

las principales alternativas que se consideran y análisis de los potenciales

impactos de cada una de ellas;

un diagnóstico territorial y del medio ambiente afectado por el proyecto.

Se añade un apartado que añade exigencias a este documento inicial de modo que



el documento inicial del proyecto debe identificar a su autor o autores mediante

nombre, apellidos, titulación y documento nacional de identidad.

En relación con el contenido del estudio de impacto ambiental se añaden nuevos

apartados de modo que la fase “estudio de impacto ambiental, información pública y

consultas” se inicia con la mera notificación efectuada por el órgano ambiental sobre

el alcance y el nivel de detalle del estudio de impacto ambiental y sobre las

contestaciones formuladas a las consultas efectuadas.

Como en el documento inicial se pide identificación de los redactores del estudio de

impacto ambiental:

También se modifica el anterior trámite de información pública en aspectos formales

para dar cabida a la nueva figura de “declaración responsable” aunque también se

introducen modificaciones de cierto calado al eliminar tramitaciones y consultas

entre administraciones con el propósito de simplificar y agilizar la tramitación de los

expedientes.

En relación con los plazos de información pública y consulta a partes interesadas se

introducen modificaciones significativas respecto a la norma anterior.

En el RDL 1/2008 los proyectos que debían ser autorizados por la administración

general del estado contaban con 2 años de plazo para la información pública y

consultas desde la notificación al promotor sobre el nivel de detalle del estudio de

impacto ambiental.

En el nuevo texto, la fase “estudio de impacto ambiental, información pública y

consultas” no pueden exceder de 18 meses contados desde contados desde que el

promotor reciba la notificación sobre el alcance del estudio de impacto ambiental.

Si este plazo no se cumpliera por causas achacables al promotor se debe archivar el

expediente y si el incumplimiento tuviera causas imputables total o parcialmente al

órgano sustantivo será potestad de éste archivar el expediente o ampliar el plazo

hasta un máximo de 9 meses.



El anterior plazo de 9 meses para la recepción del expediente y la emisión de la

declaración de impacto ambiental queda extendido, en el nuevo texto, a un plazo no

menor de 18 meses para el desarrollo de la fase 2.

Se añade un artículo relativo a proyectos sometidos a comunicación o declaración

responsable por el que tal declaración no puede presentarse hasta haber realizado

la evaluación de impacto ambiental

Pese a la refundición y posterior modificación del texto refundido de la ley de

evaluación de impacto ambiental de proyectos, actualmente, el Real Decreto

1131/1988, de 30 de septiembre, por el que se aprueba el Reglamento para la

ejecución del Real Decreto Legislativo 1302/1986, de 28 de junio, de Evaluación de

Impacto Ambiental sigue siendo vigente.



2.5.4. EVALUACIÓN DE PLANES Y PROGRAMAS

La Directiva 2001/42/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 27 de junio,

relativa a la evaluación de los efectos de determinados planes y programas en el

medio ambiente, que entró en vigor el 21 de julio de 2001, supone un paso más en

materia de evaluación ambiental, que implica la obligatoriedad de realizar

evaluaciones ambientales estratégicas.

La norma por la cual se ha incorporado esta directiva al ordenamiento jurídico

español es la ley 9/2006, de 28 de abril, sobre evaluación de los efectos de

determinados planes y programas en el medio ambiente.

Según el art. 3.2 de esta ley, los planes y programas sometidos a evaluación

ambiental estratégica, por entenderse que tienen efectos significativos sobre el

medio ambiente, son los siguientes:

los que establezcan el marco para la futura autorización de proyectos

legalmente sometidos a evaluación de impacto ambiental en las siguientes

materias: agricultura, ganadería, silvicultura, acuicultura, pesca, energía,

minería, industria, transporte, gestión de residuos, gestión de recursos hídricos,

ocupación del dominio público marítimo terrestre, telecomunicaciones, turismo,

ordenación del territorio urbano y rural, o del uso del suelo;

los que requieran una evaluación conforme a la normativa reguladora de la red

ecológica europea Natura 2000, regulada en la ley 4/1989, de 27 de marzo, de

conservación de los espacios naturales y de la flora y la fauna silvestres.

La Ley no es de aplicación a los planes y programas que tengan como único objeto

la defensa nacional o la protección civil en casos de emergencia y a los de tipo

financiero o presupuestario.



2.5.5. ESTUDIO AMBIENTAL DEL LITORAL (EEAL)

Como ya se ha expuesto, la energía eólica marina es considerada como uno de los

recursos renovables que más decididamente pueden contribuir a conseguir los

objetivos energéticos y ambientales de la Unión Europea.

En este contexto, el real decreto 1028/2007, de 20 de julio, regula los

procedimientos, condiciones y criterios que deben regir la obtención de las

autorizaciones y concesiones administrativas que se precisan para la construcción y

ampliación de instalaciones de generación de electricidad que se encuentren

ubicadas físicamente en el mar territorial, con especial atención a la tecnología

eólica.

Aunque en el procedimiento de autorización de las instalaciones está prevista su

evaluación de impacto ambiental, por sí sola esta evaluación se puede mostrar

incapaz de tener en cuenta los efectos acumulativos y sinérgicos de varias

instalaciones o con otros usos del medio marino.

Se justifica así la necesidad de realizar una evaluación previa a nivel más

estratégico que permita prever con suficiente antelación los posibles efectos

adversos, sobre todo en cuanto a la localización de las instalaciones, que no es

posible postergar a la fase posterior de evaluación de impacto ambiental de los

proyectos, donde la capacidad de reacción es mucho más limitada.

Esta evaluación estratégica previa, junto con las posteriores caracterizaciones de

áreas eólicas marinas previstas en el citado real decreto se prevé que permita,

además, una mayor eficiencia en los procedimientos de autorización, orientando a

los promotores en la elección de las zonas más adecuadas desde el punto de vista

ambiental y facilitando el diseño de los proyectos de instalaciones que finalmente se

presenten para sus correspondientes evaluaciones de impacto ambiental y posterior

autorización.



De acuerdo con la disposición adicional tercera del citado real decreto 1028/2007, el

Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, el Ministerio de Medio Ambiente y el

Ministerio de Agricultura, Pesca y Alimentación, en el ámbito de sus competencias

respectivas y previa consulta a las administraciones públicas afectadas, elaboraron

conjuntamente un estudio estratégico ambiental del litoral español (EEAL) con el

objeto de determinar las zonas del dominio público marítimo-terrestre que, a los

solos efectos ambientales, reúnen condiciones favorables para la instalación de

parques eólicos marinos.

En el Estudio estratégico ambiental, que se somete al procedimiento de la ley

9/2006, sobre evaluación de los efectos de determinados planes y programas en el

medio ambiente, se tienen en cuenta las recomendaciones del Convenio OSPAR,

para la protección del medio marino del Atlántico nororiental, y la experiencia de

otros países europeos más avanzados en el aprovechamiento de la energía eólica

marina.

La elaboración del estudio estratégico se realizó conjuntamente por el Ministerio de

Industria, Turismo y Comercio, el Ministerio de Medio Ambiente, y el Ministerio de

Agricultura, Pesca y Alimentación; estos dos últimos agrupados luego en el

Ministerio de Medio Ambiente y Medio Rural y Marino y tras el último cambio de

gobierno de España en el Ministerio de Agricultura, Alimentación y Medio Ambiente.

La evaluación ambiental del estudio estratégico se inició con fecha 17 de septiembre

de 2007, mediante presentación del correspondiente escrito por el Ministerio de

Industria, Turismo y Comercio ante el Ministerio de Medio Ambiente.

El Documento de Referencia para la evaluación se aprueba con fecha 20 de

noviembre de 2007 mediante resolución del director general de Calidad y Evaluación

Ambiental, en la que también se adopta el trámite de urgencia, en base al breve

plazo otorgado para su aprobación por el Real Decreto1028/2007 y a haberse

iniciado la caracterización de 9 áreas eólicas marinas por el Ministerio de Industria,

Turismo y Comercio.



Una vez elaborada la versión preliminar del estudio estratégico con los contenidos

aplicables del Informe de Sostenibilidad Ambiental, se realizaron los trámites de

consultas señalados por los artículos 10 y 21 de la ley 9/2006, en los plazos y

modalidades definidos por el Ministerio de Medio Ambiente.

A tal fin, la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de

Industria, Turismo y Comercio abrió un periodo de información pública mediante

anuncio publicado en el Boletín Oficial del Estado nº 298 de 13 de diciembre de

2007, y puso a disposición del público dicha documentación mediante su inserción

en el sitio web del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio www.mityc.es así

como en el sitio web del Ministerio de Medio Ambiente www.mma.es.

Se incorporaron en el estudio estratégico las determinaciones finales y el sistema de

seguimiento adoptado en la memoria ambiental por las secretarías generales de

energía, pesca marítima, prevención de la contaminación y del cambio climático, y

territorio y biodiversidad, mediante las cuales se obtiene un elevado nivel de

integración de los aspectos ambientales estratégicos en el procedimiento general de

autorización de parques eólicos en el mar territorial señalado por el referido real

decreto 1028/2007, adecuado al estado actual de conocimiento del medio marino y a

la necesidad de otorgar en esta materia un tratamiento coherente al conjunto del

litoral español.

Aunque conceptualmente el aprovechamiento eólico en tierra y mar son similares, tal

como señala el propio EEAL, existen algunas particularidades propias de las

instalaciones marinas:

la potencia unitaria de los aerogeneradores en el mar es muy superior a la de

las turbinas en tierra; es muy probable que los primeros aerogeneradores

localizados en nuestro litoral superen los 3.000 kW;

por otra parte, tanto las estructuras como los equipamientos internos de estas

máquinas están diseñados para soportar las más severas condiciones

ambientales de humedad, salinidad y oleaje;

también es previsible que la potencia en los parques marinos sea mucho mayor



que la de los parques en tierra. El propio real decreto 1028/2007, exige una

potencia mínima de 50 MW para cada una de las instalaciones de generación

eólica marina, mientras que el tamaño medio de los parques eólicos en tierra

es de unos 25 MW lo que hace suponer que los parques marinos superen

largamente los 100 MW por proyecto;

cabe esperar un alto potencial eólico marino, en términos de horas

equivalentes anuales de funcionamiento, superior al de las costas adyacentes;

la ubicación de los parques eólicos en el mar exige una mayor complejidad

constructiva, sobre todo en lo que se refiere a las cimentaciones de los

aerogeneradores en aguas profundas;

por otra parte, y de acuerdo con la información recogida de proyectos marinos

ya construidos en otros países, tanto las inversiones como los costes de

operación y mantenimiento llegan a duplicar los valores alcanzados en los

correspondientes parques en tierra.

En el estudio estratégico ambiental del litoral español para la instalación de parques

eólicos marinos se presenta un análisis preliminar de potenciales efectos

ambientales así como efectos sobre elementos estratégicos del territorio basados en

la guía del convenio OSPAR sobre la evaluación de los impactos ambientales y

mejores prácticas ambientales para parques eólicos marinos en relación con su

localización.

Hay que tener en cuenta que en muchos casos no hay una línea clara de distinción

entre efectos ambientales y conflictos con otros usos e intereses del mar, por

ejemplo en el caso de los riesgos ambientales asociados al tráfico marítimo o a las

conducciones de petróleo y gas por lo que todos los aspectos contemplados en el

estudio estratégico deben contemplarse como un conjunto único.

Aspectos ambientales relevantes en el EEAL

Todo el esfuerzo de análisis de la administración española que se plasma en el

estudio estratégico ambiental del litoral español para la instalación de parques

eólicos marinos queda recogido en las 87 páginas de su documento final y sus tres



anexos que se pueden estructura, por las páginas dedicadas a cada apartado así:

Antecedentes, objetivos y generalidades (18);

Situación actual e identificación de aspectos afectados (29);

Análisis de efectos potenciales sobre el medio ambiente (9);

Medidas preventivas y minimizadoras (8);

Resultados y conclusiones (10);

Anexos, Referencias y administraciones consideradas (8)

Anexos, Cartografía y zonas del litoral (5).

Aún asumiendo que la concreción de un documento de carácter estratégico está

limitada por su propia naturaleza no es óbice para que pueda llamarse la atención

sobre el hecho que toda la propuesta en cuanto a medidas preventivas se limite a la

calificación de zonas de exclusión y zonas aptas con condicionantes.

Las zonas excluidas por efectos ambientales negativos o conflictos con otros usos

del medio marino se han establecido con base en los siguientes criterios generales:

protección del litoral;

protección de la biodiversidad (red natura 2000 y otros espacios);

protección de la pesca;

protección del tráfico marítimo;

protección del patrimonio cultural;

protección de bienes materiales y yacimientos;

Para la delimitación de zonas aptas con condicionantes ambientales, se han

considerado, además de los anteriores, los siguientes criterios generales:

protección del paisaje;

protección de otros usos e intereses.

El EEAL deja algunas inconcreciones manifiestas en cuanto a las recomendaciones

propuestas en los posteriores procesos de autorización de los proyectos específicos

y que pueden reseñarse así:

establecimiento de un conjunto de criterios ambientales en la selección de las

nuevas infraestructuras, como la utilización de las mejores técnicas disponibles;



adopción de un pliego general de prescripciones para la elaboración de los

estudios de impacto ambiental:

establecimiento de protocolos de coordinación de actuaciones con las

administraciones competentes:

establecer compensaciones (económicas, sociales y/o ambientales) sobre los

efectos no deseados;

respetar las zonas de interés militar y zonas estratégicas específicamente

señaladas por las autoridades competentes.

Por otro lado conviene reseñar que diversos colectivos y partes interesadas han

presentado alegaciones al EEAL relacionadas principalmente con:

la invasión de competencias autonómicas;

la no inclusión de requisitos autonómicos exigibles;

la entrada en conflicto con espacios protegidos por redes regionales o por la

red natura 2000.

la no consideración de los lugares de importancia comunitaria (LIC) existentes;

la no consideración de las infraestructuras para la evacuación de la energía ni

la afección terrestre asociada;

la no consideración del impacto económico sobre la pesca y el turismo;

la no consideración de alternativas;

la no consideración especial de corredores migratorios para aves protegidas;

Al margen de las críticas y déficits que puedan relacionarse con el EEAL debe

señalarse que el estudio estratégico ambiental zonifica, a los efectos meramente

ambientales, el litoral español en tres tipos de zonas:

zonas aptas como las áreas más adecuadas para el establecimiento de

parques eólicos marinos por ser reducidos, en principio, sus efectos

ambientales frente a las ventajas que presentan;

zonas de exclusión como las áreas que se deben excluir del proceso por haber

sido identificados sus potenciales efectos ambientales significativos, o

conflictividad con otros usos del medio marino;

zonas aptas con condicionantes medioambientales como las áreas en las que



los efectos o conflictos detectados deben ser analizados en detalle durante el

procedimiento de evaluación ambiental de cada proyecto concreto.

En relación con las zonas aptas con condicionantes ambientales deben tenerse en

cuenta con especial interés los criterios considerados en las zonas de exclusión para

su posterior caracterización ambiental y que son:

reservas marinas declaradas o previstas;

hábitats y ecosistemas de interés pesquero;

praderas de Posidonea oceánica y de Cymodeca nodosa;

áreas de instalación de almadrabas;

banda entre la bajamar y la batimetría -10m;

lugares previstos por las CCAA para su designación como ZEPA (zona de

especial protección para las aves);

yacimientos arqueológicos sumergidos declarados bienes de interés cultural.

El mapa de zonificación del EEAL de acuerdo con lo expuesto se muestra en la

figura 1 incluida en el anexo I.

A la vista de este mapa puede concluirse que las regiones aptas, desde el punto de

vista ambiental, están alejadas del litoral lo que implica, limitaciones económicas y

tecnológicas para la explotación del recurso.

La zonificación en detalle de las áreas noroccidentales se presenta en la figura 2

(anexo I).



2.5.6. SÍNTESIS DEL MARCO REGULATORIO

En la investigación ya valorada de Fernández Velasco (2003) se hace una profusa

recopilación de la legislación de impacto ambiental estatal y autonómica así como de

las herramientas y métodos para el desarrollo de los estudios de impacto ambiental.

A partir de la normativa, el autor extracta, en su literalidad, definiciones y articulado

de interés al objeto de su tesis.

Esta contribución se considera válida en la presente investigación ya que, si bien en

los proyectos eólicos marinos la autoridad ambiental corresponde a la administración

general del estado y no a las comunidades autónomas afectadas, las regulaciones

regionales deben considerarse en los procedimientos de evaluación de impacto

ambiental.

Aun teniendo esto en cuenta, para el mejor cumplimiento del objeto de esta tesis, se

ha ampliado el marco regulatorio descrito por Fernández Velasco (2003) a fin de

actualizarlo y de aportar el marco regulatorio sectorial para la integración ambiental

en los proyectos eólicos marinos.

Con este fin ya se ha descrito la larga evolución reglamentaria de la evaluación de

impacto ambiental desde la Directiva 85/337/CE y de la norma por la que se da

transposición al ordenamiento jurídico español mediante el Real decreto legislativo

1302/1986.

Es conveniente, en este punto, hacer una síntesis del marco regulatorio global tal

como se muestra en la figura 3 (anexo I) que comprende 22 disposiciones (7

Directivas europeas y 15 disposiciones estatales) y un total de 13 cambios

regulatorios.

Las líneas continuas representan el flujo natural de transposiciones y desarrollos de

modo que, en general las directivas dan lugar a leyes y éstas a reales decretos. La

disposición de los cuadros de arriba abajo representa, igualmente, orden



cronológico.

Las líneas discontinuas representan los flujos de modificaciones por las que

articulados previos, en diversas disposiciones quedan modificados o derogados.

Finalmente el código de colores es indicativo del contenido de las distintas

disposiciones así, las referencias de contenido medioambiental se representan en

verde, las normas sobre asuntos energéticos se representan en color naranja,

mientras que el azul se refiere a otros ámbitos.



2.5.7. REGULACIÓN AUTONÓMICA

Aunque la normativa relativa al impacto ambiental en España se encuentra recogida,

como tratado de derecho, por Quintana López y Casares Marcos (2001) y ha sido

estudiada, desde un punto de vista más técnico por Hernández Fernández (2000),

Fernández Velasco (2003) y Soca Olazábal (2004) conviene hacer una breve reseña

a aquellas regulaciones que deben ser tenidas en cuenta en la redacción de

estudios de impacto ambiental de centrales eólicas marinas o que podrían ser

tenidas en cuenta en los procedimientos de evaluación de impacto ambiental o en el

establecimiento de medidas correctoras o preventivas.

Andalucía

Se deben considerar:

ley 7/1994 de 18 de mayo, de protección ambiental;

decreto 292/1995 de 12 de diciembre, por el que se aprueba el reglamento de

evaluación de impacto ambiental de la comunidad autónoma de Andalucía;

decreto 297/1995 de 19 de diciembre, por el que se aprueba el reglamento de

calificación ambiental;

decreto 153/1996 de 30 de abril, por el que se aprueba el reglamento de

informe ambiental;

decreto 94/2003 de 8 de abril, por el que se modifican puntualmente los anexos

del decreto 292/1995 y del decreto 153/1996;

ley 14/2007, de 26 de noviembre, de patrimonio histórico de Andalucía;

decreto 19/1995, de protección y fomento del patrimonio histórico de Andalucía.

Los tres primeros Decretos desarrollan los procedimientos de:

evaluación de impacto ambiental, informe ambiental y calificación ambiental;

los proyectos que deben someterse a las categorías de evaluación aparecen en los

anexos de la ley 7/1994 modificada por el decreto 94/2003.

Se incluyen en la evaluación de impacto ambiental planes generales de ordenación

urbana, normas complementarias y subsidiarias de planeamiento y sus revisiones;



se sigue, en general la normativa básica si bien, los contenidos de la declaración de

impacto ambiental tienen carácter vinculante y sus condicionamientos se deben

incluir en autorizaciones y licencias.

Además, los especialistas participantes deben constar expresamente y son

responsables de la información que aporten.

Canarias


ley 11/1990, de prevención del impacto ecológico;

decreto 40/1994, de 8 de abril, por el que se establece la obligatoriedad del

estudio de impacto ecológico en los proyectos de promoción pública;

decreto 35/1995, de 24 de febrero, por el que se aprueba el reglamento de

contenido ambiental de los instrumentos de planeamiento.

Se contemplan tres categorías de evaluación:

evaluación básica de impacto ecológico;

evaluación detallada de impacto ecológico;


Se establece un régimen jurídico especial para aquellas zonas declaradas de

sensibilidad ecológica.

En cualquiera de las categorías el impacto se evalúa como nada, poco o muy

significativo.

La decisión del órgano ambiental, en cualquier categoría de evaluación, puede ser

favorable, condicionada o desfavorable. En algunos supuestos, esta decisión es

vinculante y puede conllevar la devolución del proyecto para su revisión.

Cantabria


decreto 50/1991 de 29 de abril, de evaluación de impacto ambiental para

Cantabria;



decreto 77/1996 de 8 de agosto por el que se modifica el decreto 50/1991;

decreto 38/1999, de 12 de abril, por el que se modifica el decreto 50/1991.

Se contemplan dos categorías de evaluación:

evaluación de impacto ambiental;

estimación de impacto ambiental.

La evaluación de impacto ambiental sigue la normativa básica debiéndose presentar

un estudio de impacto ambiental con los impactos compatibles, moderados, severos

y críticos sobre el que se debe emitir la correspondiente declaración de impacto

ambiental.

La estimación de impacto ambiental se basa en un informe ambiental que sigue un

procedimiento abreviado e identifica el impacto como nada, poco o muy significativo

con indicación de los criterios adoptados.

Tanto el informe como el estudio de impacto ambiental deben estar suscritos por

personas expertas en alguna de las materias involucradas en el entorno ambiental.

Cataluña


decreto 114/1988 de 7 de abril de evaluación de impacto ambiental;

ley 3/1998 de 27 de febrero, de la intervención integral de la administración

ambiental;

ley 5/1998, de 17 de abril, de puertos de Cataluña;

decreto 136/99 de 18 de mayo por el que se aprueba el reglamento de

desarrollo de la ley 3/1998;

ley 13/2001 de 28/08/2001;

ley 9/1993, de 30 de septiembre, del patrimonio cultural catalán y el decreto

78/2002, de 5 de marzo, del reglamento de protección del patrimonio

arqueológico y paleontológico;

El decreto 114/1988 es anterior al reglamento básico 1131/1998, no obstante no se



aprecian diferencias significativas con la normativa estatal destacándose la solicitud

de una relación detallada y valorada económicamente de las medidas para eliminar,

reducir o compensar los efectos significativos negativos.

Se debe destacar el especial tratamiento sectorial que se aplica a los planeamientos

urbanísticos y la construcción de puertos artificiales. Una vez elaborada la

declaración de impacto ambiental el promotor debe presentar un proyecto que

incluya las modificaciones surgidas de la información pública y la declaración de

impacto ambiental lo que permite la máxima integración de las consideraciones

ambientales en el proyecto.

Comunidad Valenciana


ley 2/1989 de 3 de marzo, de estudios de impacto ambiental;

decreto 162/1990, de 15 de octubre, por el que se aprueba el reglamento de

desarrollo de la ley 2/1989;

ley 4/2004, de 30 de junio, de la comunidad Valenciana, de ordenación del

territorio y protección del paisaje (LOTPP).

reglamento del paisaje de la comunidad valenciana, aprobado por el decreto

120/2006, de 11 de agosto;

ley 4/98, de 11 de junio, del patrimonio cultural valenciano, modificado por la ley

5/2007, de 5 de febrero.

En resumen, el proceso de evaluación de impacto ambiental y el estudio de impacto

ambiental son muy similares a lo regulado en la normativa básica aunque hay que

destacar los siguientes aspectos:

El estudio de impacto ambiental debe estar suscrito por una persona experta

en alguna de las materias involucradas en el entorno ambiental y, si son varios

los autores, éstos deben figurar de manera individualizada, con indicación de la

materia de la que se ha hecho cargo en el estudio; debe constar, igualmente

quien actúa como coordinador o director.

Al proceso de evaluación de impacto ambiental se incorporan todos los planes



y programas de ordenación urbana y del territorio así como las normas

complementarias o subsidiarias de ordenamiento.

Galicia


decreto 442/1990, de 13 de septiembre, de evaluación de impacto ambiental para

Galicia;

decreto 327/1991, de 4 de octubre, de sometimiento a declaración de efectos

ambientales de proyectos públicos o privados;

ley 1/1995, de 2 de enero, de protección ambiental de Galicia;

Se determinan los siguientes tipos de evaluaciones:

evaluación de impacto ambiental;

evaluación de efectos ambientales.

En general cabe destacarse:

el órgano ambiental decide, caso por caso, con base en el anexo III de la ley

6/2001 si los proyectos o actividades deben someterse o no a procedimiento

ambiental;

la evaluación de efectos requiere un estudio menos riguroso que la evaluación

de impacto ambiental;

no se regula, aunque sí se recomienda, la redacción de los estudios por

equipos multidisciplinares con formación, capacidad y experiencia suficientes

de los que, al menos uno, debe contar con una titulación equivalente a la del

redactor del proyecto;

los estudios y sus apartados deben contar con la firma y titulación de sus

autores;

las medidas correctoras y protectoras, así como el plan de vigilancia y

seguimiento ambiental, deben diseñarse y presupuestarse.

Islas Baleares




decreto 4/1986, de 23 de enero, sobre implantación y regulación de los

estudios de evaluación de impacto ambiental;

ley 5/2005, de 26 de mayo, para la conservación de los espacios de relevancia

ambiental de las Illes Balears.

En resumen, se dividen las evaluaciones de impacto ambiental en dos tipos según el

momento y grado de realización:

las evaluaciones previas a la toma de decisión, previas a la autorización y

posteriores a la autorización.

evaluaciones detalladas y evaluaciones simplificadas.

La regulación es muy similar a la normativa básica a la que se plantea que el

redactor del proyecto presente una evaluación preliminar de impacto ambiental que

sirva a la autoridad ambiental para determinar si la evaluación es suficiente o para

proponer el tipo de evaluación que deberá seguirse.

Las evaluaciones simplificadas tienen el mismo contenido que las preliminares

incluyendo, sin diferenciación de los proyectos, los trabajos de ordenación

urbanística.

Las evaluaciones detalladas deben ser elaboradas por expertos.

País Vasco


ley 3/1998, de 3 de marzo, de estudios de impacto ambiental;

decreto 183/2003, de 22 de julio, por el que se regula el procedimiento de

evaluación conjunta de impacto ambiental;

ley 16/1994, de 30 de junio, de conservación de la naturaleza del País Vasco;

En resumen, se establecen tres procedimientos de evaluación de impacto ambiental:

evaluación conjunta para valorar el impacto de planes;

evaluación individualizada para valorar los efectos de un proyecto;



evaluación simplificada para valorar los efectos de un proyecto menor;

El órgano competente debe emitir un informe definitivo de impacto ambiental que

exprese su parecer sobre los efectos ambientales así como sobre las medidas

preventivas, correctivas o compensatorias que debieran acompañar a la ejecución

de los proyectos.

La evaluación individualizada se rige por la normativa básica y determina sólo la

conveniencia o no de la actuación y, en su caso, las condiciones de realización.

En la evaluación simplificada se debe incluir un informe de afecciones significativas y

medidas para minimizarlas.

El estudio de evaluación conjunta debe contener un análisis que describa las

interacciones ecológicas clave y se hace una valoración de los diferentes aspectos

de la calidad del medio según criterios legales, de calidad, diversidad, madurez,

rareza, naturalidad, representatividad, fragilidad, estabilidad, productividad,

estructura de la vegetación, importancia para la vida silvestre, etc.

Principado de Asturias


ley 1/1987, de 30 de marzo, de coordinación y ordenación territorial;

decreto 11/1991, de 24 de enero, que desarrolla la ley 1/1987.

Se establecen las siguientes categorías de evaluación de impacto ambiental:

evaluación de impacto ambiental siguiendo la normativa general básica;

evaluación preliminar de impacto ambiental para la que se debe presentar un

estudio preliminar, realizado por un evaluador competente que considere

sucintamente los efectos negativos del proyecto o actividad. En él se debe

indicar si el impacto se considera compatible, moderado, severo o crítico.

Región de Murcia


ley 1/1995, de 8 de marzo, de protección del medio ambiente de la región de



Murcia;

ley 4/1992 de 30 de julio, de ordenación y protección del territorio.

Se establece un régimen jurídico especial para zonas de sensibilidad ecológica.

El procedimiento de evaluación de impacto ambiental se rige por la normativa básica

si bien se indica que la autoridad ambiental podrá presentar un estudio de impacto

ambiental alternativo que incorporará al expediente.

La calificación ambiental precisará la presentación de una memoria ambiental y

tendrá carácter vinculante respecto a la imposición de medidas correctoras.

Se establecen fianzas, tasas y contribuciones para los casos de incumplimiento de

condiciones impuestas y para distintas actividades relacionadas con la evaluación y

calificación de impacto ambiental en tramos según el valor del proyecto presentado.



2.5.8. INFORME COMISIÓN SOBRE DIRECTIVAS EIA

Tras la entrada en vigor de la directiva 97/11/CE que modifica la directiva

85/337/CEE, la Comisión debe analizar cada 5 años la eficacia tanto de la directiva

de evaluación de impacto ambiental en su conjunto como los cambios aplicados

mediante la directiva 97/11/CE.

Así, en 2003, la Comisión analizó el tercer informe (tras los realizados en 1993 y

1997) con este fin.

El grueso del informe se basa en el material recopilado por medio de una encuesta

remitida a los estados miembro que posteriormente es complementada y compilada

por la unidad de evaluación de impactos de la Universidad de Oxford Brookes.

Aparte de los cambios introducidos a resultas del primer informe realizado por la

Comisión para evaluar la eficacia de la directiva 85/337/CEE, las modificaciones que

incorpora la directiva 97/11/CE también reflejan la considerable consolidación y

aclaración de que han sido objeto determinados elementos de la directiva de

evaluación de impacto ambiental, en virtud de las sentencias dictadas por el Tribunal

de Justicia de las Comunidades Europeas (TJCE).

La directiva 97/11/CE amplía el alcance de las evaluaciones de impacto ambiental

ampliando los tipos de proyectos a los que se aplica y el número de proyectos que

deben someterse a ellas (anexo I).

También se consolida la base procedimental de la directiva de evaluación de impacto

ambiental con la introducción de nuevas disposiciones de selección, como los

criterios de selección de proyectos del anexo II (establecidos en el anexo III), y

requisitos mínimos de información.

La lentitud con la que algunos Estados Miembro han traspuesto las modificaciones

de la directiva 97/11/CE no merma la importancia general que otorgan la mayoría de

los estados miembro y propia la Comisión a la evaluación de impacto ambiental

como instrumento de aplicación de políticas ambientales más amplias.



A la vista del tercer informe de evaluación, la Comisión consideró que no estaban

justificas nuevas modificaciones de la directiva de evaluación de impacto ambiental.

Según este tercer informe, los estados miembro no aplican con mucho rigor la

división de proyectos de los anexos I y II y aprovechan la posibilidad de selección de

proyectos del anexo II estableciendo, generalmente, sistemas de exclusión en tres

niveles: evaluación de impacto ambiental siempre obligatoria, obligatoria a veces y

nunca obligatoria.

Sin embargo, los estados miembro parecen aplicar procedimientos y criterios

distintos para distintos tipos de proyecto y en muy pocos se estudian caso por caso

todos los tipos de proyectos.

Esta heterogeneidad de criterios provoca que para los mismos tipos de proyectos

puedan existir diferencias de nivel muy importantes hasta el extremo que un

determinado proyecto puede estar sujeto a evaluación de impacto ambiental en un

estado miembro y que otro proyecto del mismo tipo y dimensión, sólo deba

someterse a evaluación de forma condicional tras un estudio específico.

Otra conclusión importante en la aplicación de la directiva de evaluación de impacto

ambiental es la enorme dispersión de cifras entre los diferentes estados miembro en

cuanto a al número de evaluaciones realizadas.

La dificultad para recopilar esta información se debe a que en ocasiones existe un

sistema de notificación nacional, pero no regional; además, la no existencia de

sistemas nacionales de supervisión de esta actividad hace imposible desglosar las

cifras disponibles por tipo de proyecto, ni siquiera por proyectos de anexo I y anexo

II.

Dadas estas dificultades resulta complejo para la Comisión explicar las causas de la

dispersión en el número de evaluaciones en los estados miembro aunque parecen

relacionadas con dos factores principalmente: la situación económica relativa de los

distintos países y los niveles fijados para los umbrales establecidos.



Por otro lado, la directiva 97/11/CE introduce nuevos requisitos mínimos de

información que debe suministrar el promotor para cuyo logro, algunos estados

miembro han formalizado un procedimiento de revisión para garantizar que la

información ambiental facilitada a la autoridad competente cumpla lo dispuesto en la

directiva.

Sin embargo, puesto que la directiva no obliga expresamente a realizar dicha

revisión, no existe un procedimiento armonizado a este respecto y, cuando se

realiza, no existen criterios de revisión específicos.

Esto conlleva a que en el 50% las declaraciones de impacto ambiental no satisfagan

los requisitos de la directiva tal como se ha puesto de manifiesto en los estudios

realizados por algunos estados miembro.

Por otro lado, la Comisión pone de manifiesto la demora entre la obtención de la

información necesaria para la evaluación de impacto ambiental y el momento de la

decisión, por un lado, y entre la decisión sobre la autorización y el comienzo de la

ejecución, por otro lado, y la dispersión de plazos entre los diferentes Estados

Miembro.

Esto puede ser causa de problemas debido a que cuando hay largos retrasos, se

pueden producir cambios de estado del medio ambiente o pueden estar disponibles

nuevas medidas paliativas aunque los estados miembro apenas parecen reconocer

las implicaciones ambientales de estos problemas y presentan escasa coherencia en

su planteamiento para resolverlos.

La Comisión pone de manifiesto la diferente consideración que existe, entre los

diferentes estados miembro, acerca de la evaluación de alternativas al proyecto;

algunos obligan a la evaluación de la alternativa cero u otras que contemplen

cambios de localización, diseño, fragmentación o proceso.

La participación del público en las evaluaciones de impacto ambiental es muy

variable teniendo en cuenta tanto la interpretación amplia del término “público



interesado", la gran variedad de proyectos que abarca la directiva así como los

distintos sistemas de autorización utilizados y el diferente interés que suscitan los

proyectos.

Esto explica, según la Comisión, que algunos proyectos tengan más probabilidades

que otros de generar altos niveles de participación pública.

En este sentido la transposición del Convenio de Aarhus a la legislación que regula

las evaluaciones de impacto ambiental puede ser una oportunidad de mejorar la

participación del público en esta materia.

En opinión de la Comisión, hay que mejorar los sistemas formales e informales de

consulta sobre impactos transfronterizos con países limítrofes y asegurar que

resulten prácticos. También se considera necesario mejorar los procedimientos

intrarregionales vigentes en algunos países.

El riesgo se trata de muy diversas maneras y en muy distintos niveles de la Unión

Europea, en parte debido a la diversidad de circunstancias geográficas, geológicas,

climáticas y de otra índole.

El riesgo es uno de los criterios de selección que consta en el anexo III y muchas

declaraciones de impacto ambiental incluyen evaluaciones de riesgo, aunque la

mayoría de estados miembro contemplan el riesgo como un elemento independiente

del proceso de evaluación de impacto ambiental, ya que suele regirse por regímenes

de control a los que no se aplica la directiva.

En este sentido, según la Comisión, pocos estados miembro han aprovechado la

oportunidad que ofrece la directiva 97/11/CE de lograr mayor coherencia y reducir la

documentación y las evaluaciones repetitivas.



2.5.9. DICTAMEN COMITÉ REGIONES SOBRE EIA Y EAE

En Bruselas, el 15 de abril de 2010, el Comité de las Regiones hace hincapié en la

necesidad de establecer en las directivas de evaluación de impacto ambiental y de

evaluación ambiental estratégica vínculos formales con la directiva de hábitats y el

plan de acción para la biodiversidad así como de contar con una metodología bien

establecida para determinar el impacto del cambio climático.

También recomienda la introducción en la directiva de evaluación de impacto

ambiental de la obligación de delimitar el campo de aplicación, así como un proceso

transparente de acreditación de los consultores cuando se recurra a sus servicios y

que se haga obligatoria la evaluación de las alternativas estudiadas, el

establecimiento del período de validez de la evaluación de impacto ambiental y el

seguimiento obligatorio del impacto ambiental significativo que pudiera tener la

realización de los proyectos, así como de la eficacia de las medidas protectoras y

correctoras establecidas;

El Comité de las Regiones subraya que la consulta pública debe comenzar lo antes

posible, por ejemplo, en la fase de selección y delimitación del campo, y que deben

elaborarse requisitos mínimos para poner a disposición del público interesado la

documentación de la evaluación de impacto ambiental.

En relación con a la directiva de evaluación ambiental estratégica, hace hincapié en

la necesidad de regular claramente su ámbito de aplicación, definir mejor el

contenido del informe medioambiental, imponer la obligación de proporcionar en el

informe medioambiental una definición específica de alternativas razonables y de

establecer métodos e indicadores que permitan supervisar los efectos significativos

de la aplicación de los planes o programas en el medio ambiente, así como la

eficacia de las medidas protectoras y correctoras establecidas.

El Comité de las Regiones afirma la importancia de las directivas de evaluación de

impacto ambiental y de evaluación ambiental estratégica como instrumentos

fundamentales de la política de medio ambiente local y regional aunque estima, sin



embargo, que ninguna de las dos directivas establece normas medioambientales

obligatorias al dejar a las autoridades nacionales la labor de garantizar el control de

la calidad de la evaluación de impacto ambiental y de la evaluación ambiental

estratégica.

Admite, por otro lado que, aunque en ambas directivas se garantice la participación

pública y la transparencia en el proceso decisorio, quedan algunas lagunas por

resolver, sobre todo en la fase inicial de la consulta pública, así como en la forma y

el acceso de los ciudadanos a la información.

Señala que existen distintos pasajes en los que ambas directivas podrían solaparse

a pesar de incidir en temas diferentes ya que la frontera entre la definición de plan,

programa y proyecto no siempre está clara, persistiendo la duda de si el objeto de la

evaluación satisface los criterios para requerir la aplicación de ambas directivas o

sólo de una de ellas.

El Comité confirma que todos los estados miembro han constituido marcos

reglamentarios completos y aplican la evaluación de impacto ambiental, y que, en

algunos casos, incluso se han superado las exigencias mínimas impuestas por la

directiva.

Sin embargo, observa que en algunos ámbitos la evaluación de impacto ambiental

necesita mejorar y pide que se celebre un debate de expertos a nivel de los estados

miembro, sobre todo en la selección, en la participación pública, en la calidad de los

datos, en los procedimientos de la evaluación transfronteriza y en la coordinación

entre la directiva de evaluación de impacto ambiental y otras directivas y políticas.

El Comité de las Regiones propone simplificar y aclarar el mecanismo de selección,

previsto en el artículo 4 junto con los anexos II y III, detallando los criterios de

selección del anexo III y estableciendo, en la directiva, umbrales o criterios.

Se observa que, a la hora de establecer umbrales, algunos estados miembro suelen

sobrepasar su margen de apreciación, bien porque sólo tienen en cuenta algunos de



los criterios del anexo III bien porque exceptúan algunos proyectos de antemano.

Por otra parte, sigue habiendo muchos casos en los que no se tienen en cuenta los

efectos acumulativos, y también plantea problemas el hecho de fragmentar los

proyectos, sobre todo en el caso de grandes planes de inversión; asimismo, propone

detallar las características técnicas de los proyectos incluidos en los anexos I y II

para aclarar el ámbito concreto de aplicación.

En cuanto a la evaluación ambiental estratégica, hace hincapié en que la visión

general de la aplicación y la efectividad de su directiva varía de unos estados

miembro a otros en lo que respecta a la configuración institucional y jurídica del

procedimiento de evaluación ambiental estratégica y en lo referente a cómo perciben

su papel los estados miembro.

El Comité hace hincapié en la necesidad de regular claramente el ámbito de

aplicación de la directiva de evaluación ambiental estratégica, de definir mejor el

contenido del informe medioambiental y de identificar la amplitud y el grado de

especificación correctos de la evaluación.

También señala que un conjunto de criterios normalizados en materia de medio

ambiente, pueden mejorar la eficacia de la directiva.

Finalmente, el Comité considera vital, para asegurar una aplicación eficaz de la

directiva de evaluación ambiental estratégica, la necesidad de desarrollar

capacidades en los estados miembro a través de campañas de contratación y

formación de peritos y la elaboración de documentos de orientación.



2.5.10. REAL DECRETO 1028/2007

El Real Decreto 1028/2007, de 20 de julio, por el que se establece el procedimiento


de generación eléctrica en el mar territorial es la principal herramienta regulatoria

española para el despliegue de las políticas energética y ambiental en relación con

el desarrollo de la energía eólica marina.

Ya en su exposición de motivos se explica la necesidad de reunir en una única

norma el procedimiento de autorización de explotaciones eólicas marinas dada la

pluralidad de normativas aplicables y administraciones intervinientes; literalmente se

indica:

“La regulación normativa que se establece, pretende recoger toda la normativa

nacional que resulta de aplicación e integrarla en un solo procedimiento

administrativo con la finalidad de orientar a la iniciativa privada….”

Resulta también relevante la explicación relativa a las especificidades de la

explotación eólica marina

“La novedad que aquí se nos presenta viene dada por el emplazamiento de las

instalaciones de generación en el mar, por la ausencia de experiencias previas

en dicho medio y por ser la competencia para su tramitación exclusivamente

estatal”.

Las características de la explotación eólica marina requieren largos periodos de

tiempo para los estudios de prospección y viabilidad por lo que se establece un

procedimiento similar al establecido en la legislación de hidrocarburos y minas por la

que se establece una reserva de territorio.

Las características de la plataforma continental española hacen suponer que los

promotores entren en competencia por zonas susceptibles de mayor concentración

de proyectos por lo que se establece un procedimiento de concurrencia por el que

las autorizaciones precisas se otorguen al mejor proyecto presentado.

Para las instalaciones de explotación renovable no eólica se prevén procedimientos



simplificados.

En el artículo 1 se establece que el real decreto tiene por objeto la regulación de los

procedimientos, así como la determinación de las condiciones y criterios que han de

regir para la obtención de las autorizaciones y concesiones administrativas precisas

para la construcción y ampliación de las instalaciones de generación de electricidad

que se encuentren ubicadas físicamente en el mar territorial.

De acuerdo con el artículo 3, el órgano sustantivo para la autorización de

construcción, ampliación, modificación y cierre de las instalaciones es el Ministerio

de Industria Turismo y Comercio a través de la Dirección General de Política

Energética y Minas mientras que es el Ministerio de Medio Ambiente el órgano

ambiental en las evaluaciones ambientales así como el que otorga, a través de la

Dirección General de Costas, las concesiones de dominio público marítimo-terrestre

necesarias.

El procedimiento de autorización de instalaciones se inicia con la solicitud de reserva

de zona para la realización de los estudios previos que el solicitante presentará ante

el órgano correspondiente de las Delegaciones del Gobierno que dependan del

Ministerio de Industria Turismo y Comercio.

La solicitud debe acompañarse de diversos documentos entre otros:

descripción de la capacidad técnica, económica y legal del solicitante para

acometer el proyecto según el real decreto 1955/2000;

resumen del proyecto y estudios previos previstos, plan de investigación,

instalaciones, restauraciones del medio necesarias así como el tiempo

estimado para estos trabajos (máximo dos años coincidiendo con el máximo

para la reserva de zona, prorrogables un año si hay causas imputables al

funcionamiento de la administración);

descripción de las instalaciones previstas del proyecto de generación eólica

incluyendo origen y recorrido de las líneas de evacuación, potencia y

número de generadores con su ubicación aproximada;

información necesaria para la iniciación de la evaluación de impacto



ambiental (según Real decreto legislativo 1302/1986);

descripción de las circunstancias y criterios de la selección del

emplazamiento;

justificaciones para la instalación en el emplazamiento previsto;

descripción del recurso eólico y cuantificación de la energía que se prevé

será entregada a la red;

estudio de viabilidad;

condiciones de tráfico marítimo y protección de la navegación;

planos (a escala mínima 1:50000) y presupuesto de la instalación.

El Real Decreto 1955/2000 citado establece las condiciones de capacidad legal

técnica y económica del siguiente modo.

En cuanto a capacidad legal, los requisitos son:

sociedad mercantil con personalidad jurídica propia;

establecimiento permanente en España;

objeto exclusivo la producción y transporte de energía eléctrica;

expresamente excluidas las uniones temporales de empresas.

En cuanto a la capacidad técnica, los requisitos son:

haber ejercido la actividad al menos los últimos tres años;

tener, al menos un socio con al menos un 25% del capital que acredite el

ejercicio de la actividad al menos los últimos tres años;

tener suscrito un contrato de asistencia técnica por tres años con empresa de

acreditada experiencia.

Finalmente, los requisitos económicos son.

acreditación que garantice la viabilidad económica y financiera, salvo que se

viniera ejerciendo la actividad con anterioridad.

Tras la solicitud descrita y como paso previo a la iniciación del proceso de

concurrencia, la Dirección General de Política Energética Minas debe realizar una

caracterización de área eólica marina recopilando todos los informes emitidos por



todas las instituciones afectadas por los potenciales efectos que los parques eólicos

marinos puedan tener en el entorno los rodea.

Si esta caracterización no se hubiera realizado o su vigencia no llegara hasta el final

del procedimiento de concurrencia, será la propia Dirección General la que realizará

una caracterización de la totalidad del área eólica marina no limitándose a la

poligonal para la que se haya solicitado el parque eólico marino.

El contenido de esta caracterización de área eólica marina contendrá, además de la

estimación de energía máxima que puede evacuar la red eléctrica de transporte,

descripción de la incidencia potencial sobre el entorno contemplando, al menos:

efectos sobre la actividad pesquera;

efectos sobre la flora y fauna;

efectos sobre las aves;

efectos sobre la navegación marítima;

efectos sobre la navegación aérea;

efectos sobre el turismo, patrimonio histórico y arqueológico y sobre el

paisaje;

efectos sobre la geomorfología y las comunidades biológicas del fondo

marino;

efectos sobre las playas;

efectos sobre la dinámica litoral y la estabilidad de las costas adyacentes;

efectos sobre los espacios marinos sometidos a un régimen de protección

ambiental;

efectos sobre la explotación de recursos minerales;

incidencia en materia de defensa y seguridad;

efectos sobre los cables y las tuberías submarinas;

cualquier otro que se considere de interés.

Desde la solicitud de reserva de zona, la Dirección General de Política Energética y

Minas cuenta con 20 días para consultar a los Ministerios de Fomento, Medio

Ambiente, Defensa y Agricultura, Pesca y Alimentación así como al operador de la



red y otras instituciones previsiblemente afectadas en la ejecución de proyectos

eólicos en el área eólica en estudio en relación con los efectos anteriores; estas

entidades consultadas disponen de 90 días para responder con los comentarios

oportunos considerando un horizonte temporal de cinco años.

Además, el operador del sistema y gestor de la red de transporte debe enviar un

informe, para un horizonte de cinco años, en el que se detalle anualmente la

capacidad máxima de evacuación de energía y la estimación de las potencias

máximas a instalar en las proximidades al área en estudio con la desagregación en

zonas de menor tamaño que considere oportuna así como cualquier otra

consideración que estime adecuada.

La caracterización de área eólica marina se hará pública mediante la inserción en el

Boletín Oficial del Estado de un anuncio en el que, además de indicar la existencia

del documento de caracterización, se hará constar los lugares donde los interesados

podrán consultarlo (al menos la Dirección General de Política Energética y Minas y

la Delegación de Gobierno de la Comunidad Autónoma lindante con el área objeto

de caracterización así como la apertura del procedimiento de concurrencia

La valoración de las solicitudes las hace un comité formado por representantes de:

Dirección General de Política Energética y Minas;

Subdirección General de Planificación Energética;

Subdirección General de Energía Eléctrica;

Dirección General de Costas;

Dirección General de Calidad y Evaluación Ambiental;

Dirección General para la Diversidad;

Subdirección General de Seguridad Marítima y Contaminación;

Dirección General de Recursos Pesqueros;

Instituto Español de Oceanografía;

Instituto para la Diversificación y Ahorro de Energía;

Dirección General de Desarrollo Industrial;

Consejería de Industria de las comunidades autónomas afectadas.



El comité evaluador elevará propuesta de resolución al Secretario General de

Energía para su consideración; de la resolución de éste se enviará copia a la

Dirección General de Calidad y Evaluación Ambiental para la iniciación de la

evaluación de impacto ambiental del proyecto y a la Dirección General de Costas

para la tramitación del procedimiento de concesión para la ocupación del dominio

público marítimo-terrestre.

Los criterios a considerar por el comité evaluador son:

capacidad legal, técnica y económica del promotor;

potencia máxima de la caracterización de área eólica;

oferta de prima;

previsión de horas equivalentes de funcionamiento;

tecnología e influencia en la estabilidad del sistema eléctrico;

impacto económico, medioambiental y social;

maximización de la potencia posible;

impacto en la navegación;

otros publicados en el anuncio de concurrencia.

Los titulares de reserva de zona constarán en un registro público especial en el

Ministerio de Industria, Turismo y Comercio y deberán, no obstante, solicitar

concesión del dominio público marítimo-terrestre o portuario para las actividades de

investigación.

Durante el periodo de concurrencia, los promotores deben desembolsar un aval del

1% del presupuesto del proyecto así como una oferta de prima expresada en

c€/kWh; el solicitante que haya obtenido la reserva de zona depositará un aval

adicional del 1%.

La oferta de prima se aplicará a toda la vida útil del proyecto y será inferior a lo

establecido en el artículo 38.1 del Real Decreto 661/2007 de 25 de mayo, por el que

se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.

Los avales serán ejecutados por desestimación o incumplimiento de obligaciones del



promotor salvo que la causa sea la insuficiencia de recurso eólico en cuyo caso el

beneficiario de la reserva de zona recuperará el 1% adicional aportado; en todo

caso, si el recurso eólico es insuficiente, el promotor que obtiene el derecho de

prospección pierde el 1% del presupuesto del proyecto.

En relación con los procedimientos y los plazos debe llamarse la atención sobre los

artículos 7, 23 y 28 que establecen lo siguiente.

Art. 7, “El solicitante presentará, ante el órgano correspondiente de las

Delegaciones o Subdelegaciones del Gobierno que dependa funcionalmente

del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, la solicitud de reserva de zona

para la realización de los estudios previos a la solicitud de autorización de un

parque eólico marino…”

Art. 23, “La evaluación de impacto ambiental para la realización de las

actividades de investigación se regirá por lo establecido en el Real decreto

legislativo 1302/1986, de 28 de junio, de evaluación de impacto ambiental y su

normativa de desarrollo.”

Art. 28, “Con carácter previo a la autorización de la instalación de generación

eólica marina y a la concesión del dominio público marítimo-terrestre, el

proyecto deberá someterse a evaluación de impacto ambiental de acuerdo con

lo preceptuado en el Real decreto legislativo 1302/1986, de 28 de junio, de

Evaluación de impacto ambiental y normativa de desarrollo.”

También resulta especialmente relevante lo indicado en el artículo 22. Autorización o

concesión para la ocupación del dominio público marítimo-terrestre o portuario para

las actividades de investigación.

“Toda ocupación del dominio público marítimo-terrestre o portuario necesaria

para el desarrollo de las actividades constructivas asociadas a los trabajos de

investigación se regirá, según corresponda, por lo dispuesto en la Ley 22/1988,

de 28 de julio, de Costas, y su Reglamento, o por la legislación reguladora del

dominio público portuario y requerirá el previo otorgamiento por el órgano

competente del título de ocupación que proceda en cada”.



El reglamento referido en este artículo 22 es el Real Decreto 1471/89 por el que se

aprueba el Reglamento General para el desarrollo y ejecución de la Ley 22/1988 de

Costas.

Estas normas establecen los siguientes requisitos para los proyectos básicos de

solicitud de dominio público:

memoria justificativa y descriptiva;

declaración por técnico competente de cumplimiento de regulación normativa;

estudio de impacto ambiental;

plan de ejecución;

planos de situación y generales en planta y secciones características;

información fotográfica;

presupuesto de la obra;

evaluación de la rentabilidad neta antes de impuestos.

De forma resumida el procedimiento que debe seguir un promotor para la

explotación eólica marina es el que se expone a continuación:

1. solicitud de reserva de zona para realización de estudios previos a la

autorización de un parque eólico marino;

2. la solicitud de reserva de zona, una vez subsanados los defectos

documentales que pudiera haber, da inicio al procedimiento de

caracterización del área eólica marina que tiene una duración mínima

de 125 días;

3. la publicación de la caracterización eólica marina da paso al inicio del

procedimiento de concurrencia que tiene una duración mínima de 7

meses hasta la resolución;

4. la publicación de la resolución de concurrencia da paso a los

procedimientos de evaluación de impacto ambiental del proyecto y de

concesión de ocupación de dominio público marítimo terrestre;

5. la resolución favorable en el procedimiento de concurrencia incluye la

atribución de reserva de zona

6. la reserva de zona permite iniciar el procedimiento de la ocupación



del dominio público marítimo terrestre que tiene una duración mínima

de 2 meses;

7. éste, junto con la reserva de zona faculta para la investigación del

recurso eólico por un periodo máximo de 2 años;

8. previamente a las labores de investigación debe completarse el

procedimiento de evaluación de impacto ambiental de estas

actividades que supone un plazo mínimo de 24 meses;

9. una vez terminada la investigación del recurso y antes de la

finalización de la reserva de zona (2 años prorrogables 1 año), el

promotor debe solicitar la autorización de la instalación;

10. en esta solicitud se incluirán las modificaciones sobre las previsiones

de la reserva de zona (máximo 15% de en potencia), el estudio de

impacto ambiental y el proyecto para la ocupación del dominio

público marítimo terrestre;

Como se aprecia tras el análisis del contenido del real decreto y las otras

disposiciones citadas, deben aplicarse dos procedimientos de evaluación de impacto

ambiental: uno para la realización las actividades de investigación y otro para la

autorización de la instalación de generación eólica marina.

Visto lo anterior y con arreglo a los plazos establecidos, sintéticamente, las

actividades y procedimientos imprescindibles para el desarrollo de las actividades de

investigación del recurso eólico y sus duraciones mínimas reglamentarias se

muestran a continuación:

Solicitud de reserva de zona;

Caracterización área eólica marina, 4 meses;

Publicación caracterización de área eólica marina en el BOE;

Procedimiento concurrencia, 7meses;

Publicación de resolución de concurrencia y otorgamiento de reserva zona en

el BOE;

EIA del proyecto, 24 meses;

Procedimiento de ocupación DPMT, 2 meses;



Además de ser necesaria desde el punto de vista de la viabilidad económica del

proyecto, la prospección del recurso eólico es exigida por el propio real decreto

1028/2007:

Artículo 25. Documentación a presentar y contenido de la resolución.

“1. Deberá presentarse ante la Dirección General de Política Energética y

Minas:

a) Documentación establecida en los puntos 3, 4 y 5 del artículo 8. Si ya

hubiera sido presentada, se aportarán las modificaciones y adiciones que

fueran procedentes.”

El artículo 8 mencionado, en su apartado 3 referido al anteproyecto de la instalación

de generación eólica pide expresamente una descripción de los recursos eólicos

cuya caracterización pretende mejorarse con la investigación específica.

Dicho de otro modo, antes de que concluya el periodo de investigación debe

presentarse una solicitud de instalación en la que, con base en los trabajos de

investigación, se mejore la caracterización del recurso eólico realizada en el

anteproyecto requerido en la solicitud de reserva de zona.

De la inspección de los plazos administrativos se comprueba que el periodo de

reserva de zona coincide con el mínimo para la declaración de impacto ambiental del

proyecto de investigación para el que se concede la reserva con lo que no queda

tiempo para la prospección del recurso objeto de la solicitud del dominio.

En caso de causas de fuerza mayor o imputables a la administración se dispondría

de una ampliación de plazo de 1 año, que es insuficiente para la prospección, en su

caso, del recurso eólico dadas su propia naturaleza variable y carácter estacional.

Para solventar esta rigidez de plazos establecida reglamentariamente, según el real

decreto legislativo 1/2008, la evaluación de impacto ambiental de un proyecto de

investigación sobre el que no se tiene aún ni otorgamiento de reserva de zona para

estas actividades ni concesión de ocupación de dominio público marítimo terrestre

debería solicitarse al menos 24 meses antes de la publicación de la concurrencia,



esto es más de un año antes de que se solicite la reserva de zona.

Esto, sin embargo no es posible ya que el propio Real decreto legislativo 1/2008 por

el que se aprueba el texto refundido de la ley de evaluación ambiental de proyectos,

en el artículo 9.2, establece que en el periodo de información pública, el órgano

sustantivo informa, entre otros aspectos de la solicitud de autorización del proyecto.

Expresado de otro modo, sólo puede iniciarse el procedimiento de evaluación de

impacto ambiental cuando se ha solicitado la autorización del proyecto lo que lleva al

caso límite ya expuesto: el proyecto de investigación sólo se puede solicitar una vez

otorgada la reserva de zona.

Procede hacer alguna precisión más en lo relativo a los plazos de los procedimientos

administrativos, particularmente los relativos al de evaluación de impacto ambiental.

Como ya se expuso en el apartado sobre investigaciones precedentes, los tiempos

empleados en la resolución de evaluación de impacto ambiental han sido estudiados

para diferentes tipos de proyectos desde los más generales Hernández Fernández

(1999) hasta proyectos de gran impacto Fernández Velasco (2003) y Soca Olazábal

(2004).

De estos trabajos se deben extraer algunos resultados de interés como que, para

grandes proyectos, el plazo transcurrido desde que el órgano ambiental recibe la

documentación hasta que emite la declaración de impacto ambiental es de 164 días

de promedio, siempre superior a un año y superior a tres años en cerca de la mitad

de los casos.

Tratando de caracterizar estadísticamente el procedimiento de evaluación de

impacto ambiental en España, con base en los datos presentados por Soca Olazábal

(2004), en los anexos de su investigación, pueden presentarse los siguientes valores

para los procedimientos de evaluación de impacto ambiental:

duración media = 1463 días = 4 años

desviación estándar = 975 días = 2.7 años



Estos parámetros se han calculado a partir de una muestra de 68 proyectos con

datos suficientes y correspondientes exclusivamente a proyectos de gran impacto y

competencia estatal lo que permite su empleo para describir razonablemente el

desarrollo de los procedimientos de evaluación de impacto ambiental de otros

proyecto de gran impacto y competencia estatal como los proyectos eólicos marinos

objeto de la presente tesis.

El plazo mínimo para el desarrollo del procedimiento de impacto ambiental regulado

por el real decreto legislativo 1/2008, que es el aplicable a los proyecto actuales

equivalentes a los estudiados por Soca Olazábal, es de 33 meses o 1.1 años.

Considerando la duración promedio de los procedimientos cabe esperarse una

demora del 264%.

La nueva regulación del procedimiento de evaluación de impacto ambiental

establecida por la Ley 6/2010 reduce el plazo mínimo a 2 años por lo que, con la

demora estimada con base en las experiencias analizadas, en el mejor de los casos

puede esperarse un plazo de 5.28 años si bien, dada la inmadurez y complejidad

ambiental del sector es razonable pensar que los plazos se dilaten aún más.

Con estas estimaciones, la totalidad del plazo ordinario de validez de la

caracterización de zona (5 años) así como el plazo máximo de reserva de zona (3

años) quedaría consumido sólo cumplimiento estrictamente el procedimiento

administrativo de declaración de impacto ambiental.

Estas consideraciones numéricas, por claridad expositiva, se han presentado en

este epígrafe adelantando así algunas referencias que se reiteran en el epígrafe

sobre materiales y métodos empleados.

El real decreto 1028/2007, por lo anteriormente expuesto parece ser un

procedimiento de difícil puesta en práctica.

Esta conclusión puede calificarse como especulativa por lo que conviene analizar el

real decreto 1028/2007 como “una caja negra” valorando los estados del sistema



antes y después para extraer conclusiones acerca de la eficacia de la norma a tenor

de los resultados obtenidos sin entrar a juzgar el diseño de los mecanismo dentro de

la caja" tal como se ha hecho en los párrafos precedentes.

Tras numerosas y reiteradas solicitudes a la Subdirección General de Energía

Ministerio de Industria Turismo y Comercio sobre el registro de reserva de zona para

la instalación de parques eólicos marinos según el artículo 21 del RD 1028/2007 de

20 de julio, al propósito de la presente investigación, con fecha 29/06/2011, se tuvo

recibo de la siguiente comunicación:

“En respuesta a su consulta y según nos indica la Subdirección General de

Energía Eléctrica, no existe ninguna instalación inscrita en el Registro de

reservas de zona, al no haberse abierto aún ningún procedimiento

concurrencial”.

Esta nula aplicación del procedimiento de desarrollo de la eólica marina es España

no supone prueba alguna de que el mismo sea inadecuado si bien, la aproximación

al reglamento como una “caja negra” analizando los estados del sistema antes y

después permiten afirmar que el real decreto no ha supuesto el impulso esperado

por lo que las debilidades y conflictos evidenciados en análisis del real decreto

cobran más objetividad y verosimilitud.

Al margen del procedimiento general, actualmente, sólo se ha concedido concesión

de dominio público marítimo terrestre en la costa catalana para el desarrollo del

proyecto Zéfir test station al amparo de la transferencia competencial prevista en el

artículo 149, apartado 3, letra b de la ley orgánica 6/2006, de 19 de julio, de reforma

del estatuto de autonomía de Cataluña que transfiere:

“La gestión de los títulos de ocupación y uso del dominio público marítimo

terrestre, especialmente el otorgamiento de autorizaciones y concesiones y, en

todo caso, las concesiones de obras fijas en el mar, respetando las

excepciones que puedan establecerse por motivos medioambientales en las

aguas costeras interiores y de transición”.

En el análisis contextual se exponen algunos detalles de este proyecto y otros con



fines de investigación que, por lo tanto, escapan al ámbito de aplicación del real

decreto 1028/2007.

Analizando éste detalladamente se aprecia un requisito importante al objeto de la

presente tesis en la disposición adicional primera “Régimen administrativo”.

En ésta se indica que las instalaciones eólicas marinas deben inscribirse en el

registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica de

acuerdo con los artículos 169 y sucesivos del real decreto 1955/2000, de 1 de

diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución,

comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de

energía.

En su artículo 175 sobre la sección segunda (instalaciones de producción en

régimen especial) se refiere a lo dispuesto en el real decreto 2818/1998, de 23 de

diciembre, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por

recursos o fuentes de energía renovables, residuos y cogeneración.

Este real decreto 2818/1998 ha sido derogado por el real decreto 436/2004, de 12

de marzo, por el que se establece la metodología para la actualización y

sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de producción de

energía eléctrica en régimen especial.

Posteriormente, a su vez, este real decreto fue derogado por el real decreto

661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía

eléctrica en régimen especial que, aunque modificada puntualmente por diversas

disposiciones, está actualmente en vigor siendo su última actualización del 18 de

noviembre de 2011.

El real decreto 1028/2007 se refiere expresamente al artículo 38.1 de este real

decreto 661/2007 como límite para la presentación de ofertas de prima por lo que

resulta particularmente importante a los efectos de la presente tesis.

El real decreto 661/2007 tiene entre sus objetos “La determinación de una prima que



complemente el régimen retributivo de aquellas instalaciones con potencia superior a

50 MW, aplicable a las instalaciones incluidas en el artículo 30.5 de la Ley 54/1997,

de 27 de noviembre, y a las cogeneraciones”. Pueden acogerse a este régimen

especial, entre otras, las instalaciones que únicamente utilicen como energía

primaria la energía eólica.

En el real decreto 661/2007 se establecen dos mecanismos retributivos entre los que

el titular puede optar por dos opciones.

Por un lado puede ceder la electricidad al sistema a través de la red de transporte o

distribución, percibiendo por ella una tarifa regulada, única para todos los períodos

de programación, expresada en céntimos de euro por kilovatio-hora.

La otra opción le permite vender la electricidad en el mercado de producción de

energía eléctrica; en este caso, el precio de venta de la electricidad será el precio

que resulte en el mercado organizado o el precio libremente negociado por el titular

o el representante de la instalación, complementado, en su caso, por una prima en

céntimos de euro por kilovatio-hora.

No obstante, las instalaciones de más de 50Mw están obligadas a negociar

libremente en el mercado que es el caso de las centrales eólicas marinas tal como

establece el real decreto 1028/2007.

El real decreto 661/2007 establece determinaciones en relación con la tarifa

regulada, la discriminación horaria y la prima y otros complementos.

La Asociación Empresarial Eólica (AEE), de forma general, resume las ayudas que

la eólica recibe en España del siguiente modo:

“En España funciona el sistema de primas o de feed in tariff, que consiste en

que las empresas ceden la electricidad al sistema y perciben a cambio una

tarifa fija durante un periodo de tiempo determinado. Actualmente, el sistema

retributivo se rige por el Real Decreto 661/2007, que ofrece dos opciones:

Una tarifa fija de 79,084 €/MWh.



Una prima variable a la que se suma el precio final del mercado, con un techo

de 91,737 €/MWh, un suelo de 76,975 €/MWh y una prima de referencia de

20,142 €/MWh.

Particularmente, la asociación empresarial eólica expone (anuario 2011, página 70):

“…como se puede observar en la Tabla IV.01., la tarifa regulada para el año

2010 ha sido de 77,471 €/MWh, y el límite inferior y superior se han situado en

75,405 €/MWh y 89,866 €/MWh respectivamente. Estas cifras son ligeramente

inferiores a las del ejercicio anterior.”

El real decreto 661/2007, en relación con la energía eólica marina en el artículo 38.1

establece

“1. Para las instalaciones del subgrupo b.2.2, la prima máxima de referencia a

efectos del procedimiento de concurrencia que se regule para el otorgamiento

de reserva de zona para instalaciones eólicas en el mar territorial será de 8,43

c€kWh y el límite superior, 16,40 c€/kWh.”

Según el artículo 45, las instalaciones de más de 50Mw de cualquier tecnología

están obligadas a negociar el precio de la energía si bien las eólicas marinas (entre

otras) tienen derecho a una prima variable y que responde a la prima prevista

afectada por los siguientes coeficientes:

Potencia <100MW K1 = 0.8-[((P-50)/50)x0.6]

Potencia >100MW K2 = 0.2xP

siendo P la potencia en MW y siendo los coeficientes K1 y K2 aplicables igualmente

a la prima prevista como al límite superior.

Por otro lado, el real decreto 661/2007 prevé la actualización de la retribución de las

instalaciones mediante Orden ministerial de entre las que se ha destacar la Orden

ITC/3519/2009, de 28 de diciembre, por la que se establecen los peajes de acceso a

partir de 1 de enero de 2010 y las tarifas y primas de las instalaciones del régimen

especial.



Lo dispuesto en estas disposiciones (Fuente RD 661/2007 e ITC/3519/2009) sobre la

energía eólica marina puede resumirse así:

prima de referencia = 8.9184 c€/kWh

límite superior = 17.3502 c€kWh

Adelantando nuevamente por claridad expositiva un dato relevante, de acuerdo con

el informe de Red Eléctrica Española “el sistema eléctrico español 2010” el precio

medio de adquisición de la energía en el mercado eléctrico es 45.36 €/MWh = 4.536

c€/kWh a partir del cual y considerando las primas y los coeficientes modificadores

ya expuesto se puede aproximar el precio primado para la energía eólica marina en

función de la potencia de la planta tal como se muestra en la figura 4 (anexo I).

Esta figura representa 3 tramos de precios: un precio a tarifa regulada para

instalaciones por debajo de 50MW, una leve prima para precios negociados hasta

100MW y una fuerte prima, proporcional a la potencia instalada, para precios

negociados en instalaciones mayores de 100 MW.

El valor crítico de 100 MW coincide con el establecido como tamaño mínimo

orientativo para las plantas eólicas marinas que se establece como referencia en el

estudio estratégico ambiental del litoral español como ya ha sido expuesto lo que

muestra que, si bien el real decreto 1028/2007 exige instalaciones superiores a los

50MW, el régimen especial desincentiva toda instalación inferior a los 100MW.

Posteriormente a estas especificaciones reglamentarias, las primas a la producción

de energía a partir de fuentes renovables han quedado suspendidas mediante el

Real Decreto-ley 1/2012, de 27 de enero, por el que se procede a la suspensión de

los procedimientos de preasignación de retribución y a la supresión de los incentivos

económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de

cogeneración, fuentes de energía renovables y residuos.

Ante esta modificación regulatoria procede hacer una mención al informe “Diez

temas candentes del sector eléctrico español para 2012” realizado por

PricewaterhousCoopers (diciembre 2011) en el que se establecen, entre otras, la



siguiente conclusión:

“La seguridad jurídica y la regulación son precisamente el primer tema

candente que se identifica en este informe, estando en el mismo el origen de

los otros nueve”.

Otras conclusiones relevantes del informe en lo relativo al marco regulatorio español

y de particular interés en la presente tesis son:

el regulador no es independiente de las políticas o intereses públicos ya que no

ejerce la función esencial de la fijación de tarifas o de la aprobación de la

metodología para su establecimiento;

España es el único país del mundo en el que los clientes mantienen una deuda

con el conjunto del sector eléctrico;

la causa del déficit tarifario es que existen dos mundos desconectados, la

regulación de la actividad, por un lado, y los peajes de acceso, por otro;

España es uno de los países de la Unión Europea con mayor dependencia

energética pese al crecimiento de las renovables en su mix energético;

la ejecución de los planes de energías renovables ha complicado la gestión del

sistema y ha implicado importantes sobrecostes que no se han trasladado a los

precios;

esta situación debe llevar a cuestionar la sostenibilidad económica del modelo;

en un entorno que tiende hacia la consolidación fiscal a nivel de la Unión

Europea se considera inviable un modelo de financiación basado en incentivos

o en la financiación de las primas con cargo a los presupuestos generales del

estado;

estos mecanismos podrían ser viables una vez superado el contexto

económico actual.



2.6. ANÁLISIS DEL LIDERAZGO EUROPEO

Las críticas generales que partes interesadas de la sociedad han manifestado tanto

al plan nacional de energías renovables como al estudio estratégico ambiental del

litoral español así como la nula aplicación, del real decreto 1028/2007 invitan a mirar

hacia la Unión Europea para tratar de responder a la pregunta acerca de si el resto

de los Estados Miembro han dado correcto desarrollo al cumplimiento de las

políticas energéticas y ambientales de la Unión o si se encuentran en un punto de

estancamiento pendiente de dinamización.

Dado el objeto de esta tesis, también se debe revisar el modo en que otros países

de la Unión Europea han generado y puesto en marcha acciones para la correcta

integración ambiental de los proyectos de energía eólica marina.

2.6.1. PRINCIPALES PLANTAS MARINAS EN EUROPA

En una primera aproximación se realiza un inventario de las plantas operativas en

Europa mayores de 50 MW, que es el tamaño mínimo de las centrales eólicas

marina según establece el real decreto 1028/2007, tal como se muestra en la figura

5 (anexo I).

Del examen detenido de los datos de la figura 5 se aprecia que el 57% de las

plantas se encuentran en el Reino Unido, liderazgo que se evidencia igualmente

considerando que la potencia instalada alcanza un 54% de la potencia europea

eólica marina operativa en la actualidad.

El mismo protagonismo se observa considerando los proyectos en fase de

desarrollo ya que, mientras todos los países cuentan con gran número de

proyectos en fase de estudio del recurso eólico, ingeniería o tramitación

administrativa, el Reino Unido cuenta, además, con plantas en fase de

construcción para su puesta en operación a lo largo de 2012 tal como se

muestra en la figura 6 (anexo I).

Este liderazgo evidente del Reino Unido en el desarrollo de la energía eólica marina

es comprensible si se consideran, por mencionar sólo algunos, los siguientes



vectores de dinamización del sector:

aislamiento geográfico;

gran longitud de costa;

abundancia del recurso eólico;

batimetrías favorables;

El papel protagonista indiscutible del Reino Unido no pasa desapercibido en los

medios de comunicación sectoriales de los que puede citarse, a modo de ejemplo:

"UK, leading the offshore wind power in the world with 1.5 GW". (Mike

McGovern, renewableenergymagazine.com, 18/07/2011)

No sólo el impulso a la energía eólica marina en el Reino Unido se manifiesta

en las plantas en fase de construcción sino que su planificación sectorial

conlleva numerosos proyectos en diferentes fases de desarrollo de modo que

un escenario más completo, en el que se incluyen no sólo las plantas

operativas o en construcción sino también las autorizadas o pendientes de

autorización se muestran en la figura 7 (anexo I).

Una síntesis de las características principales y de la organización de cada

proyecto se expone en la figura 8 (anexo I).



2.6.2. EL MODELO BRITÁNICO

2.6.2.1. Marco legal en el Reino Unido

No está dentro del objeto de la presente tesis realizar un análisis comparado entre

normativas ambientales pero es oportuno hacer una breve reseña sobre la

organización administrativa de los procedimientos de autorización de plantas eólicas

marinas en el Reino Unido para tratar de mostrar algunas claves que expliquen el

porqué de su liderazgo.

El marco regulatorio resulta ser un factor relevante, tal como manifestaba el

departamento de comercio e industria del gobierno del Reino Unido (DTI) “future

offshore” (2002):

“La explotación de energías renovables es una entre varias actividades

marinas, como la extracción de áridos, la prospección y explotación de

yacimientos de gas y petróleo y el tendido de cableado de telecomunicaciones,

para el que se necesita el desarrollo de un marco legal para su regulación”.

En el Reino Unido, la propiedad del lecho marino territorial y, con la excepción del

carbón, el petróleo y el gas, los derechos para la prospección y explotación de la

plataforma continental están reservados a The Crown Estate 21 que autoriza las

licitaciones y licencias que permite a los promotores y concesionarios el uso de

estos derechos22.

Marco legal genérico

Como en todos los estados que han transpuesto en su ordenamiento jurídico la

directiva 85/337/CE de evaluación de impacto ambiental, para la explotación de los

recursos eólicos marinos, se exige una autorización ambiental con el propósito de

proteger a las partes interesadas de posibles efectos adversos así como asegurar

21

The Crown Estate es un conjunto de propiedades de la corona inglesa que, aunque sigue perteneciendo a la

monarquía y es inherente a la sucesión al trono, no supone propiedad privada del monarca que no puede vender

ni disfrutar de ingresos personalmente. No tiene una figura homóloga en el España pero se aproximaría a un

conglomerado formado por todo el patrimonio nacional y empresas de titularidad pública.

22 En el caso de petróleo y gas, la autoridad para conceder licencias de prospección y explotación en todo el

Reino Unido incluyendo sus aguas territoriales y la plataforma continental es la secretaría de estado para el

comercio y la industria.



que las decisiones ambientales se realizan con base en un análisis equilibrado y

comprensible de los impactos, tanto positivos como negativos, que se emplee para

decidir cuando un proyecto es aceptable o no y, en caso afirmativo, establecer las

condiciones bajo las que se concede la autorización

En el caso del Reino Unido, en relación con las energías renovables marinas, la

base legal que adjudica tales derechos está definida claramente sólo en el mar

territorial.

Ampliando brevemente la mención anterior, The Crown Estate tiene el poder de

conceder autorizaciones para el desarrollo de plantas energéticas para el

aprovechamiento del viento o de las aguas dentro de las aguas territoriales.

Sin embargo, más allá de los límites de las aguas territoriales actualmente no hay un

marco legal claro ni para el desarrollo del recurso eólico ni para conceder a los

promotores garantías sobre los emplazamientos.

Así en 2002, el departamento de comercio e industria indicaba al parlamento

británico “future offshore” (2002) “…será necesaria legislación básica a corto plazo

para que el potencial de las renovables marinas pueda ser completamente

desarrollado.”

Marco legal medioambiental

Como en el caso español, en el Reino Unido, algunos requisitos ambientales para la

autorización del proyecto dependen parcialmente de la regulación regional por lo que

carece de interés para la presente tesis detallar un cuadro de requisitos normativos

para cada proyecto.

Sin embargo sí es relevante señalar que la directiva de impacto ambiental

85/337/EEC modificada por 97/11/EC fue transpuesta al marco legislativo británico

mediante varias disposiciones que son de obligado cumplimiento por los promotores

para cualquier emplazamiento eólico marino:

Electricity ACT 1989, section 36;



Transport and Works Act 1992 Order;

Food and Environment Protection Act 1985 (Part II), section 5;

Coast Protection Act 1949 (CPA), section 34;

Water Resource Act 1991, section 109;

Town and Country Planning Act 1990, section 90 or section 57.

Como en el caso español, en el Reino Unido es de aplicación la directiva de hábitats

92/43/EEC así como la directiva de aves 79/409/EEC que definen los espacios

integrados en la Red Natura 2000.

La directiva 2001/42/EU de evaluación ambiental de ciertos planes y programas no

se incorporó plenamente a la legislación británica hasta julio de 2004.

Como síntesis de los procedimientos administrativos del Reino Unido debe decirse

que, fundamentalmente son similares a los españoles ya que tanto el departamento

de comercio e industria como el de medioambiente, alimentación y medio rural

deben dar visto bueno de forma paralela a los proyectos que soliciten licencia de

explotación del recurso eólico marino.

Esta doble vía tiene cierto parecido al proceso paralelo en España entre la

autorización y reserva de zona (dependiente del ministerio de industria, energía y

turismo) y la declaración de impacto ambiental (dependiente del ministerio de

agricultura, alimentación y medio ambiente).

La diferencia más significativa es, como se expone a continuación, el papel que tiene

The Crown Estate como titular de los derechos de explotación y con el objeto

estatutario de generar valor para los ciudadanos británicos tanto aumentando el

valor del patrimonio como aportando beneficios de explotación a la hacienda pública.

2.6.2.2. COWRIE

COWRIE es un juego de palabras que hace coincidir el nombre genérico de un

grupo de caracoles marinos con el acrónimo inglés de Investigación Conjunta de la

Eólica Marina en el Ambiente (Colaborative Offshore Wind Research into the



Environment).

Los resultados relevantes en relación con el objeto de la presente tesis ya han sido

expuestos como investigaciones precedentes por lo que, a continuación, se hace

una descripción de los aspectos meramente administrativos, operativos y de gestión

que resultan importantes para entender el liderazgo eólico marino del Reino Unido.

COWRIE se registra en 2001 como una organización sin ánimo de lucro que tiene

como misión impulsar y mejorar la comprensión y el conocimiento sobre los

potenciales impactos ambientales del desarrollo de las centrales eólicas marina en

las aguas del Reino Unido y que forma parte de los procedimientos previstos para la

puesta en marcha de la primera fase desarrollo de la energía eólica marina en el

Reino Unido.

La organización está dirigida por un miembro independiente y gestionada por un

consejo directivo formado por miembros del departamento de energía y cambio

climático (Department for Energy and Climate Change, DECC), la asociación

británica de la energía eólica (British Wind Energy Association BWEA) y por The

Crown Estate.

La misión de COWRIE se logra mediante:

un programa de investigaciones genéricas ambientales a corto y medio plazo

conducentes a la publicación y divulgación de informes, recomendaciones y

guías de buenas prácticas;

la Gestión y la divulgación de datos e información medioambiental a lo largo de

todo el ciclo de vida de cada proyecto de energía eólica, desde la concepción

hasta el desmantelamiento;

incremento de la comprensión del programa eólico marino del Reino Unido

mediante formación comprensible, comunicación y una actitud proactiva.

El desarrollo de estos objetivos está conducido por cuatro grupos de trabajo técnico:

investigaciones ambientales genéricas;

gestión de datos e información, documentación y divulgación;



formación y comunicación;

trabajo estratégico futuro.

COWRIE parte de la certidumbre de que todo desarrollo tiene impactos en el

medioambiente y que, aunque la energía renovable es una fuente limpia sin

producción de emisiones de carbono, la construcción de plantas eólicas marinas

tiene, además de efectos positivos, impactos negativos en el entorno.

Mediante sus proyectos de investigación, la organización ayuda a toda la comunidad

a un mejor conocimiento de estos impactos proporcionando a los promotores y

desarrolladores herramientas para que se puedan construir y explotar estos

proyectos de modo responsable y de forma respetuosa con el medioambiente.

Los principales proyectos de COWRIE están orientados según las pautas dadas por

su grupo de control que destaca los campos en los que se encuentra un mayor

déficit de conocimiento.

Este grupo de control evidencia, entre otras cosas, que las aves pueden sufrir el

mayor impacto de las centrales eólicas marinas debido tanto a la ocupación de

aguas poco profundas o áreas de alimentación como por el impacto en vuelo

durante la noche o con mal tiempo, por lo que se requiere a los promotores la

recopilación de datos sobre la avifauna como parte de la evaluación de impacto

ambiental que deben remitir para la concesión de licencia.

En relación con estos datos COWRIE reúne, cruza y compendia los proyectos de los

promotores para mejorar el modo en que se desarrollan los censos e investigaciones

de avifauna.

Por otro lado, el ruido generado en la ejecución de la cimentación como en la

operación de las turbinas puede suponer un grave problema para algunos animales

marinos como ballenas, focas y delfines. En este sentido se han desarrollado

estudios para evaluar el impacto de los niveles de ruido y vibraciones producidos de

modo que puedan guiar a los desarrolladores a minimizar estos efectos.



También han sido desarrollados estudios para evaluar el impacto de los efectos en la

fauna más sensible a los campos electromagnéticos producidos a lo largo del

cableado que evacúa la electricidad generada en las máquinas.

2.6.2.3. Cronología eólica marina en el Reino Unido

En diciembre de 2000 The Crown Estate anunció la primera fase (The Crown Estate

Round 1) del desarrollo de las plantas de energía eólica marina en el Reino Unido y

en abril de 2001, se preseleccionaron 18 empresas para la reserva de zona de

explotación.

Esta primera fase pretendió actuar como fase demostrativa proporcionando a los

promotores un entorno en el que pudieran ganar experiencia tecnológica, económica

y medioambiental.

En esta primera fase, se limitó la zona de explotación a 10 km2 con un máximo de 30

turbinas para una potencia acumulada máxima de 20 MW.

Las zonas no fueron determinadas por The Crown Estate sino que fueron propuestas

por los potenciales promotores con base en varios factores relevantes incluyendo

profundidad del agua, recurso eólico y posibilidades de conexión a la red.

Las áreas de alto valor ambiental fueron excluidas así como aquellas con

actividades existentes en el lecho marino y usos potencialmente incompatibles con

el desarrollo eólico marino.

Como resultado de las propuestas en esta primera fase, las plantas eólicas se

encuentran a menos de 12 km de la costa y a profundidades de menos de 20m.

El propósito de proporcionar a los promotores la oportunidad de ganar experiencia

tecnológica, económica y ambiental se ha considerado por The Crown Estate como

un éxito y dio lugar a la concesión de un total de 17 licencias de instalación con una

capacidad agregada de 1.5 GW.

Por otro lado, en 2002, el departamento de comercio e industria solicitó a The Crown



Estate hacer viable un emplazamiento más alejado para el novedoso proyecto de

cogeneración “Barrow” evolucionado del original proyecto “Ormonde” para obtener

energía tanto eólica como de yacimiento de gas.

Es muy significativo indicar en este punto que toda la fase 1 (Round 1) se desarrolló

sin contar con un estudio estratégico ambiental tal como el departamento de

comercio e industria informó al parlamento británico en el ya reseñado informe

“offshore future” de 2002 si bien esto no es de extrañar ya que la iniciativa británica

es muy anterior a la directiva 2001/42/EC sobre evaluación de ciertos planes y

programas en el medioambiente que, como se indicó en el epígrafe sobre marco

normativo ambiental del Reino Unido, no se incorporó al ordenamiento jurídico

británico hasta 2004.

En relación con este particular, el informe citado indica “…que mientras se desarrolla

el estudio estratégico ambiental debe encontrarse un modo que permita a los

promotores comprometer fondos en la investigación y evaluación de los

emplazamientos de manera ordenada y asegurando que las autorizaciones a los

promotores serán finalmente concedidas y que tendrán los derechos de la

explotación en términos claros y firmes.”

En la actualidad, la fase 1 aporta una capacidad de generación de 962 MW aunque

de los emplazamientos disponibles cinco han sido cancelados debido a problemas

con las autorizaciones, recurso eólico y las condiciones del suelo.

Antes de la Fundación de COWRIE en 2001 como parte de los procedimientos

concursales de la primera fase del desarrollo de las plantas eólicas marinas en el

Reino Unido, no se había construido ninguna planta de tamaño comercial en aguas

británicas por lo que su administración disponía de pocos conocimientos acerca de

los potenciales impactos ambientales aunque con anterioridad a la fase 1 se

desarrolló una zona de prueba con dos turbinas de 2MW en el área de Blyth.

En la primera fase de licencias de explotación, como parte del proceso de concurso

y selección, The Crown Estate requirió a los 17 promotores ganadores, el depósito



de una fianza cuyos intereses acumulados se emplearon como patrimonio para la

fundación de COWRIE para el desarrollo de las funciones de investigación y

desarrollo previamente referidas aunque en aquel momento no se inscribió como

empresa.

La constitución de COWRIE debe observarse como una forma nueva e innovadora

de encarar la investigación debido a la participación de las industrias que ha

participado en todos los aspectos del plan de investigación.

En 2002, la consulta del departamento de comercio e industria sobre el futuro de la

eólica marina sentó las bases al gobierno de la dirección política y compromiso para

una aproximación más estratégica al desarrollo de las plantas eólicas marinas.

También estableció la intención de restringir futuros desarrollos a áreas estratégicas

y acometer una evaluación estratégica ambiental de estas áreas que fue concluida

en mayo de 2003 tras la que vino la solicitud, por el departamento de comercio e

industria, a The Crown Estate de la habilitación de los lechos marinos de estas áreas

para el desarrollo de futuros parques eólicos.

Con base en el estudio estratégico ambiental, el departamento de comercio y

energía resolvió guías incluyendo una zona preventiva de exclusión costera de 8 a

13 km desde la costa para reducir el impacto visual, aguas poco profundas de

alimentación para ciertas especies de aves.

El estudio estratégico ambiental fijó escenarios limitando el desarrollo total de estas

áreas hasta 7.5 GW (incluyendo la aportación de la fase 1).

En julio de 2003, The Crown Estate anunció un nuevo proceso concursal para una

segunda fase de emplazamientos que concluyó en octubre de 2003 con 41

proyectos propuestos con una potencia agregada de 27 GW.

Posteriormente, en diciembre de 2003, se hizo un anuncio sobre los quince

proyectos y promotores ganadores del concurso que suman 7.2 GW de potencia.



A diferencia de la primera fase, COWRIE, en esta ocasión, pidió a los promotores

una única fianza basada en el tamaño del proyecto comprendidas entre las 25.000 y

las 300.000 libras y que, en dos plazos, alcanzó un monto de 2.4 millones de libras23

que se emplearon en expandir la actividad de COWRIE, en el impulso y

reconocimiento de la primera fase y en avanzar en la comprensión y divulgación de

los beneficios e impactos de la eólica marina.

En aquel momento, y debido a la importancia del capital acumulado, se decidió la

reestructuración de la organización y la constitución como sociedad limitada y la

formación de un consejo de administración. Sin embargo, pese al nuevo estatus, el

consejo solicitó y logró el reconocimiento como organización no lucrativa que podría

asimilarse a lo que en España se entiende como fundación.

En la actualidad, los documentos, datos y metadatos generados por COWRIE están

a disposición del público general y partes interesadas a través de The Crown Estate

cuya basta cantidad, de acuerdo con los fines de la presente tesis, se ha sintetizado

en el epígrafe de investigaciones precedentes.

Sólo en lo relativo a la publicación de libros blancos pueden consultarse casi un

centenar de documentos relativos a diversos temas agrupados en: metadatos y

vocabulario, administración de datos marinos, política y recursos marinos, normas

de censo y datos marinos, GIS y, finalmente, evaluación de impacto ambiental.

2.6.2.4. The Crown Estate

Aunque ya se ha adelantado una breve descripción, lo distintivo de esta institución

dentro de la organización del Reino Unido y su influencia en el desarrollo de la eólica

marina hace conveniente que se añadan algunas reseñas para entender mejor el

papel de esta entidad en la vertebración e impulso de la política británica sobre

energía eólica marina.

23

El RD 1028/2007 establece un aval del 2% del proyecto para el desarrollo de una zona eólica marina lo que

llevaría, según la escala británica a plantas de 1.8 y 0.6 millones de libras respectivamente, considerando un

cambio promedio a finales de 2003 de 1.145 €/£ y capitalizando la inversión de 2003 a 2001 con un valor

promedio de euríbor a 12 meses de 3.25. El monto total de 2.4 millones de libras equivaldrían a 4.32 millones de

euros actuales.



Como se expuso anteriormente, The Crown Estate es un conjunto de propiedades

de la corona inglesa que, aunque sigue perteneciendo a la monarquía y son

inherentes a la sucesión al trono no supone propiedad privada del monarca que no

puede vender títulos ni disfrutar de ingresos personalmente.

El propio The Crown Estate se describe del siguiente modo:

“Con un patrimonio que incluye muchos de los bienes urbanos, bosques

históricos, granjas, parques, litoral y aldeas del Reino Unido, la función de The

Crown Estate, como generador de empleo, influencia, control, promoción y

beneficios, es única.”

La gestión de la institución la lleva una organización independiente dirigida por una

comisión que rinde cuentas anualmente al parlamento. Las plusvalías generadas por

el conjunto del patrimonio se pagan a HM Treasury que es el departamento del

gobierno británico equivalente a los ministerios de economía y hacienda españoles.

The Crown Estate es uno de los mayores propietarios de propiedades de todo el

Reino Unido con un patrimonio valorado en más de 6600 millones de libras entre

propiedades urbanas y rústicas y un beneficio anual de casi 211 millones de libras

en julio de 2010.

La mayor parte del patrimonio lo constituyen inmuebles urbanos, incluyendo

propiedades en el centro de Londres, pero también son patrimonio terrenos

agrícolas y forestales, propiedades como el hipódromo de Ascot, el Gran Parque

Windwor y, lo que es más importante al objeto de la presente tesis, más del 55% del

litoral y el 100% del fondo marino desde la bajamar hasta el límite de 12 millas

náuticas.

Esto supone una gran diferencia respecto a la situación española ya que mientras

que la mayoría del litoral británico no es de titularidad pública sino privada la ley

22/1988 de costas determina como bienes de dominio público estatal la rivera del

mar y de las rías que se reconocen como bienes inalienables, imprescriptibles e

inembargables.



Por concluir esta reseña descriptiva de la institución The Crown Estate puede

añadirse que, si bien el origen histórico se encuentra en los derechos de conquista

desde la invasión normanda, la institución queda integrada hoy de pleno derecho en

el ordenamiento jurídico del Reino Unido mediante el Crown Estate Act 1961 que la

reconoce como organización estatutaria, dirigida con directrices mercantiles por los

consejeros (nombrados directamente por la reina hasta un máximo de 8) que tienen

la tarea de “… mantener y aumentar el valor del patrimonio y los beneficios

generados por él con la debida atención a las buenas prácticas de gestión”.

Si bien el acta de 1961 contiene una prolija descripción de obligaciones y

limitaciones en el ejercicio de las funciones de los consejeros conviene hacer una

mención especial al informe presentado en 2010 a la comisión de economía del

parlamento (el primero en 20 años) en el que se llama la atención, entre otros

aspectos a:

“The Crown Estate tiene el monopolio sobre el medioambiente marino y se ha

enfocado demasiado intensamente a la recaudación de ingresos más que a

actuar en los intereses públicos a largo plazo de muelles y puertos”.



2.6.3. EL MODELO ALEMÁN

Como se ha expuesto anteriormente, Alemania no tiene un papel significativo dentro

de la generación eólica marina pese ser el líder absoluto en generación eólica en

toda la Unión Europea de acuerdo con The European Wind Energy Association

(2010) “Wind in Power: 2009 European Statistics”, seguida de España, Italia, Francia

y Reino Unido.

Dado que el análisis de este hecho se aleja del objeto de la presente tesis sólo se

apuntarán algunas explicaciones para justificar que un país de gran población y

altamente industrializado, líder indiscutible en la aplicación tecnológica terrestre haya

retrasado la explotación del recurso marino.

En este sentido podrían aportarse algunas referencias geográficas y estratégicas

tales como:

Alemania tiene, en términos relativos un corto litoral con largos límites con

países vecinos como Polonia, Dinamarca y Países Bajos en mares con gran

tráfico (Báltico y Norte) por lo que existen importantes conflictos potenciales

con otros usos y elevado riesgo de colisión con buques;

su situación en el centro de Europa y su alto poder de compra le permiten suplir

los déficits de generación a los que no llegue su potencial convencional

mediante la importación de electricidad;

Alemania cuenta con una elevada capacidad de producción eléctrica de origen

nuclear.

Sin embargo, pese a que sin un análisis en profundidad pueda entenderse que la

explotación de la eólica marina no sea la principal prioridad de su política energética,

Alemania ha puesto en marcha, de forma pionera la investigación formal e

institucional más ambiciosa y a más largo plazo dentro de toda la Unión Europea en

relación con el impacto ambiental de los proyectos de energía eólica marina.

Es por esto que, si bien carece de interés los condicionantes del modelo

administrativo y político de Alemania, está justificada una exposición de estas



investigaciones a largo plazo y que tienen pleno interés para el ámbito de la

presente tesis.

2.6.3.1. Ordenación y planificación

El ministerio federal alemán para el medioambiente, la conservación natural y

seguridad natural puso en marcha un conjunto de investigaciones ecológicas como

prerrequisito importante para la adecuada integración de ambiental en los proyectos

de energía eólica marina.

Este ministerio ha sido el órgano administrativo rector de un proyecto conjunto en el

que han participado, no sólo los ministerios alemanes involucrados sino también

agencias federales relevantes, centros de investigación y universidades dejando

prueba clara del esfuerzo colectivo y a largo plazo llevado a cabo24.

Los resultados de esta investigación sirvieron como una aportación preliminar para

la consideración preventiva de posibles impactos ambientales para el desarrollo de

la eólica marina y fueron publicados bajo el título “Offshore wind energy research on

environmental impacts” Berlin University of Technology (2006).

Debe considerarse la importancia de este proyecto de investigación pionero no sólo

en términos relativos al desarrollo eólico marino de Alemania sino también dentro del

marco político de la Unión Europea que, como se expuso en el epígrafe sobre

política europea, desarrolló la directiva de evaluación estratégica ambiental en 2001

para que fuera transpuesta por los Estados miembros antes de 2004.

Este esfuerzo es, sin embargo, coherente con la política energética europea ya

analizada y con la que el gobierno alemán se compromete mediante un plan a largo

plazo en el que prevé cubrir para mitad de siglo la mitad de su consumo energético

24

Las Instituciones que tomaron parte en el proyecto son: Ministerio alemán de medioambiente, conservación

natural y seguridad nuclear; Agencia Federal de conservación de la naturaleza; Centro de investigación federal

para las pesquerías; Organización para la gestión de proyectos; Universidad Christian-Albrecht de Kiel y su

centro tecnológico y de investigación; la Universidad de Ruhr, la Universidad de Rostock; la Universidad de

Hannover; la Universidad Carl von Ossietzky the Oldenburg; la Universidad tecnológica de Hamburg; la

Universidad tecnológica de Berlín; Museo oceanográfico alemán de Straldsun; la administración del parque

nacional Schleswing-Holstein Waden sea; Instituto de investigación aviar; Instituto Alfred Wegener para la

investigación marina y polar; Instituto alemán de energía eólica y Germanischer Lloyd WindEnergie GmbH.



mediante fuentes renovables Federal Ministry for Environment, Nature Conservation

and Nuclear Safety. “Expandig Offshore Wind Energy in Germany” Paschedag

(2006).

En el desarrollo de estos planes, el gobierno alemán desarrolló una estrategia marco

para la sostenibilidad “Strategy of the German Government on the use of off-shore

wind energy in the context of its national ustainability strategy” (2002). que plantea

un proceso por etapas para su ejecución a fin de asegurar el cumplimiento del

principal requisito de la eólica marina: su viabilidad económica compatible con el

medioambiente natural.

La identificación y selección de los emplazamientos protegidos en la aguas

alemanas en las zonas de exclusión económica (red natura 2000) dio lugar a un

inventario de zonas en mayo de 2004, es decir la evaluación estratégica ambiental

del litoral alemán se realizó antes del plazo para la transposición de la directiva de

Evaluación Estratégica Ambiental de planes y programas (SEA) y 5 años antes de

que se presentara en España el homólogo estudio estratégico ambiental ya

reseñado.

Las siguientes etapas para el desarrollo de la estrategia pasaron por constitución de

una fundación para el ensayo de turbinas eólicas marinas constituida por las

industrias relevantes del sector e impulsada y dirigida por el ministerio federal de

medioambiente en una organización homóloga a la COWRIE británica con los

siguientes objetivos:

investigaciones tecnológicas, innovación y desarrollo en el campo de la energía

eólica marina considerando el transporte de energía al consumidor;

acompañamiento de investigaciones ecológicas sobre los impactos de la

construcción, la operación y el desmantelamiento de las turbinas eólicas

incluyendo su cableado de conexión;

transferencia de conocimiento entre ciencia, industria y partes interesadas

públicas y privadas.

Esta fundación se constituyó con los derechos para licitar y para autorizar la



operación de una planta eólica marina situada en el área de ensayo así como para

autorizar a otros promotores interesados en la misma zona

El primer objetivo de este plan a largo plazo fue el ensayo de turbinas mayores de

5MW mediante plataformas experimentales que permitieran además las

investigaciones ecológicas y de recurso eólico disponible así como el propio

desarrollo tecnológico de las turbinas.

La primera de las tres plataformas, FINO 1 1 (acrónimo alemán de “plataformas de

investigación en el Mar del Norte y en el Báltico), comenzó su construcción en 2002

y su estaba operativa en 2003 en el Mar del Norte constituyendo, no sólo la primera

plataforma europea sino la primera plataforma marítima del mundo destinada

exclusivamente a fines de investigación.

La segunda plataforma FINO 2 se construyó entre 2006 y 2007 y, finalmente la

tercera plataforma FINO3 se empezó a construir en 2008 y está operativa desde

2009.

Como resultado de las investigaciones llevadas a cabo mediante la plataforma

FINO1, la fundación “Offshore Wind Energy: research on environmental impacts”

(2006) como un compendio para proporcionar un avance en la contribución de las

investigaciones a las consideraciones preliminares de posibles impactos ambientales

de la energía eólica marina.

2.6.3.2. FINO 1

El proyecto de investigación FINO 1 se inició con vistas a determinar los efectos de

tales plantas marinas en la flora y la fauna y se ha desarrollado en tres fases.

Desde el primero de estos proyectos (FINO 1) se han venido desarrollando

completas series de mediciones incluyendo investigaciones multidisciplinares en

meteorología, oceanografía, biología, geología sedimentaria y diversos aspectos

técnicos.

Se esperaba que los resultados fueran significativos no sólo en los aspectos



técnicos y medioambientales sino también en la evaluación económica de las

plantas eólicas marinas.

Además de aumentar el conocimiento sobre las condiciones físicas y de determinar

los efectos de la turbina sobre la flora y la fauna, las mediciones y los datos resultan

valiosos para las autoridades ambientales, promotores y gestores de turbinas

eólicas, ingenierías, organizaciones de estandarización y certificación así como otras

partes interesadas.

La gestión del proyecto se encomendó a Germanischer Lloyd, una agencia de

acreditación especializada en buques y estructuras marinas como coordinador de la

construcción y explotación de la plataforma.

En ésta se instalaron equipos para la monitorización de parámetros atmosféricos,

hidrológicos, biológicos, ecológicos y relativos a ruido y vibraciones que han nutrido

de datos a diversos organismos públicos y privados para el desarrollo de números

proyectos de investigación en sus respectivos campos.

Desde 2007, FINO 2 está proporcionando datos adicionales del segundo

emplazamiento y desde 2009 lo está haciendo FINO 3 en la que, además,

actualmente se están desarrollando los siguientes proyectos:

medición de frecuencia y parámetros eléctricos de rayos en el mar;

mediciones meteorológicas en la antena cenital;

medición y análisis de elementos en régimen turbulento de alta frecuencia en el

viento marino para la optimización de la aerodinámica de los perfiles de las

palas;

censo de olas y su variabilidad espaciotemporal en el área;

tecnología del suelo de construcciones marina para cuantificar el peligro

potencial como resultado de cambios estructurales en el suelo;

mediciones geológicas in situ y proyectos de pilotaje suplementarios para

examen definitivo de estado de cimentación en plantas eólicas marinas.

2.6.3.3. Investigación ambiental FINO



FINO 1, por ser el primero de los proyectos proporciona información muy relevante

para la presente tesis por dos motivos.

En primer lugar los organismos que ha dispuesto de los datos han contado con más

tiempo para su análisis y presentación de resultados así como para la síntesis,

consolidación y presentación agregada por parte de la fundación promotora del

proyecto.

Por otro lado, al tratarse del primero de los proyectos, las investigaciones no tenían

un carácter aplicado sino básico por los que su objeto era más general, cubriendo un

amplio espectro de aspectos ambientales impactados y analizando la influencia de

gran variedad de factores proyectuales de influencia.

El proyecto debe entenderse dentro del acuerdo de colaboración entre los

ministerios de medioambiente de los gobiernos de Dinamarca y Alemania para

aumentar el intercambio de datos y resultados de investigación entre países vecinos

en los mares del Norte y Báltico y que ya contaba con antecedentes desde el año

2001 dentro del programa AERO como parte del plan investigador del gobierno

alemán.

Los principales aspectos en los que se centraba en 2001 este programa AERO son:

impacto del ruido y vibraciones de las turbinas eólicas marinas sobre peces y

mamíferos;

abundancia y comportamiento en su hábitat de mamíferos marinos en relación

con la relevancia ecológica de potenciales áreas de explotación eólica;

aves migratorias y posible impacto sobre patrones de migración en potenciales

áreas de explotación eólica;

colisión de aves con turbinas eólicas marinas;

impacto de los campos electromagnéticos de los cables sumergidos sobre los

organismos marinos;

evaluación estratégica ambiental, evaluación de impacto ambiental y

evaluación de compatibilidad de hábitats de la flora y la fauna.



Para el despliegue de este programa AERO se desarrollaron varios proyectos de

investigación específicos, entre ellos:

MINOS sobre ballenas, focas y aves;

BeoFINO sobre los ecosistemas bentónicos, de los fondos marinos y sobre el

impacto de los campos magnéticos en la migración de las aves.

La plataforma FINO 1 cuenta con una cimentación formada por cuatro pilotes de

1.5m de diámetro y 38m de los cuales, 30 están empotrados en un fondo constituido

principalmente por arenas finas y medias.

La subestructura es de tipo jacket (armadura tridimensional formada por perfiles

tubulares de acero) con una planta cuadrada de 26 x 26 m en el lecho y una altura

de 48m.

Sobre la subestructura, a 20 m se encuentra la plataforma de 16x16 m que aloja los

cinco contenedores en los que se encuentran los equipos de medida, áreas de

trabajo y descanso, generador diesel y baterías, radar y otros equipos así como el

helipuerto y el mástil con antenas para mediciones diversas a 100 m sobre el nivel

del mar que es la altura aproximada de operación prevista para las turbinas

comerciales.

En FINO1 se han llevado a cabo una serie de mediciones para determinar las

condiciones medioambientales existentes y los efectos de la plataforma sobre

diversos aspectos tales como el medio bentónico, los peces, las aves y los

mamíferos marinos, entre otros.

A partir de los datos y mediciones, diversos institutos tecnológicos, universidades y

centros han desarrollado las investigaciones cuyos resultados fueron posteriormente

publicados “Offshore Wind Energy Research on Environmental Impacts” Berlin

University of Technology, Paschedag U. (2006)

En relación con la meteorología, la plataforma FINO1 llevó a cabo toma de datos

sobre velocidad y dirección del viento a diferentes alturas, así como mediciones de



humedad, temperatura y densidad del aire, pluviometría, radiación (global y

ultravioleta) y visibilidad.

Los resultados de estas mediciones son de importancia para los diseñadores,

constructores y promotores de instalaciones, prospección del recurso eólico,

valoración de riesgos y, finalmente, como información meteorológica de interés

general.

Dentro del ámbito de investigación ambiental, se tomaron series de mediciones de

diversos parámetros oceanográficos tales como frecuencia, dirección y altura de las

olas, velocidad y dirección de las corrientes, nivel del agua, así como su salinidad,

temperatura, contenido en oxígeno.

Otras mediciones fueron realizadas para analizar las cargas sobre la estructura,

impacto acústico durante el pilotaje así como el tráfico marítimo si bien

investigaciones específicas sobre ruido y vibraciones fueron desarrolladas de forma

complementaria.

Para analizar el impacto de la plataforma en el entorno marino se llevó a cabo un

conjunto de investigaciones comprendiendo aspectos tales como el crecimiento

biológico en la estructura sumergida, el ecosistema bentónico, los peces, las larvas y

el comportamiento de las aves y murciélagos.

Más detalles sobre las investigaciones FINO se han presentado en el epígrafe de

investigaciones precedentes.



2.7. ANÁLISIS CONTEXTUAL

Dentro del análisis del estado de la cuestión se ha incluido este epígrafe para

exponer el estado actual del marco regulatorio así como el estado actual de la

industria por varias razones.

Por un lado, la experiencia y algunas investigaciones precedentes demuestran que

existe un largo periodo de maduración para la puesta en práctica de las normas

legales; esto es particularmente manifiesto, en el caso de la aplicación de planes y

programas de gran calado y alcance estratégico como son los relativos a políticas

ambientales o energéticas.

Sin embargo, el impacto de las medidas regulatorias ambientales y energéticas tiene

un gran e inmediato impacto en las decisiones de los diferentes agentes económicos

a medio y corto plazo.

Estas diferentes velocidades de reacción entre los órganos reguladores y los

agentes económicos justifican que se exponga, el marco regulatorio como análisis

del estado de la cuestión y se abra aquí un apartado específico para el análisis

contextual dentro del cuerpo desarrollo de la investigación.

Aunque pueda alegarse cierto carácter especulativo de los resultados que puedan

extraerse de este apartado, la posible merma en el rigor científico queda justificada

por la inmediatez de la información aportada y plenamente justificada como

metodología de estudio en el análisis del caso.

Otros dos argumentos son adecuados para justificar la utilidad de este análisis

contextual.

Por un lado el hito que supone en esta investigación la inexistencia de

procedimientos de concurrencia a fecha 29/06/2011 tal como ya se ha indicado en el

análisis normativo.

Por otro lado la continua actualización del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo,



por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen

especial que está actualmente en vigor siendo su última actualización de fecha 8 de

diciembre de 2011 y la posterior congelación de las primas a los proyectos de

producción eléctrica a partir de recursos renovables.

Estos dos eventos justifican que se acote este análisis de contexto y coyuntura

desde el trimestre inmediatamente anterior a la fecha 29/06/2011 y el último acto

gubernativo de suspensión de primas a nuevos proyectos de energías renovables.

2.7.1. INSTALACIONES EXPERIMENTALES

2.7.1.1. Zéfir test station

Como hizo anteriormente a nivel reglamentario, Cataluña se ha adelantado en la

puesta en marcha de iniciativas directamente orientadas a la explotación del recurso

eólico marino.

Así, el instituto de investigación ene energía de Cataluña IREC está liderando el

proyecto ZÈFIR Test Station que tiene por objetivo el desarrollo y puesta en

funcionamiento de una plataforma de I+D de pruebas de energía eólica marina que

se ubicará en la costa de Tarragona y que funcionará como laboratorio de pruebas

de la nueva tecnología necesaria para este sector, de cara a su comercialización.

Esta iniciativa está específicamente orientada a instalaciones marinas que se

encuentren a más de 25 km de la costa a fin de reducir dos impactos significativos:

el paisajístico y la afección al tráfico marítimo en la proximidad de las zonas

portuarias.

El alejamiento de la costa conlleva, salvo en el Mar del Norte, profundidades

superiores a los 50m lo que limita las instalaciones constructivas ancladas al fondo y

precisa soluciones basadas en tecnología flotante.

Este proyecto es sólo uno entre otros del IREC destinado a lograr avances

significativos en i+d en la tecnología eólica marina y no tiene marcados objetivos

relativos a la investigación del impacto medioambiental que esta instalación pueda

http://www.irec.cat/index.php?option=com_content&view=article&catid=9&id=129&Itemid=20



tener.

El proyecto consta de dos fases a finalizar en 2013 y 2015 que se encontrarán a

3km y 20km de la costa con profundidades de 45m y 100m respectivamente.

Las potencias instaladas previstas en ambos casos son 20MW mediante dos

turbinas en la fase 1 y 50MW mediante 8 turbinas.

En la fase 1 la planta estará anclada en el fondo mientras que en la segunda la

instalación será flotante.

Entre las entidades que han firmado acuerdos de colaboración para el desarrollo del

proyecto hay sociedades consultoras, ingenierías, fabricantes de equipos, de

construcción y gestión de grandes infraestructuras así como energéticas y otros

sectores interesados en el desarrollo del sector eólico marino.

Si bien el proyecto no tiene ningún propósito específico en materia medioambiental y

sí en el impulso de la tecnología se ha de reconocer su carácter pionero en España.

Actualmente varios fabricantes han firmado un acuerdo con el IREC por el que

solicitan la reserva de diversas posiciones de la futura planta de ensayos.

El convenio deja abierta la posibilidad de que las compañías puedan pedir más

espacio en un futuro, así como que otros fabricantes reclamen posiciones para

instalar sus aerogeneradores.

El coste del proyecto es de 143 millones de euros, 109 de los cuales serán

aportados por las empresas promotoras, ingenierías y fabricantes de

aerogeneradores, y el resto por el IREC.

La iniciativa, surgida de la voluntad de las consejerías de economía e innovación,

cuenta con la colaboración de tres universidades, dos ministerios del ejecutivo

central y varias empresas privadas.

Las últimas novedades sobre este proyecto se encuentran en el Boletín Oficial de



Cataluña nº 6031 de 23/12/2011 en el que se publica el anuncio por el que se da

información pública sobre la solicitud del Instituto de Investigación en Energía de

Cataluña (IREC) concesión de ocupación del dominio público marítimo-terrestre y

autorización de obras en zona de servidumbre de protección en el término municipal

de L'Ametlla de Mar para instalar el centro de experimentación y pruebas de

tecnología de generación de energía eléctrica en el medio marino a partir de la

eólica, según el "Proyecto Zefir Test Station, fase 1.

2.7.1.2. Muelle de Arinaga

En el BOE nº 198 de 18 de agosto de 2011 se publicó el anuncio del Ministerio de

Fomento por el que aprobó la concesión administrativa a la empresa Megaturbinas

Arinaga para la explotación de una instalación de ensayos en energías renovables

en el Muelle de Aringa en Gran Canaria.

No existe gran información al respecto pero según medios de comunicación locales,

Gamesa proporciona la tecnología para la instalación de dos generadores de 4.5

MW de potencia unitaria si bien el instituto tecnológico de Canarias ni confirma ni

niega este dato si bien admite que el promotor Megaturbinas Arinaga se encuentra

en conversaciones con Gamesa.

No se ha encontrado suficiente documentación en relación con este proyecto

aunque debe, como en el caso catalán, reconocerse el carácter pionero aunque

también en esta ocasión debe señalarse que el objeto de la instalación es el

desarrollo tecnológico y no plantea ningún objetivo respecto a la integración

ambiental de futuros proyectos.

2.7.1.3. Universidad de Oviedo

La “Estación Experimental OffShore” es una infraestructura singular que se enmarca

en el contexto del principal proyecto del “Clúster de Energía, Medioambiente y

Cambio Climático”, para el impulso de las energías renovables de origen marino en

Asturias.

El proyecto liderado por la Universidad de Oviedo contempla acciones de impulso de



la investigación colaborativa en torno a esta instalación entre equipos y grupos de

investigación multidisciplinares, el sector empresarial y la Administración así como

formación superior de grado, máster y doctorado.

La instalación se especializará en el desarrollo de proyectos de I+d+i relacionados

con la generación, el almacenamiento y el transporte de energías renovables de

origen marino, la mitigación de impactos ambientales y en el medio marino

relacionadas con el cambio climático.

Asimismo se desarrollarán proyectos en otras temáticas como acuicultura marina,

telecomunicaciones o mantenimiento preventivo y seguridad.

El clúster de energía, medioambiente y cambio climático está realizando estudios

sobre la idoneidad de la localización de la estación experimental marina.

Paralelamente se están realizando los trámites legales para solicitar la autorización y

los permisos de ocupación del dominio público marítimo terrestre donde se ubicará

la estación y se está realizando un estudio de viabilidad y plan de negocio como

primer paso para definir el modelo de propiedad, explotación económica y gestión

financiera de la Instalación.

En el ámbito de la I+d+i, el clúster de energía, medioambiente y cambio climático

está definiendo las tecnologías y modelos de utilidad para la Instalación.

Hasta el momento, con el objetivo de buscar sinergias y de sentar las bases para la

creación de las agrupaciones estratégicas de grupos de investigación (AEGIs), se ha

realizado un estudio de las necesidades, intereses y proyectos de los equipos y

grupos de investigación de la Universidad de Oviedo así como de las entidades

adscritas al clúster (empresas, organismos públicos de Investigación y centros,

parques e Incubadoras tecnológicos).

El plan de desarrollo consta de tres fases:

una fase preliminar en la que se dotarán de equipamiento los laboratorios

auxiliares en tierra en los que se realizaran los test necesarios, sobre



prototipos, para el posterior escalado al entorno real en el mar;

una segunda fase que comprende los procesos de diseño, ingeniería de

detalle, construcción y montaje de las infraestructuras, así como los sistemas

que permitirán la operación y mantenimiento de la estación;

una tercera fase en la que, una vez construidas todas las infraestructuras, se

continuará con el desarrollo del programa de investigación ligado al clúster.

2.7.2. VI CONGRESO NACIONAL DE EIA

La Asociación Española de Evaluación de Impacto Ambiental (AEEIA), en

colaboración con el Ministerio de Medio Ambiente y Medio Rural y Marino, la

Consejería de Agricultura y Medio Ambiente de la Junta de Comunidades de Castilla

La Mancha y la empresa Ideas Medioambientales (IDEMA) organizó el VI congreso

nacional de evaluación de impacto ambiental que tuvo lugar en Albacete los días 6, 7

y 8 de abril de 2011.

En este congreso se presentaron 124 comunicaciones que quedaron agrupadas en

nueve bloques temáticos:

marco jurídico y procedimental;

herramientas de apoyo a la evaluación ambiental (gis, software,…);

valoración de impactos: modelos y métodos cuantitativos;

vigilancia ambiental: propuestas metodológicas e innovación;

restauración;

evaluación ambiental de planes;

energías renovables;

estudio de casos;

aspectos innovadores en evaluación ambiental.

De todas estas comunicaciones sólo una estaba dedicada a la energía de origen

marino, Camba Rey “energías renovables marinas y medio ambiente-oportunidades

en I+”D”, en la que se destacan los avances en el norte de Europa en el

aprovechamiento eólico marino, los avances en el aprovechamiento undimotriz,

mareal o de corrientes, así como la los esfuerzos en I+D que se están realizando por



parte de organismos públicos y privados para cubrir las lagunas existentes todavía

en aspectos relativos a los efectos causados por los campos magnéticos y el ruido.

En relación con la energía eólica, se presentaron un total de 21 comunicaciones,

todas ellas relativas a las instalaciones terrestres en las que se trataron aspectos tan

diferentes como:

empleo de gis en la selección de emplazamientos;

sesgos estadísticos inducidos por carroñeros;

uso de perros y su importancia en la estima de mortalidad;

metodologías para el seguimiento del impacto sobre vertebrados voladores;

directrices para la evaluación de impacto sobre vertebrados voladores;

metodologías y resultados en el estudio de vertebrados voladores;

modelización matemática del riesgo de impacto de la avifauna;

planificación estratégica mediante modelos espaciales;

análisis de impacto acústico;

impactos sociales y desequilibrio territorial.

Del análisis de las comunicaciones presentadas se deduce que la energía eólica

marina representa un sector aún lleno de incógnitas desde el punto de vista de la

evaluación ambiental y que estas incógnitas son, en algunos aspectos, comunes con

otras energías renovables de origen marino.

En relación con el objeto de la presente tesis y coincidiendo con aportaciones

precedentes ya señaladas deben destacarse, entre otras conclusiones del congreso,

las siguientes:

debe actualizarse el reglamento de evaluación de impacto ambiental y debe y

el de evaluación ambiental estratégica debe ser aprobado;

deben uniformizarse y equiparase las terminologías empleadas en las

diferentes comunidades autónomas;

debe articularse un procedimiento verdaderamente abreviado para las

actuaciones de relevancia menor;

se deben coordinar mejor la evaluación ambiental estratégica y la evaluación



de impacto ambiental;

se debe mejorar la coordinación entre los diferentes órganos de la

administración;

debe mejorarse la coordinación entre los promotores y la administración

ambiental a fin de agilizar la incorporación de consideraciones ambientales en

los proyectos;

las labores de vigilancia ambiental deben ser realizadas por entidades ajenas al

proyecto, efectivas y transparentes para servir a posteriores evaluaciones

ambientales mediante sistemas de banco de datos;

es necesario adelantar el estudio de impacto ambiental para que sirvan

adecuadamente en la fase de la toma de decisión sobre alternativas;

La administración debe completar la información ambiental disponible

georreferenciada con criterios homogéneos en todo el territorio.

2.7.3. I SEMINARIO HIDRÓGENO Y GESTIÓN ENERGÉTICA

En Octubre de 2011 tuvo lugar el “I Seminario de Hidrógeno y Gestión energética”

con el principal objetivo de poner en valor el proyecto de acumulación de energía

eólica en forma de Hidrógeno desarrollado de forma conjunta por la Xunta de

Galicia, Gas Natural Fenosa y la Fundación Sotavento Galicia.

Esto se llevó a cabo a través de una jornada que dibujó el escenario del origen del

proyecto y las capacidades y usos energéticos del hidrógeno.

Además, el seminario pretendía dar a conocer las problemáticas sujetas a la

producción renovable en el campo de la gestión, así como las distintas posibilidades

de uso del hidrógeno como vector energético.

En este seminario se presentó la ponencia de Luis Pérez Sánchez “energías

renovables en España: situación y previsiones futuras” que participó por parte del

departamento eólico del Instituto para la Diversificación y Ahorro de Energía (IDAE).

En relación con la energía eólica marina, en esta presentación el IDAE, no deja lugar

a dudas en cuanto a la situación actual al indicar que existe una nula implantación



en España si bien existe interés por el desarrollo de proyectos de i+d+i en las costas

españolas.

Respecto a la evaluación del potencial eólico marino indica que la superficie de

estudio corresponde a una franja de 24 millas lo que arroja 230000 km2 totales que

se reducen a 18780 km2 cuando se restringe la franja a la cota batimétrica

técnicamente viable de 50m.

Esta superficie, si se considera un recurso eólico suficiente (velocidad mayor de 7

m/s a 80m de altura), queda nuevamente reducida a 3500 km2 limitados, finalmente

a 1400 km2 si se evitan las zonas de exclusión establecidas en el estudio estratégico

ambiental del litoral español.

El potencial global del litoral español es de 8.5 GW con una producción superior a

los 22.5TWh.

Tras la exposición de los objetivos planteados para la eólica marina se exponen, en

la ponencia, las medidas previstas para su impulso entre las que cabe destacar las

siguientes medidas de carácter normativo:

consideración de las infraestructuras de evacuación en futuras planificaciones;

procedimiento administrativo simplificado para instalaciones de i+d+i con límite

de 30 MW y máximo de 2 máquinas;

supresión de barreras administrativas para la implantación de plataformas

experimentales;

agilización de trámites administrativos para proyectos;

procedimiento abreviado para torres de medición marinas.

2.7.4. JORNADAS SECTOR ELÉCTRICO ESPAÑOL

El 9 de febrero de 2012, en el Club Español de la Energía tuvieron lugar las jornadas

denominadas

“El sector eléctrico español ante los retos del modelo energético”.

En este encuentro participaron:



club Español de la Energía (ENERCLUB),

center for the study of Organizations and Decisions in Economics (CODE),

Acciona,

Universidad de A Coruña,

Gas Natural,

NERA, economic consulting,

AF-Mercados EMI,

REE (Red Eléctrica Española),

ENDESA,

Confederación de consumidores y usuarios (CECU),

Confederación española de organizaciones empresariales (CEOE),

PricewaterhouseCoopers,

Grupo Iberdrola,

Energía y sociedad,

Intermoney Energía,

Las conclusiones de la jornada son muy diversas dado el amplio campo del foro en

el que se trataron aspectos regulatorios, estratégicos y relativos a la gestión y

previsiones de escenarios.

En relación con el objeto de la presente tesis las conclusiones más relevantes son:

la mayor preocupación reside en la anarquía regulatoria en el sector eléctrico y

la falta de cumplimento de las regulaciones;

hay que cumplir los objetivos del plan 2020 que prevé conseguir una cuota del

20% de energía procedente de fuentes renovables en el consumo final bruto de

energía de la Unión Europea y una cuota del 10 % de energía procedente de

fuentes renovables en el consumo de energía en el sector del transporte en

cada Estado miembro para el año 2020;

está generalmente aceptado la futura dominación del mercado por parte de las

renovables, quedando las restantes como fuentes de respaldo.



2.7.5. HEMEROTECA

A fin de contextualizar mejor el objeto de esta investigación, se reseñan algunas

informaciones aparecidas en diversos medios de comunicación relativas a la energía

eólica marina en España desde el primer trimestre de 2011 hasta el primer trimestre

del ejercicio 2012.

18/04/2011, El País

Entrevista a Víctor Rey, director de tecnología offshore de Iberdrola renovables.

“España no muestra un interés muy claro por la eólica marina”.

En la entrevista admite dificultades particulares por las profundidades de la

costa española aunque también manifiesta que se sienten más cómodos con la

legislación del Reino Unido.

18/05/2011, Expansión

“GDF Suez, Vinci y Areva se unen para explotar filial de energía eólica marina”.

Esta alianza empresarial se produce para responder al concurso lanzado en

enero de 2011 por el presidente de Francia, Nicolas Sarkozy, para el

establecimiento de cinco parques eólicos en las costas francesas.

26/05/2011, noticias europapress

“Galán anuncia que seguirá desarrollando proyectos energéticos pioneros,

como los relacionados con la energía eólica marina”.

El presidente de Iberdrola, Ignacio Galán, en reunión con parte del equipo

directico del grupo, anuncia la intención de desarrollar proyectos eólicos

marinos en el mar de Irlanda.

29/05/2011, El País

“Nuevos aires en Gamesa”

Durante el primer trimestre, Gamesa ha seguido avanzando en su estrategia

eólica marina con un acuerdo con la alemana E.ON para el suministro de un

prototipo de plataforma y afianzando su proyecto de convertir el Reino Unido en

el centro mundial de su negocio en el mar, con inversiones de más de 150

millones de euros hasta 2014.



05/06/2011, nuevatribuna.es

“La organización ecologista OCEANA lamenta el escaso impulso a la eólica

marina”.

09/06/2011, diarionegocio.es

“Acciona entrará en eólica marina en el norte de Europa”.

Acciona también invertirá en eólica marina. De esta manera se suma a

Iberdrola, Repsol y Gas Natural Fenosa en esta nueva tendencia energética

que está comenzando a revolucionar el mercado, sobre todo, el británico.

12/06/2011, El País

“la eólica marina es cosa británica”.

La falta de proyectos en España lleva a las empresas energéticas a establecer

centros tecnológicos y plantas de generación en Inglaterra y Escocia.

14/06/2011, 4alternatives.net

“Repsol y EDP se alían en su apuesta por la eólica marina en Reino Unido”.

La petrolera española, que acaba de anunciar la adquisición del 100% de la

empresa eólica marina británica SeaEnergy Renewables (SERL), tiene previsto

crear además una sociedad compartida con la eléctrica portuguesa EDP

Renováveis (EDPR) para desarrollar conjuntamente 2400 megavatios en

proyectos eólicos marinos frente a las costas del Reino Unido.

16/06/2011, cronicaeconomica.com

“Renovables inicia el proyecto de energía eólica marina en el Reino Unido”.

Iberdrola Renovables, a través de su filial británica ScottishPower Renewables

y la empresa danesa Dong, ha iniciado el desarrollo del proyecto de energía

eólica marina de West Duddon Sands en Reino Unido.

29/06/2011, bolsamania.com

“Iberdrola Renovables y Areva, unidas por la energía eólica marina en Francia”.

Se presentan a la puja de dos de las cinco zonas que vende el estado galo.

11/07/2011, expansión.com

“Francia saca a licitación 3 gigavatios de energía eólica en el mar”.

14/07/2011, energias-renovables.com



“Navantia y Acciona zarpan juntas contra el boicot gubernamental a la eólica

marina”.

La naviera Navantia y la multinacional de las energías renovables Acciona

acaban de anunciar la firma de un acuerdo de colaboración “con el objetivo de

contribuir al despegue de la eólica marina”. Durante la firma del acuerdo,

ambas compañías han subrayado la necesidad de establecer en nuestro país

“procedimientos normativos eficientes” para evitar que España pierda en el mar

el liderazgo que ha logrado en tierra.

19/07/2011, alimarket.es

“Fabricantes de aerogeneradores: paralizados por falta de ley”.

28/07/2011, energias-renovables.com

“La segunda versión del PER confirma el frenazo a las renovables”.

El Ministerio de Industria ha dado a conocer, a través de UNESA, un segundo

borrador del Plan de Energías Renovables 2011-2020 (PER) que lleva fecha de

15 de julio, con pocos cambios significativos respecto al primero. La Fundación

Renovables (FeR) asegura que este plan confirma el frenazo a las energías

limpias.

05/08/2011, la tiza.es

“Cataluña podría instalar una estación eólica marina”

Cataluña podría convertirse en la primera comunidad en contar con un parque

eólico marino si prosiguen los trabajos planteados en el proyecto Zefir, que con

una inversión inicial de 143 millones de euros, busca instalar en la costa de

Tarragona para el año 2012 hasta 4 turbinas y entre 10 y 20 MW de potencia, a

una distancia de la costa de 3,5 kilómetros, donde la profundidad es de 35

metros.

11/08/2011, evwind.com

“Aprean apuesta por la eólica marina en Andalucía”.

Los empresarios de energías renovables reclaman a los alcaldes andaluces

que aparquen el rechazo frontal a los parques eólicos marinos y acepten

estudiar la instalación de aerogeneradores frente a sus costas.



26/08/2011, expansión.com

“Iberdrola se ‘enchufa’ también a la energía eólica marina en Alemania”

La eléctrica española ya tiene proyectos 'offshore' en Reino Unido y prepara su

desembarco en Francia. Ahora pone su punto de mira en el mercado germano.

07/09/2011, diariomontanes.es

“El Gobierno busca un ‘amplio consenso’ en el concurso eólico”

Arasti denuncia en el Parlamento los «excesos, despilfarros y la mala gestión»

del anterior Ejecutivo PSOE-PRC

23/09/2011, diariomontanes.es

“Calvet advierte que Gamesa rechazará a cualquier accionista no invitado”.

El presidente de la eólica pide un marco estable para crear empleo en el sector.

20/09/2011, cinco días

“Gas Natural crea una filial de renovables en Galicia que incluye la eólica

marina”.

El presidente de Gas Natural Fenosa, Salvador Gabarró, anunció en Orense la

constitución de Fenosa, empresa especializada en energías renovables, con

domicilio fiscal y social en Galicia. Según un hecho relevante remitido por la

empresa a la CNMV, la nueva filial que se acaba de crear gestionará los activos

eólicos y de cogeneración, biomasa y residuos sólidos que tiene en desarrollo y

explotación en Galicia, así como los activos hidráulicos y marinos en operación

y desarrollo de todo el grupo en el mundo.

19/09/2011 uniovi2+d

“Se fondeó en la costa de Gozón, Asturias, la primera boya de seguimiento de

parámetros medioambientales y energéticos. Esta acción constituye la "primera

piedra" de la futura estación experimental eólico-marina de Asturias”.

20/09/2011 energias-renovables.com

“Gamesa consolidates its on and offshore operations in Asian giant”.

Spain’s leading and the world’s seventh largest wind turbine manufacturer is

planning to invest €90 million by the end of 2012 in what it is currently the

world's top wind power market, Gamesa China's Chairman, José Antonio

Miranda, told China Daily recently. The investment currently being rolled out



includes the construction of two wind turbine factories.

22/09/2011 europapress

“Gamesa pondrá en marcha una política de contrataciones en España cuando

haya un marco regulatorio estable”

El presidente de Gamesa, Jorge Calvet, ha denunciado las "políticas erráticas

en materia energética de los últimos años" y ha señalado que el nuevo

Gobierno tiene la "obligación" de cambiar la situación de la energía eólica. En

este sentido, ha indicado que, cuando exista un marco regulatorio" estable",

podrán a funcionar un política de contratación para "crear empleo" en España.

27/09/2011 SPDnoticias.com

“Pide sector eólico español medidas para superar estancamiento”.

La Asociación Empresarial Eólica de España, pidió al próximo gobierno

medidas para superar el estancamiento en que se encuentra el sector por falta

de estímulos y cambios en la normatividad.

28/09/2011 expansión

“Gamesa inaugura un centro de eólica marina en Escocia de 14,3 millones”.

El fabricante de aerogeneradores Gamesa ha inaugurado hoy un nuevo centro

tecnológico de energía eólica marina, offshore, en Glasgow (Escocia), que ha

supuesto una inversión de 14,3 millones de euros y que de momento emplea a

40 personas, una cifra que se espera que llegue a 100 al cierre del año.

El centro de investigación y desarrollo, que está situado en el parque

empresarial Strathclyde en Bellshill, a unos 13 kilómetros del centro de

Glasgow, estará dedicado al diseño de la plataforma offshore de la compañía

española.

03/10/2011 evwind.com

“Gamesa desarrollará la eólica marina en Escocia”.

En España la inacción del gobierno ha imposibilitado el desarrollo de la eólica

marina. Quién quiera fabricar turbinas eólicas, se va a otras latitudes, con el

empleo y la tecnología. El centro emplea ya a 40 personas y se prevé que, en

tres años, alcance los 180 ingenieros. Gamesa trabaja en el diseño y desarrollo



de dos plataformas eólico-marinas (G11X-5,0 MW y G14X, de 6-7 MW) y

convertirá al Reino Unido en el centro de su actividad offshore, en el que prevé

invertir 150 millones de euros hasta 2014.


“RES e Iberdrola aúnan fuerzas en el mar francés”.

El promotor francés Eole-RES ha firmado un acuerdo con la multinacional

española para pujar por más de 1.250 MW de los 3.000 (eólico marinos) que ha

sacado a concurso la administración gala. Iberdrola abre así otra puerta a su

entrada en el mercado offshore, donde también está interactuando

conjuntamente con Areva Multibrid y Technip.


“Nuevo proyecto de energía eólica marina en Reino Unido”.

Un nuevo parque eólico marino de Iberdrola y Dong Energy, West of Duddon

Sands, tendrá una capacidad de 389 MW.

10/10/2011 eleconomista.es

“Gamesa pone los cimientos para su avance en la eólica marina”

Presenta la turbina más potente del mercado con 4,5 MW.

14/10/2011 abc

“Iberdrola y UC desarrollarán proyecto para impulsar la energía eólica marina”.

Iberdrola y la Fundación Leonardo Torres Quevedo de la Universidad de

Cantabria han firmado un convenio para desarrollar el proyecto de I+D

"Investigación para la optimización de cimentaciones de hormigón armado de

aerogeneradores offshore".

17/10/2011 alimarket.es

“El debate de la eólica más allá del kw/h eléctrico”

Alberto Ceña, director técnico de la Asociación Empresarial Eólica (AEE)

El sector eólico lleva dos años reclamando la necesidad de un nuevo marco

regulatorio que establezca las condiciones con las que podrá operar a partir de

2013.




“Dong Energy ensayará los aerogeneradores eólicos de 7 MW de Vestas”.

Vestas, el mayor fabricante de turbinas eólicas, apuesta fuerte por la eólica

marina, frente a la competencia de Siemens o las empresas chinas como

Sinovel.

01/11/2011 eleconomista.es

“Iberdrola arranca el mayor proyecto eólico de su historia en Reino Unido”

Iberdrola ha puesto en marcha el mayor proyecto renovable de su historia. La

eléctrica invertirá 20.000 millones de euros para construir a partir de 2015 un

total de 7.200 MW de eólica marina.

El proyecto deEast Anglia Array estará situado en el centro-este del Reino

Unido, podrá suministrar electricidad a cerca de cinco millones de hogares y

creará 10.000 empleos.


“Iberdrola y Repsol, entre los adjudicatarios de 5.000 MW marinos en Reino

Unido”

El Crown Estate, holding de la Casa Real británica y propietario del lecho

marino nacional, ha adjudicado acuerdos de arrendamiento para cinco macro

proyectos eólicos marinos, todos en Escocia. Entre los adjudicatarios figuran

Iberdrola y Repsol, que promueven los proyectos de Argyll Array (puede llegar

hasta 1.800 MW) e Inch Cape (con una potencia prevista de 905 MW),

respectivamente.

07/11/2011 el comercio.es

“La Universidad instalará una cámara en Cabo Peñas para controlar el paso de

las aves”.

Las grabaciones permitirán conocer el comportamiento de la avifauna marina

en la posible ubicación de la plataforma off shore

13/11/2011 diarioNegocio

“Iberdrola contrata dos buques para su armada offshore”

Iberdrola ya ha comenzado a dar puntadas finas en el sector de la energía

eólica marina, también conocida como offshore. Hasta ahora todo han sido



negociaciones, concesiones y contratos con empresas, pero ya se puede decir

que la compañía que preside Ignacio S. Galán comienza a hacer real lo que

hasta ahora eran proyectos de eólica marina, por lo que es el inicio de las

empresas españolas en el negocio offshore, el de una nueva era renovable.

Iberdrola, a través de su filial británica ScottishPower Renewables, y la

empresa danesa Dong han encargado dos buques de última generación para la

construcción de su parque offshore de West Of Duddon Sands, en Reino

Unido.

24/11/2011 la voz de Asturias

“la plataforma eólica pasa el primer filtro de la universidad”.

La construcción de una plataforma eólica marina -la estación experimental Off

Shore- en el mar Cantábrico, superó el primer filtro de la Universidad de Oviedo

con la aprobación por el Consejo de Gobierno de la institución académica de la

tramitación del proyecto. Esta iniciativa, que forma parte del Campus de

Excelencia Internacional (CEI), servirá como base de pruebas para el

aprovechamiento de energías renovables marinas y podrá ser utilizada por los

investigadores y las empresas.


“17 EU countries planning massive offshore wind, says EWEA”

As the European Wind Energy Association (EWEA) opened the doors of its

offshore wind event today, it published its latest report analysing all existing

offshore wind power projects in 17 EU member states, mostly in north-western

Europe. New offshore wind farms with a capacity of 5.6 GW are currently under

construction in the UK, Germany and Belgium.

07/12/2011 la voz de Asturias

“Puesta de largo de la plataforma eólica marina.”

El rector de la Universidad de Oviedo, Vicente Gotor, y la consejera de

Educación y Universidades, Ana Isabel Álvarez, presentarán en la Sala de

Prensa del Edificio Histórico de la Universidad el proyecto de construcción de

una estación experimental ‘Off Shore’ en la cosa asturiana. La estación

experimental ‘Off Shore’ contará con distintos elementos en mar y tierra y



servirá como centro de experimentación para el aprovechamiento de energías

renovables.


“La eólica marina española da su primer paso”.

Ya está todo listo para iniciar el proceso de adjudicación de las cuatro primeras

posiciones". En esos términos se ha manifestado Antoni Martínez, director del

Instituto de Investigación en Energía de Cataluña (IREC), al hacer referencia al

proyecto Zèfir Test Station. Se trata de la plataforma eólica marina experimental

y de I+D que el IREC va a desarrollar en aguas contiguas al Puerto de

Tarragona. También será la primera instalación eólica marina de España.

15/12/2011 ABC

“La primera turbina eólica flotante del mundo”

Instalada a 350 km de la costa portuguesa, la construcción permitirá

aprovechar los vientos marinos sin necesidad de gastar una fortuna fijándola al

fondo del mar.


“Eólica marina en Francia: empresas del sector eólico presentan novedades”.

Francia prevé instalar aerogeneradores en varios parques eólicos marinos. En

Francia, a diferencia de España, la eólica marina se consolida.

28/01/2012 el país

“El Gobierno decreta un parón en las renovables para taponar el déficit”.

Industria suspende “temporalmente” las primas a nuevas instalaciones. El

sector califica la moratoria de “error histórico” que agravará el paro.

28/01/2012 CincoDías

“La moratoria renovable del Gobierno afectará a unos 4.500MWeólicos”.

28/01/2012 Expansión

“El Gobierno suspende las primas para nuevas instalaciones de renovables”.

En 2011 recibieron 6.500 millones de euros. Industria paraliza “de forma

temporal” y sin carácter retroactivo las subvenciones a las energías ‘verdes’. Es

el primer paso de una estrategia más amplia para tapar el agujero energético.



28/01/2012 La Vanguardia

“El Gobierno elimina las primas a las renovables para frenar el déficit”.

Las ayudas previstas para el 2012 ascendían a 7.220millones.

28/01/2012 La Razón

“El Gobierno paraliza las ayudas a las nuevas plantas de energías renovables”.

Esgrime la necesidad de reducir el déficit para justificar esta medida

«temporal»

Sobre este hecho particular se hizo mención expresa al Real Decreto-ley

1/2012 de suspensión de incentivos a la producción de energía eléctrica a partir

de fuentes renovables en el apartado dedicado al análisis regulatorio español.

06/04/2012 El País

“Iberdrola invertirá 1200 millones en un parque eólico marino en Francia”.

La compañía eléctrica logra con un consorcio la adjudicación de una instalación

de 500 megavatios.

26/04/2012 The Guardian

“Cameron to praise British’s leadership over renewable energy

PM to tell meeting of 23 countries that UK is spearheding green revolution, as

Tory divisions deepen over environment.

En el artículo puede leerse una cita del primer ministro Cameron indicando que

después de hacer la energía renovable posible hay que hacerla sostenible

económicamente.

Capítulo 3: MATERIALES Y MÉTODOS


3. MATERIALES Y MÉTODOS

3.1. METODOLOGÍA

Se ha seguido una metodología general de estudio de caso como vía adecuada para

alcanzar un conocimiento global de área de estudio.

La fórmula está justificada en tanto en cuanto esta investigación trata un área de

conocimiento que cuenta con un desarrollo pobre en algunos aspectos y que está

muy condicionada por el marco general administrativo, político y regulatorio.

Una vez realizado el análisis general se ha tratado el problema con un enfoque

propio de ingeniería en el que se han aplicado las técnicas y métodos más

apropiados para dar respuestas concretas a los problemas específicos que, a modo

de proyectos parciales, han surgido en el desarrollo de la metodología objeto de esta

tesis.

Los tratamientos numéricos y matemáticos se han realizado mediante las

herramientas:

Microsoft Excel 2007

Mathcad plus 5.0

Se ha empleado Excel como herramienta de cálculo, representación gráfica,

generación de escenarios y determinación de parámetros de regresión.

Mathcad se ha empleado como herramienta de cálculo y para la presentación de

resultados algebraicos.

Se han empleado datos procedentes de NOAA (National Oceanic and Atmosferic

Administration) consultados tanto a través de la tecnología Google Earth como

mediante sus cartas náuticas.

Los tratamientos gráficos han consistido en dos tipos de trabajos. Por un lado la

armonización de las escalas de imágenes disponibles en diferentes formatos a fin de



que todas estuvieran referenciadas a una única escala indeterminada pero que

garantizara la homogeneidad tomando como referencia básica la línea del litoral.

Esta armonización de escalas, así como la mejora de contraste de las imágenes

para la mejor lectura de la información contenida se ha realizado con la aplicación

GIMP 2.6.6.

Una vez realizado este trabajo se ha vectorizado la información relevante mediante

la herramienta AUTOCAD 2009 empleando como base un mapa de España de

escala conocida a fin de poder medir distancias y superficies como principal objetivo

de este tratamiento de vectorización.

Un objetivo secundario del uso de esta aplicación ha sido la superposición de

informaciones gráficas de diferentes orígenes y la creación de una representación

gráfica de síntesis.

3.2. FASES DE INVESTIGACIÓN

A fin de cumplir los objetivos de la tesis y de facilitar la planificación del conjunto del

trabajo se ha dividido estudio en unidades menores de análisis.

Así, en una primera fase se ha analizado documentación de entorno macroscópico

siguiendo el sentido “de lo más general a lo más particular”; es decir, desde los

planes energéticos y ambientales generales comunitarios a los planes particulares

españoles.

Una vez realizado un encaje conceptual del objeto de estudio en su contexto político

y administrativo ha sido posible iniciar el estudio del marco regulatorio específico

sectorial marino en lo que ha constituido la segunda fase del estudio de caso.

El análisis de los marcos ambiental y energético de la política comunitaria junto con

el del entorno regulatorio específico de las actividades marinas permite iniciar la

tercera fase de análisis que ha consistido en investigar las realizaciones más

destacadas a nivel europeo y español.



La cuarta etapa de trabajo ha consistido en el estudio de las investigaciones

precedentes tanto en desarrollo eólico marino y sus aspectos ambientales como de

las investigaciones sobre la integración ambiental en los proyectos españoles.

Finalmente, una vez analizados los aspectos generales del problema de la

integración ambiental en los proyecto de energía eólica marina en España se inicia

la quinta y definitiva etapa en la que se aborda, definitivamente, el objeto de esta

tesis sintetizando lo mejor de las investigaciones precedentes.

Esta última y quinta etapa se aleja del método del estudio de caso y se plantea como

un proyecto de ingeniería que ha de proporciona una solución justificada a unas

especificaciones iniciales.

Esto es lo que hace que, dentro del desarrollo general de la tesis, se haya

denominado a esta etapa, fase proyectual.

Por claridad expositiva se han adelantado en el epígrafe del estado de la cuestión

algunas conclusiones acerca de los plazos reales de tramitación de expedientes de

evaluación de impacto ambiental extraídas de trabajos de investigación precedentes,

principalmente debidos a Fernández Velasco (2003) y Soca Olazábal (2004). Las

conclusiones extraídas a partir de estas investigaciones no justifican su desarrollo

pormenorizado ya que se limitan a establecer el valor medio y la desviación estándar

de una población de plazos administrativos recopiladas por los investigadores

citados.

En la fase proyectual se han empleado datos procedentes de investigaciones

precedentes y de fuentes actuales de diverso origen tal como se reseña y expone en

el epígrafe siguiente.

3.3. FASE PROYECTUAL

3.3.1. INTRODUCCIÓN

En el análisis normativo español para el desarrollo de la energía eólica marina según

el real decreto 1028/2007 se expusieron las limitaciones propiamente reglamentarias



que pueden desincentivar el desarrollo de esta industria en España.

Igualmente se hizo referencia a la tesis de Linares Llamas (1999) sobre las

externalizaciones económicas no contempladas en las evaluaciones de impacto

ambiental y la necesidad de incorporar los aspectos ambientales en el mismo plano

de decisión que los criterios técnicos tradicionales.

Del mismo modo se llamó la atención sobre la coincidencia en esta conclusión por

parte de Fernández Velasco (2003).

También se hizo referencia a las experiencias previas, investigadas sobre todo por

Soca Olazábal (2004) que hacen prever mayores dificultades prácticas a las ya

evidenciadas en el diseño reglamentario debidas a las dilaciones en los

procedimientos de evaluación de impacto ambiental.

Por otro lado también se describió la metodología general para el desarrollo de la

energía eólica marina propuesta por Esteban Pérez (2009) que se presenta como

una propuesta metodológica general de aplicación universal.

La presente tesis, ha tratado de continuar una de las líneas de investigación

propuestas por Soca Olazábal consistente en la aplicación de su metodología

investigadora a otros tipos de proyecto; en el caso que nos ocupa los proyectos

eólicos marinos en España.

En el desarrollo de esta línea de investigación se ha encontrado que la metodología

de Soca Olazábal no puede aplicarse a los proyectos de energía eólica en España

porque, tal como se ha expuesto en el capítulo sobre estado de la cuestión,

actualmente no se ha iniciado ninguna de las áreas eólicas marinas de modo que no

existen proyectos siquiera en fase de reserva de zona.

Dada esta limitación para la continuación de la investigación de Soca Olazábal se

han explotado dos de las líneas de investigación propuestas por Esteban Pérez que

son:

“Adaptar la metodología general a las condiciones propias de cada país: marco



legislativo y financiero, bases de datos existentes, etc.”

“Elaborar un modelo económico que permita una estimación más precisa de la

rentabilidad económica de una instalación eólica offshore”.

Aunque la línea de investigación propuesta por Soca Olazábal no puede

desarrollarse en el ámbito de los proyecto eólicos marinos españoles sus

conclusiones se han tomado en cuenta ya que resultan relevantes para el objeto de

la presente tesis y confirman conclusiones anteriores como las de Linares Llamas

(1999) o Fernández Velasco (2003).

3.3.2. CONSIDERACIONES GENERALES

Aunque ya se dedicó un epígrafe específico a valorar la importancia de la

investigación de Esteban Pérez (2009) como precedente a la presente tesis, a fin de

continuar su trabajo con el doble objetivo de adaptar su metodología general al caso

específico español y mejorar la modelización de la rentabilidad económica de las

instalaciones eólicas marinas, es necesario hacer una revisión de las fases de su

metodología y contrastarla con la realidad normativa específica del caso español

Así, Esteban Pérez establece tres fases generales de desarrollo de instalaciones

eólicas marinas.

Por un lado plantea una etapa de carácter estratégico y de trabajo de gabinete

orientado a seleccionar emplazamientos potencialmente viables para la explotación

eólica marina que denomina generación de alternativas.

Esta fase general está destinada a identificar emplazamientos potencialmente

interesantes mediante la superposición de criterios de descalificación de zonas

basados en varias subetapas: análisis del marco regulatorio, análisis del recurso

eólico, análisis de la batimetría y análisis de la red eléctrica de evacuación.

El marco regulatorio analiza las normas y políticas regionales (a nivel de estado) a

fin de identificar países donde la seguridad jurídica y los incentivos económicos

inviten a la promoción de este tipo de instalaciones.



En esta fase, las políticas y el desarrollo reglamentario así como el plan de acción

nacional de energías renovables (en su caso PANER 2005-2010) invitan a calificar

España, como un país atractivo para el desarrollo eólico marino Esteban Pérez

(2009)

“Tal y como se aprecia en la tabla, España se encuentra en una posición

destacada alcanzada tras la publicación del Real Decreto 1028/2007 por el que

se establece el procedimiento administrativo para la tramitación de solicitudes

de autorización de instalaciones de generación eléctrica en el mar territorial”.

El mencionado PANER se materializa a nivel estratégico en el Estudio Estratégico

Ambiental del Litoral Español EEAL también descrito en el análisis regulatorio

español.

La actualización del PANER en la revisión para el periodo 2011-2020 así como el

análisis pormenorizado del procedimiento de desarrollo previsto en el real decreto

1028/2007 permiten defender en la presente investigación que el atractivo español

debe revisarse más detenidamente tal como la propia investigadora propone en las

líneas de investigación sugeridas.

Este análisis detallado ha sido expuesto en el epígrafe sobre el estado de la cuestión

en el que se han mostrado las dificultades de aplicación del real decreto así como la

realidad actual de de puesta en práctica y su relación con otras normas de obligado

cumplimiento.

De este análisis puede hacerse una primara revisión de las conclusiones de Esteban

Pérez indicando que el marco reglamentario español, al contrario de lo previsto, no

resulta incentivador para la promoción eólica española.

La metodología de Esteban Pérez (2009) propone, sobre el mapa de zonificación

eólica del litoral español del EEAL, la superposición de los mapas de red eléctrica,

eólicos y batimétricos a fin de descartar por motivos técnicos y económicos todas las

regiones en las que la infraestructura eléctrica sea insuficiente, la profundidad sea

superior a 40m y la velocidad media del viento inferior a 6 m/s.



La siguiente etapa general es el análisis de viabilidad en la que la investigadora,

sobre cada uno de los emplazamientos seleccionados en la etapa anterior, propone

que se diseñe una poligonal de parque eólico incluyendo el pasillo e evacuación

sobre la que estudiar posibles incompatibilidades con el entorno basadas en criterios

como:

riesgos de fenómenos naturales catastróficos;

recurso eólico;

características mecánicas del suelo;

biocenosis;

dinámica oceánica;

El desarrollo de esta poligonal implica ya una primera decisión de diseño que

consiste en la determinación del tamaño de la planta que se establece de acuerdo

con el buen juicio del proyectista sin más elementos de juicio.

A continuación se realiza un diseño de configuración de planta considerando todos

los condicionantes anteriores y los componentes del parque eólico.

La siguiente etapa de la metodología propuesta es un análisis de rentabilidad del

anteproyecto básico que debe definirse, a nivel de ingeniería básica, con los datos

recopilados en las etapas previas de esta metodología para, finalmente realizar un

análisis de rentabilidad de cada alternativa.

Finalmente se realiza la toma de decisión sobre el desarrollo del proyecto y, a

continuación el diseño de la instalación para la selección decidida asumiendo que

los trabajos desarrollados hasta este punto no tienen un impacto significativo en el

coste general del proyecto.

Por tanto, la toma de decisión se realiza tras el trabajo de gabinete y propuesta de

todas las posibles configuraciones de diversas poligonales tipo correspondientes a

las ubicaciones potenciales.

Esta formulación es otro elemento que se revisa en la metodología propuesta ya que



el actual estudio estratégico del litoral español determina casi 120 zonas eólicas

dentro de las cuales caben diferentes opciones de poligonales y propuestas de

distribución en planta con lo que el número de estudios previos puede ser muy

numeroso.

El diseño de la instalación propuesto por Esteban Pérez incluye la mejora de la

caracterización del terreno, clima y recurso eólico, estudio del impacto ambiental,

ingeniería de detalla y comprobación de la rentabilidad.

A su vez, la ingeniería de detalle la desglosa secuencialmente en diseño eléctrico,

diseño de estructuras, diseño de cimentaciones y estudio de aspectos constructivos

y logísticos.

Al concluir esta etapa, la investigadora incluye como última fase la revisión de la

rentabilidad de la instalación una vez caracterizado en detalle el proyecto.

Esquemáticamente la metodología diseñada por Estaban Pérez (2009) puede

resumirse así:

1. generación de alternativas

a. estudio del marco regulatorio

b. estudio del recurso eólico

c. estudio de la batimetría

d. estudio de la red eléctrica

2. análisis de viabilidad

a. poligonal de la instalación

b. compatibilidad con el entorno

i. riesgos naturales

ii. recurso eólico

iii. mecánica del suelo

iv. biocenosis

v. dinámica oceánica

c. diseño de configuración de planta para cada alternativa

i. condicionantes anteriores



ii. componentes del parque

iii. diseño del lay out

3. análisis de rentabilidad económica

a. definición de soluciones de ingeniería básica

b. viabilidad económica de la alternativa

4. toma de decisión

5. diseño de la instalación

a. mejora de la caracterización del terreno, clima y recurso

b. estudio de impacto ambiental

c. diseño de detalle

i. diseño eléctrico

ii. estructuras

iii. cimentaciones

iv. construcción y logística

6. comprobación de la rentabilidad

De acuerdo con la aplicación de las primeras fases de esta metodología, España es

un país en el que el marco legal invita a la promoción de instalaciones eólicas

marinas; sin embargo, el análisis pormenorizado que se ha presentado sobre la

realidad normativa española muestra que el marco regulatorio presenta algunos

obstáculos para el desarrollo de la industria más allá de los meramente técnicos.

Esta conclusión, a la que se llegaría en fases más avanzadas de la metodología

diseñada por Esteban Pérez, está corroborada por el análisis de situación de la

industria en España como se ha expuesto en el análisis del estado de la cuestión.

Por otro lado, en la metodología de Esteban Pérez (2009) no introduce con claridad

la integración ambiental en el proyecto contrariamente a lo recomendado por otras

investigadoras como Soca Olazábal (2004) que achaca a esta falta de integración de

los aspectos ambientales en la ingeniería básica buena parte de los problemas

relacionados con el impacto ambiental de los proyectos.

Así, Soca Olazábal (2004) propone que se lleve a las etapas más tempranas del



proyecto los aspectos medioambientales a fin de lograr un menor impacto ambiental

global así como una tramitación más rápida y eficaz del procedimiento de evaluación

de impacto ambiental.

Por otro lado, para la rentabilidad de la inversión la caracterización del recurso eólico

es fundamental ya que la producción energética es función del cubo de la velocidad

del viento y ésta es considerada hasta en tres ocasiones en la metodología de

Esteban Pérez (en el esquema anterior los punto 1.b. 2.b.ii y 5.a).

Otro aspecto a considerar en la metodología propuesta por Esteban Pérez es que la

caracterización definitiva del recurso eólico disponible (punto 5.a. del esquema)

según el real decreto 1028/2007 debe realizarse tras la reserva de zona y en un

plazo máximo de dos años antes de los cuales debe solicitarse la autorización de la

instalación eólica.

Esta solicitud de reserva de zona incluye un anteproyecto de la instalación que

incluye la determinación de la poligonal, el estudio de impacto ambiental, recurso

eólico, potencia a evacuar, estudio de viabilidad y presupuesto.

La solicitud de reserva de zona exige, en definitiva un detalle de anteproyecto que

no se consigue hasta el punto 3.b. del esquema justo antes de la toma de decisión.

Una vez tomada la decisión y solicitada la reserva de zona, sólo se disponen de dos

años, según el régimen jurídico español, para realizar todas las investigaciones de

recurso eólico y, posteriormente toda la ingeniería de detalle incluyendo el estudio de

impacto ambiental.

Finalmente, tanto el análisis de rentabilidad del punto 3.b. del esquema como la

comprobación última se basan en estimaciones sobre datos técnicos que pueden

estimarse con base en precedentes y en los propios datos de los constructores de

equipo además de sobre datos tarifarios.

El mercado eléctrico español está muy regulado por las tarifas eléctricas fijadas por

los sucesivos gobiernos si bien esto ha sido una constante causa de problemas ya



que se han producido notables diferencias entre los déficits previsto y real.

Estos y otros problemas relacionados con el suministro eléctrico han tratado de

resolverse mediante las subastas de energía para el suministro a tarifa.

En el caso de la energía eólica el régimen tarifario es el especial y se encuentra

regulado y actualizado periódicamente indicando, en función de la fuente primaria

renovable y de la vida útil de la instalación tarifas y primas de referencia así como

valores límite superiores e inferiores como se detalló en el epígrafe dedicado al

análisis sectorial español.

La experiencia del promotor puede proporcionar una guía suficiente sobre la que

estimar la rentabilidad de la instalación aunque se da, en el caso eólico marino

español, una situación que añade complejidad y es el hecho que en el periodo de

concurrencia, tras la caracterización de área eólica marina, los promotores deben

realizar una oferta de prima.

Es decir, se abre una subasta de prima específica para cada zona eólica marina a la

que se concurra en la que no se sabe el número de competidores potenciales y que

debe resolverse en un plazo máximo de tres meses.

Por lo tanto, no existe la posibilidad de desarrollar una estrategia de seguidor del

pionero sino que hay que hay que hacer una propuesta buena y definitiva dado que

el ganador del concurso “se lo lleva todo”.

Para reforzar la importancia de este aspecto procede citar al IDAE (instituto para la

diversificación y ahorro de energía) cuando en “Energía eólica”, volumen 7, serie

“energías renovables”, 2006, concluye sobre los aspectos económico-financieros

“…la rentabilidad de un proyecto de energía eólica es extremadamente

sensible al precio de venta de la energía producida.”

Considerando todo lo expuesto, tomando como punto de partida la propuesta

metodológica de Esteban Pérez (2009), y explotando sus líneas de investigación

propuestas se ha desarrollado una aproximación metodológica más específica para



facilitar la promoción de instalaciones eólicas marinas en el litoral español así como

para modelizar suficientemente la rentabilidad de una instalación eólica marina.

Esta apreciación sobre la conveniencia de la mejora en la modelización de los

costes y la rentabilidad de las plantas eólicas marinas puede hacerse en relación

con el trabajo de Couñago Lorenzo, B “Estudio técnico-financiero sobre la

construcción de un parque eólico marino flotante en el litoral español”, 49º congreso

de ingeniería naval (octubre 2010) si bien, en este caso, la ausencia de tecnologías

flotantes maduras impide que este tipo de plantas, por falta de datos y experiencias,

se incluyan en el modelo que se propone.

3.3.3. CONSIDERACIONES ECONÓMICO-FINANCIERAS

Tal como se ha expuesto, Esteban Pérez (2009) propone una metodología en la que

desarrolla la ingeniería básica en proyectos potencialmente viables y rentables con

base en estudios de gabinete bajo el supuesto que éstos no tienen un coste

importante en relación con la totalidad del proyecto.

En su metodología se trata de incurrir, en las fases previas a la decisión de la

inversión, en los menores costes posibles.

Además de éste, otro aspecto económico-financiero que se revisa en la metodología

propuesta en esta tesis es el análisis de rentabilidad que se propone como medida

de comprobación de la bondad del diseño y de las decisiones anteriores.

Así, en la metodología original de Esteban Pérez (2009) la rentabilidad de la

instalación supone un parámetro de comprobación mientras que en la metodología

que se propone en esta tesis se supone, como sucede en muchos casos en la

práctica de la ingeniería, que el promotor establece como especificación de diseño

una rentabilidad de referencia del mismo modo que en muchos contratos de

ingeniería se establecen objetivos en términos de rendimiento, capacidad o

producción validada.

3.3.3.1. Costes hundidos e I+D



En relación con la primera de las consideraciones económicas se ha considerado

que los costes previos a la toma de decisión no tienen relevancia en la decisión ni en

el cálculo de la bondad de la inversión y, por lo tanto, no se consideran criterio

condicionante de la metodología.

Estos costes incurridos antes de la toma de la decisión se denominan costes

hundidos y pueden definirse tal como hace Villarreal Samaniego “Administración

financiera” (2008) Ed. Eumed.

“Un costo hundido es aquel en el que ya se ha incurrido independientemente

de si se realiza o no el proyecto, por lo que no es relevante para la toma de

decisiones, por lo que se deben suprimir en el análisis y la valuación de un

proyecto.”

También se denominan costes retrospectivos aquellos en los que ya se ha incurrido

y que no son recuperables, independientemente de las decisiones que se adopten

en contraste con los costes prospectivos (futuros) en los que se incurre dependiendo

de la decisión que se tome.

En la metodología que se propone en esta tesis se hace una revisión constructiva de

la incorporación de los costes hundidos en la propia metodología y en la toma de

decisiones que propone Esteban Pérez (2009).

Otro aspecto económico que se ha revisado es el relativo a la consideración de la

amortización dentro de la contabilidad de una empresa, independientemente del

nivel de agregación con el que se haga (corporativo, societario, divisional,…).

Así el Plan General de Contabilidad PGC 2008 aprobado por real decreto 1514/2007

contempla los gastos de investigación y desarrollo dentro de los inmovilizados

intangibles entre las cuentas del grupo 2 “inmovilizado”.

En el caso general que estos trabajos sean realizados por servicios externos el

tratamiento contable tipo sería la de la figura 9 (anexo I) en la que se aprecian los

apuntes en las cuatro cuentas implicadas.



Los grupos 1 a 5 son cuentas patrimoniales y los grupos 6 a 9 son cuentas de

gestión de modo que patrimonialmente lo único que hace la empresa es transferir

activos corrientes a activos no corrientes.

Así, en la metodología que se propone en esta tesis se consideran los costes

hundidos como una inmovilización de activos líquidos en una forma de bienes

inmateriales sujetos a amortización.

Por lo tanto los trabajos previos a la toma de decisiones no sólo no deben formar

parte del proceso de decisión por su naturaleza de costes hundidos sino que, lejos

de intentar su reducción incondicional, deben gestionarse como activos de la

empresa y, de acuerdo con lo propuesto en esta tesis, como activos de importancia

estratégica.

3.3.3.2. Estrategias de inversión

En relación con la segunda de las consideraciones previas se pretende cumplir uno

de los objetivos de la presente tesis dotando al análisis de la rentabilidad de carácter

prescriptivo pasando de ser criterios de comprobación a ser criterios de diseño.

Así, se reivindica el papel consultor del ingeniero que más allá de dar solución a un

problema definido proporcione herramientas el promotor para una mejor definición

de las especificaciones en un sentido amplio.

Bajo esta perspectiva los aspectos económicos pueden, y así se consideran en la

presente tesis, formar parte de las especificaciones de diseño más que limitarse a

ser meros elementos de comprobación de una solución determinada.

A estos efectos debe indicarse que, si bien el reglamento de desarrollo de la ley de

costas, para la concesión del dominio público marítimo terrestre, exige la estimación

de la rentabilidad económica neta antes de impuestos, puede criticarse la

rentabilidad como una medida poco práctica como especificación de diseño.

El principal argumento para sostener esta afirmación es el carácter estático de los

ratios de rentabilidad cualesquiera que estos sean.



Los métodos dinámicos como el valor actualizado neto (VAN) o la tasa interna de

retorno (TIR) tienen en cuenta la variable temporal sobre cuando se producen los

flujos de gastos e ingresos.

El VAN es un criterio ampliamente utilizado en proyectos de inversión y permite

determinar si el balance futuro de ingresos y gastos, actualizado a partir de un tipo

de interés esperado, supone en el momento inicial un valor positivo (la inversión

produce ganancias por encima de la rentabilidad de referencia), negativo (la

rentabilidad es menor que la de referencia) o neutro (la inversión no produce ni

pérdidas ni ganancias).

Una de las principales dificultades para la utilización del VAN es el establecimiento

de la tasa de retorno para lo que pueden emplearse diferentes criterios tales como

coste del dinero a largo plazo, tasa de rentabilidad a largo plazo de la empresa,

coste de capital de la empresa, coste de oportunidad o un valor subjetivo.

Una limitación del VAN es que supone que los flujos generados por la inversión se

reinvierten al mismo tipo de interés, aunque puede no ser el caso.

El tipo de interés que hace la inversión neutra VAN=0 por su particularidad es la tasa

interna de retorno (TIR).

La TIR como tasa de rendimiento propia de la inversión es el criterio que permite

comparar alternativas de forma más simple ya que la TIR puede compararse

directamente con la tasa de retorno de cualquier inversión alternativa.

De este modo, un proyecto quedaría descartado si no proporciona un rendimiento

superior a un valor mínimo establecido.

Otra aplicación inmediata es la comparación de proyectos que tengan semejantes

características de riesgo, plazo e inversión inicial.

Sin embargo, más allá del cálculo de indicadores de rentabilidad del proyecto, la

decisión de inversión de una empresa, y más aún de una con la acreditada



capacidad que permita entrar en el procedimiento de concurrencia descrito en el

análisis normativo, depende de factores de más alcance que la mera rentabilidad

operativa de una instalación en particular.

Así, la rentabilidad del proyecto concreto pierde importancia si se consideran

criterios generales de inversión empresarial.

Entre éstos debe considerarse como directriz más general la dirección estratégica

que lleva a las compañías a realizar inversiones en activos propios o en participación

en otras empresas por razones de penetración en mercados, adquisición de

tecnologías, control de competidores o de distribuidores, desarrollo de alianzas

tecnológicas y otras que no tienen resultados inmediatos pero que son de

importancia fundamental para la competitividad de grandes empresas a largo plazo.

Otras decisiones de inversión que no atienden a la rentabilidad puntual de un

proyecto concreto son las de reemplazamiento destinadas a renovar instalaciones a

fin de mejorar los costes de producción, los niveles de servicio o mantener las

masas patrimoniales con una adecuada proporción de inmovilizado material que

repercuta en la valoración global de la compañía.

Otro motivo sutil que lleva a condicionar las decisiones de inversión está relacionado

con las curvas de aprendizaje en nuevos mercados y tecnologías, con las

economías de escala o con el mix de productos de modo que se gestiona el conjunto

de los ciclos de vida de diferentes tecnologías, productos y mercados a fin de evitar

discontinuidades tecnológicas, pérdidas de economías de escala o mercados

desatendidos.

Estas decisiones se hacen aún más evidentes en las grandes compañías que

operan en los mercados internacionales en las que se dan casos extremos de

absorción de grupos enteros a fin de adquirir los mercados, las tecnologías, la

propiedad intelectual y otros activos o ventajas que ocupan a los consejos de

dirección mucho más allá que la mera rentabilidad de una instalación particular que

puede ser sólo una entre otras muchas de un amplio parque de activos.



En la propuesta de Esteban Pérez (2009) se enuncian diversos indicadores para la

valoración de la rentabilidad y oportunidad de la inversión aunque no se muestra

preferencia por ninguno en particular dejando en sus propuestas de líneas de

investigación futuras la invitación a profundizar en estos aspectos al sugerir la

adecuada caracterización económica de este tipo de proyectos.

3.3.3.3. Valoración de inversiones

Aunque, como ya se ha justificado en el apartado anterior, la decisión inversora en

empresas de gran dimensión no está asociada exclusivamente a la rentabilidad, ésta

no deja de ser un criterio fundamental a tener en cuenta además de ser un requisito

reglamentario en fases avanzadas del procedimiento administrativo.

También se ha justificado que un análisis de rentabilidad, en cualquier forma en que

ésta se considere, es necesario y conveniente si bien, de acuerdo con el objeto de la

presente tesis, se ha considerado proactivamente, como una especificación que

condicione el diseño, y no reactivamente como un indicador de lo adecuado de una

propuesta proyectual.

Desde este punto de vista resulta particularmente interesante el concepto ya descrito

de tasa interna de retorno (TIR) que lleva a estudiar el flujo de ingresos y gastos del

proyecto bajo estudio.

Con este fin, se presenta una cuenta de resultados simplificada para una planta

eólica marina en la figura 10 (anexo I).

A los meros efectos ilustrativos se han incluido típicos costes a considerar en otro

tipo de instalaciones que en el caso presente toman valor 0 como son los costes

relativos a materias primas o los alquileres. Los primeros no existe y los segundos

deben considerarse en el caso de las plantas eólicas terrestres pero no tienen

sentido en las marinas ya que la titularidad del dominio marino es pública.

La participación en el procedimiento de concurrencia exige el desembolso de un 1%

del presupuesto de ejecución material (PEM) y otro 1% adicional para la



investigación del recurso eólico que, por considerarse costes hundidos, de acuerdo

con lo ya expuesto en las consideraciones previas no se incluyen en la toma de

decisión y no se presentan en la cuenta de resultados.

Igualmente se han considerado nulos los gastos generales ya que no es esperable

que el parque eólico suponga un crecimiento organizativo apreciable en empresas

con la capacidad y solvencia que exige el procedimiento administrativo de acuerdo

con lo expuesto en el estado de la cuestión.

El significado empresarial de los principales conceptos presentes en la cuenta de

resultados merece una breve interpretación aunque resulte obvia.

En la primera línea se presenta el volumen de negocio o la cifra de ventas; a

continuación se presentan todos los costes relacionados con la actividad, en primer

lugar los costes asociados estrictamente a la actividad (costes variables) y a

continuación los costes fijos.

De este modo, en términos generales, si una cuenta de resultados arroja pérdidas

en lugar de beneficios, cuanto más arriba en la cuenta se produzcan las pérdidas

más estructurales son los problemas que deben corregirse.

Es decir, si el beneficio antes de impuestos es negativo habrá de revisarse desde la

política financiera, si las pérdidas se encuentran en el beneficio antes de intereses

se habrá de atender los gastos generales mientras que si el mismo beneficio bruto

es negativo ha de revisarse toda la estructura del negocio desde la política de ventas

a la de compras, recursos humanos, operaciones, garantías y servicio postventa,….

El beneficio antes de intereses e impuestos BAIT indica la capacidad real de

generación de fondos para hacer frente a las necesidades empresariales que

básicamente son:

cargas financieras (coste de capitales ajenos);

dividendos (remuneración de los capitales propios);

impuestos (participación del estado);



reposición de inversiones;

devolución de capitales ajenos;

autofinanciación mediante reservas.

A partir de los diferentes beneficios de la cuenta de resultados se pueden calcular

diferentes ratios de rentabilidad tales como:

rendimiento de la inversión (return on investment) ROI = BAIT/Activo total.

rendimiento económico ROE (return on equity) = BN/recursos propios

rendimiento de los activos ROA (return on assets) = BAI/Activo Total

Cada ratio tiene su significado e importancia en un análisis financiero que queda, a

tal nivel fuera del objeto de la presente investigación, sin embargo el ROI es para

algunos uno de los indicadores de rentabilidad más importantes.

Así, según Escanciano Montousé, Fernández de la Buelga y otros “Administración

de empresas para ingenieros” (1995, página 295), Ed. Civitas, el ROI “constituye la

variable fundamental para explicar la eficiencia de la gestión empresarial”.

Expresiones tan rotundas invitan a emplear el ROI como indicador económico

preferente en lugar de otros tipos de rentabilidades que tienen más que ver con el

uso de la financiación externa o con el uso del capital social como son el ROE y el

ROA ya indicados.

No obstante, como se ha expuesto en el análisis del estado de la cuestión,

reglamentariamente, el procedimiento para la concesión del dominio público

marítimo terrestre exige indicación de la rentabilidad económica antes de impuestos

por lo que debe considerarse, reglamentariamente, el BAI como factor protagonista

frente al BAIT y el ROA como indicador frente al ROI.

El beneficio antes de impuestos BAI indica la capacidad económica global de la

empresa y resulta particularmente interesante a esta tesis dado que es un dato

exigido reglamentariamente para la concesión del dominio público marítimo terrestre.

El BAI permite medir la rentabilidad económica que es, en definitiva, la medida de la



rentabilidad del activo, con independencia del modo en que éste haya sido

financiado, del siguiente modo:

ROA = BAI / Activo Total= BAI/PEM

Todos los indicadores de rentabilidad expuestos implican a las masas patrimoniales

de la sociedad que quedan reflejadas en el balance como representación fidedigna,

en un momento determinado, del estado patrimonial es decir qué se tiene (activo) y

qué se debe (pasivo).

El balance es una representación estática puntual del estado de cosas frente a la

expresión dinámica del relato de actos de un periodo que queda representado en la

cuenta de resultados.

Para aclarar mejor estos conceptos conviene, como en el caso de la cuenta de

resultados, mostrar una representación gráfica de un balance como se muestra en la

figura 11 (anexo I) en la que se ha empleado la terminología según del real decreto

1514/2007.

La representación de la figura 11, aunque simplificada, muestra los elementos

fundamentales de un balance en el que la totalidad de los activos está equilibrada

con la totalidad del pasivo que los financia señalando tanto los elementos fijos como

los circulantes así como un concepto importante y su proporción en la masa

patrimonial como es el fondo de maniobra o la parte de financiación a largo plazo

que cubre la adquisición de existencias.

Hechas estas apreciaciones generales acerca de los costes y la rentabilidad debe

también dedicarse unos párrafos a hacer algunas aclaraciones de un concepto

importante y presentado en la cuenta de resultados: la amortización.

El plan general de contabilidad define amortización como la depreciación del activo

material o intangible de acuerdo con un plan sistemático.

Una definición menos reglamentaria pero más comprensible se encuentra en

numerosos tratados sobre administración financiera y como ejemplo puede tomarse



la de Escanciano Montousé, Fernández de la Buelga y otros “Administración de

empresas para ingenieros” (1995, página 232), Ed. Civitas:

"…pérdida de valor que experimentan los elementos del inmovilizado y que es

incorporada al coste del ejercicio…”.

Hernando Zapata (2001 página 57) dice de la amortización que “… es un hecho

financiero que se utiliza más como concepto contable que como concepto

empresarial”.

Según Hernando Zapata esto refleja el desconocimiento íntimo del significado

profundo del concepto por lo que en su tratado dedica varias páginas a demostrar

que la amortización es un concepto necesario, útil y trascendente en la toma de

decisiones empresariales.

Hernando Zapata caracteriza la amortización demostrando numéricamente la

necesidad y funcionamiento del concepto y extrayendo varias conclusiones

prácticas.

Siguiendo sus explicaciones puede indicarse que la amortización es un concepto

necesario para reflejar fielmente la cuenta de resultados y los beneficios reales con

lo que Hernando Zapata (2001 página 61) define amortización como:

“El desgaste que sufren los activos inmovilizados durante el ejercicio debido a

la explotación a la que se dedica la empresa”.

Según Hernando Zapata (2001), la amortización no es sólo necesaria para el fiel

reflejo de los beneficios reales sino también para el fiel reflejo de de los activos en el

balance.

Por otro lado, la amortización es un gasto que no produce pago que, como muestra

Hernando Zapata (2001 página 68),

“Mientras haya beneficios o beneficio nulo en la explotación de la empresa, se

recupera el total de la inversión vía amortización; y siempre que haya pérdidas

en su explotación, no se recupera”.



Esto no significa que cualquier inversión se recupere ya que una gran inversión

implica un gran gasto y un menor beneficio lo que obliga al necesario equilibrio

financiero y patrimonial para asegura la salud económica de la explotación.

Estas precisiones conceptuales son importantes al menos por dos razones.

Por un lado, los estudios previos a la toma de la decisión sobre la inversión, como ya

se ha expuesto, son costes hundidos pero esto no significa que supongan una

pérdida ya que pueden contabilizarse como activo no corriente y amortizarse

adecuadamente.

Es decir, todos los estudios que se hagan si se contabilizan como inversión y no

como gasto permiten la íntegra recuperación mientras la empresa tenga beneficios.

Por otro lado, que la amortización sea un gasto que no implica pago n evita que

deba aparecer en las cuentas de resultados, como se muestra en la figura 10 (anexo

I) y, particularmente en la estructura de costes de una central eólica marina tiene un

importante peso.



3.3.4. AMFE

Mediante la metodología del estudio del caso se ha realizado un pormenorizado

análisis del marco reglamentario que condiciona el desarrollo de la energía eólica

marina en España tal como se ha expuesto en el estado de la cuestión.

De este primer análisis se comprobó que la regulación prevista para esta industria

establece unos requisitos explícitos y otros derivados de las implicaciones con otras

regulaciones que hacen pensar en serias dificultades para su aplicación.

Entre otras disposiciones normativas implicadas cabe destacar tanto las relativas a

la evaluación del impacto ambiental como las derivadas de la concesión de dominio

público marítimo terrestre en cuya tramitación se debe presentar una justificación

ambiental de la solicitud del dominio.

La importancia e influencia que los aspectos ambientales tienen en el procedimiento

previsto para el desarrollo de la energía eólica en España lleva a reseñar, como ya

se hizo en la exposición sobre investigaciones precedentes, la investigación de

Linares Llamas (1999) en la que concluye la necesidad de incorporar los aspectos

medioambientales no como restricciones sino como factores de diseño al mismo

nivel que otros criterios técnicos.

En esta fase de investigación, más próxima a la aplicación proyectual, procede

realizar un análisis adicional del marco reglamentario mediante un enfoque más

sistemático y técnico que el realizado previamente a fin de reducir a la mínima

expresión el potencial carácter especulativo o subjetivo que pudiera tener un

deficiente estudio del caso.

Todos los proyectos, incluidos los planes económicos, los planes estratégicos, los

planes de ordenación urbana, los proyectos de infraestructuras o los de cualquier

otra naturaleza suponen una propuesta de solución a un conjunto de objetivos o

problemas considerando todos los condicionantes que sean aplicables.

En todos estos casos, la propuesta proyectual proporciona una solución de



compromiso entre objetivos que no pueden maximizarse de forma simultánea.

Así, los tres elementos básicos de un proyecto como son el alcance, el presupuesto

y el plazo se afectan continuamente de modo que mayores exigencias en plazo o

alcance del proyecto suponen afectar al presupuesto.

Concibiendo el diseño de una propuesta metodológica para el mejor desarrollo de la

industria eólica marina en España como un problema sujeto a muchas variables y a

objetivos potencialmente irreconciliables, se plantea, como etapa previa, la

necesidad de mejorar el conocimiento sobre el marco regulatorio alcanzado en la

fase de estudio del caso.

Para este propósito se ha empleado la herramienta conocida como AMFE o Análisis

de los Modos de Fallo y los Efectos también conocida por el acrónimo inglés FMEA

(Failure Mode and Effects Analysis).

Esta técnica, de forma muy soslayada, se ha señalado en la exposición de

investigaciones precedentes en los trabajos relativos a la estimación de los riesgos

para la navegación de plantas eólicas tanto en las investigaciones COWIRE como

en las FINO.

Como en el caso de las consideraciones económicas y financieras es conveniente

hacer una breve exposición de los conceptos de la técnica mientras que se ha

realizado una aplicación concreta en esta propuesta metodológica como un ejemplo

suficientemente autoexplicativo de su uso.

La técnica AMFE tiene sus orígenes y desarrollo, en la industria aeronáutica y

química, principalmente empleada en la prevención de accidentes siendo, como

tantas otras herramientas de gestión de la calidad, adoptada potenciada y extendida

por la industria del automóvil.

El AMFE puede aplicarse para el diseño y la mejora tanto de procesos como de

productos y debido a que la técnica se ha aplicado en diversas formas y diferentes

sectores no existe una ortodoxia universal para su aplicación.



Así, diferentes sectores y grupos industriales han ido desarrollando evoluciones

apropiadas del AMFE a sus objetivos particulares; un AMFE orientado a la

prevención de riesgos laborales no es igual a uno orientado a mejorar el nivel de

servicio de un suministro.

Por esto, la descripción que se hace a continuación es el resultado de una

interpretación libre y adaptada a la presente tesis de diferentes fuentes y

aplicaciones que describen y ejemplifican el AMFE.

Dado que el diseño de la metodología objeto de esta tesis se asimila al diseño de un

producto, la explicación conceptual del AMFE se hace desde la óptica del diseño de

producto si bien todos los conceptos son asimilables al caso del diseño de procesos.

La explicación del AMFE puede simplificarse las siguientes etapas.

Estudio del producto o proceso.

En esta etapa, de análisis se examina toda la documentación posible del producto

incluyendo, además de los planos y las muestras que estén disponibles la

información sobre la producción, distribución y explotación del producto.

Lluvia de ideas de modos de fallo potenciales

Una vez que se dispone de un profundo conocimiento del objeto del análisis se

procede a realizar una aportación de ideas sobre potenciales modos en los que el

producto puede fallar a lo largo de toda su vida útil para lo que es conveniente, dada

la general complejidad de cualquier objeto de estudio, realizar varias sesiones de

lluvia de ideas respetando los usos habituales de esta técnica a fin de lograr su

máxima utilidad dentro del proceso creativo en el que se emplea.

Una vez que la lluvia de ideas se ha completado deben agruparse las propuestas

por familias a fin de evitar que un excesivo número de ideas exija un esfuerzo de

análisis posterior que sobrepase la capacidad o el plazo disponible.

Esta fase de agrupación sirve igualmente para realizar una criba de las ideas así

como para que, indirectamente, se realice una nueva revisión del objeto de análisis.



Lista de modos de fallo

En una plantilla adecuada a la naturaleza del análisis se registran todos los modos

de fallo tipo según la agrupación realizada en la etapa anterior incluyendo una

descripción de los potenciales efectos que pueden producir.

Un modo de fallo puede tener uno o varios efectos diferentes para cuya

identificación es conveniente cuestionarse los modos de fallo en la forma ¿qué

puede ocurrir si se produce este modo de fallo?

Lista de causas

Es importante distinguir el modo de fallo de la causa del modo de fallo para lo que

igualmente conviene cuestionarse ¿qué puede ocurrir para que se produzca este

modo de fallo? de modo que un modo de fallo puede producirse por diferentes

causas y una causa puede provocar diferentes modos de fallo.

Valoración de la exposición, la probabilidad y severidad

Una vez listado y registrado el conjunto agrupado de posibles cadenas

causa modo de fallo efecto

se debe asignar a cada una de las etapas un valor, de acuerdo con una escala

previamente definida y adecuada a la naturaleza del análisis, sobre la exposición del

producto o proceso a las causas potencialmente desencadenantes de modos de

fallo.

Igualmente debe valorarse la probabilidad de que, una vez que se ha producido el

modo de fallo éste de lugar a algún efecto.

Finalmente, debe valorarse la severidad de las consecuencias del efecto una vez

producido.

En algunos AMFE se propone una valoración sobre la detección de modo que se

penalicen aquellos casos en los que la dificultad de detección haga que la causa se

convierta en modo de fallo o éste se convierta en efecto.



Este factor de detectabilidad puede incluirse como un factor adicional o integrado en

alguna de las valoraciones señaladas sobre exposición y probabilidad.

Número de prioridad de riesgo

Sea cual sea el modo en que se incluya la detectabilidad, el resultado hasta esta

fase es una asignación numérica que puede denominarse número de prioridad de

riesgo NPR para cada efecto calculado como multiplicación de los índices de

exposición, probabilidad y severidad.

Una vez que cada efecto ha sido valorado puede estudiarse el conjunto de los

modos de fallo analizando el NPR.

Dado que éste es el resultado de diversas combinaciones de causas, modos de fallo

y efectos se tendrá un NPR para cada una de estas combinaciones.

Para identificar los modos de fallo más importantes puede asignarse a cada uno de

ellos la suma de los NPR en los que están involucrados y mediante un análisis de

Pareto identificar los modos de fallo más relevantes.

Acciones posteriores

Una vez identificados los modos de fallo más importantes pueden tomarse acciones

de mejora para intervenir en las potenciales causas a fin de eliminarlas o reducir su

índice de exposición del mismo modo que puede actuarse sobre los modos de fallo

para reducir la probabilidad de que desencadenen un efecto.

Por cualquier sistema de mejora que se emplee, el AMFE sirve para analizar un

objeto o sistema en posteriores revisiones y comprobar si se han conseguido las

mejoras en el NPR global previstas.

Propuesta de clases y escalas de valoración

En general, la aplicación de la técnica AMFE a procesos o productos debe analizar

pormenorizadamente todas y cada una de las funciones que cada elemento debe

proporcionar.



Este análisis es extremadamente largo, complejo y supone un enorme esfuerzo para

cualquier organización de modo que queda, en la práctica, restringido a industrias de

grandes producciones seriadas en las que se alcanzan las economías de escala que

justifiquen este tipo de técnicas.

El análisis funcional descompone las funciones de un objeto en dos clases: las

principales que son aquellas para las que el objeto se fabrica y las de restricción que

son las que el objeto debe cumplir para poder satisfacer las principales.

Así, por ejemplo, para la carcasa de un bolígrafo se pueden definir las siguientes

funciones principales:

alojar el depósito de tinta,

alojar el aplicador de tinta,

alojar la tapa,

permitir una cómoda sujeción.

Sin embargo, la carcasa también tiene otras funciones de restricción como:

proporcionar resistencia mecánica a diferentes solicitaciones (escritura,

transporte, caídas,….),

evitar escapes de tinta,

permitir diferentes diseños,

permitir diferentes tipos de tinta,

sujetar el tapón mientras se escribe,

dimensiones ergonómicas,

peso ergonómico,

Estos dos listados son una simple aproximación no exhaustiva al análisis funcional

de la carcasa de un bolígrafo al que deberían añadirse los análisis funcionales de

cualesquiera otros elementos que integren el bolígrafo como pueden ser:

aplicador de tinta,

sistema dosificador de tinta,

tapas,

adhesivos, grabados, colores, relieves,…



Con este simple ejemplo puede entenderse que el análisis funcional exhaustivo es

una técnica muy elaborada y compleja que conlleva un enorme esfuerzo y que,

como se ha expuesto anteriormente, no está justificado sino en industrias cuyo

volumen de producción justifique lo detallado del estudio.

En industrias en las que se han alcanzado economías de escala y el volumen de

producción es suficientemente alto, la técnica es útil y, de hecho, son industrias

como el automóvil y la química las que han impulsado la aplicación del AMFE.

Las producciones no seriadas y el desarrollo de proyectos pueden beneficiarse de la

herramienta aunque sea con aplicaciones más simplificadas; así, para los fines de

esta tesis se ha realizado una aplicación simplificada al marco normativo aplicable

en el desarrollo de la industria eólica marina en España en la que se ha adaptado la

forma más típica de AMFE del siguiente modo.

Por un lado se ha considerado que no existen sistemas de detección de fallos salvo

los resultantes de una óptima organización del proyecto y de la coordinación entre

los distintos agentes implicados así como los que expresamente se determinen para

la inspección de determinados puntos críticos.

Son estos puntos críticos, precisamente, los que se quieren identificar mediante el

AMFE a fin de incluirse en la organización del proyecto rutinas organizativas de

control específicas a fin de tener bajo control aquellos aspectos que puedan tener

más impacto en el resultado final del proyecto.

Además, tal como se vio en el análisis del liderazgo eólico marino europeo, el

número de agentes involucrados en un desarrollo de esta naturaleza puede ser de

varias decenas lo que resulta indicativo de las potenciales dificultades para organizar

un sistema de calidad y de inspección de los resultados de los diferentes

subproyectos.

Por estos motivos, a los fines de esta tesis la variable empleada en algunos AMFE

para valorar la capacidad de detección de fallos se ha incluido en el término de



probabilidad de modo que se valora simultáneamente lo fácilmente que una causa

puede generar un modo de fallo como lo fácilmente que esta causa puede ser

advertida y corregida antes de que se produzcan el modo de fallo.

Otra simplificación que se ha asumido en esta propuesta es la de categorizar causas

y modos de fallo en unas pocas familias a fin de evitar que el cuadro general sea

excesivamente prolijo y pueda ser tratado y analizado de forma práctica.

Es indudable que en la aplicación a un proyecto específico real de varios cientos de

millones de euros de presupuesto de ejecución material está más que justificado que

el análisis funcional sea exhaustivo y que la variable de detectabilidad se trate de

forma exclusiva y separada de la variable probabilidad.

No obstante el propósito de la aplicación del AMFE en esta tesis es la de simplificar

un problema complejo, dado el número y diversidad de variables, hasta reducirlo a

un número pequeño de requisitos importantes que sirvan como especificaciones a

considerar.

Es por esto que las simplificaciones expuestas están justificadas aun reconociendo

que en una aplicación comercial un análisis exhaustivo está más que indicado dado

el mínimo impacto económico que su realización supone dentro del conjunto del

proyecto considerando, además, que el coste de prevención normalmente compensa

ampliamente los costes de los efectos que se evitan.

Por concluir con la descripción de la forma en que se ha realizado el AMFE al objeto

de esta tesis se describen las clases de causas, modos de fallo y efectos que se han

considerado así como la escala de valoración de la exposición/detectabilidad, la

probabilidad y la severidad.

En la anterior descripción del AMFE se indicó que no hay una forma única ni

ortodoxa para su desarrollo o aplicación y que es el ejercicio en cada industria,

sector, producto lo que va dando forma a su modo de ejecución.

En el caso de esta tesis no existen datos que permitan, con cierto fundamento



estadístico, establecer clases ni escalas de valoración de las variables por lo que la

siguiente propuesta, pese a sus limitaciones, se considera suficientemente válida

dados, por un lado, la ausencia de fuentes objetivas que den pie a una aplicación

menos sensible a la subjetividad del analista y, por otro lado, que la aplicación del

AMFE no es un aspecto nuclear de la presente tesis.

Las simplificaciones planteadas se justifican considerando que el AMFE aquí

presentado es una mera herramienta empleada para analizar en conjunto normativo

de más de 400 artículos.

Una vez hechas estas aclaraciones se pueden describir las clases y escalas

empleadas.

Las causas de modo de fallo se han agrupado en torno a estudios, propuestas o

decisiones deficientes cuya exposición/detectabilidad se ha calificado

cualitativamente como baja, media o alta asignando respectivamente los valores 1, 2

y 3.

Así, una causa tiene un nivel de exposición 1 cuando es poco posible que se dé, los

criterios a cumplir son claros y definidos o cuando en caso de darse es muy fácil

detectar que se ha producido.

Un ejemplo de este tipo sería una “propuesta excesiva de estimación del recurso

eólico” en el procedimiento de solicitud de reserva eólica.

Los mapas eólicos y las expresiones para aproximar la producción energética están

claramente definidos y divulgados, una incorrecta aplicación es difícil y su detección

muy elemental.

Un ejemplo calificado con 3 es “una selección inadecuada” del emplazamiento en

relación con la compatibilidad con actividades humanas y marítimas porque no hay

criterios definidos para valorar la compatibilidad, su estudio es complejo y resulta

difícil predecir si la propuesta es acertada en mayor o menor grado.



Se han calificado con un valor 2 todos los casos que no son claramente del tipo 1 o

del tipo 3.

Los modos de fallo resultan más difíciles de agrupar que las causas ya que cada una

de éstas puede dar lugar a varios modos de fallo por lo que se ha tratado de no

desarrollar excesivamente los modos de fallo a fin de que su número sea manejable.

En general, los modos de fallo están relacionados con la sobrevaloración o la

subvaloración de los recursos disponibles o los impactos producidos, con la

inadecuación de las propuestas o con el impacto en los procedimientos

administrativos.

La valoración de la probabilidad de que el modo de fallo se convierta en un efecto,

como en el caso anterior se ha clasificado de 1 a 3 de modo que el valor 1

corresponde a modos de fallo que difícilmente lleven a producir el efecto, el valor 3,

los modos de fallo que casi con toda seguridad den lugar al efecto mientras que el

valor 2 se reserva a los que no pueden calificarse con claridad como 1 o como 3.

Así, son ejemplos del tipo 1 el “alto impacto ambiental” como desencadenante del

efecto “baja rentabilidad” ya que un alto impacto ambiental tiene un mayor coste en

medidas preventivas, paliativas o correctoras que podrían estar compensadas por

una mayor producción energética.

Sin embargo el incumplimiento de las condiciones de capacidad del promotor se

valora con un 3 ya que es un criterio directamente excluyente del procedimiento de

concurrencia.

Finalmente, los efectos también se han valorado de 1 a 3 de modo que el valor más

severo corresponde al efecto más negativo de pérdida de la reserva de zona o la

pérdida del procedimiento de concurrencia mientras que el valor 2 se ha reservado a

las mermas de rentabilidad claras y el valor 1 a las mermas de rentabilidad menos

evidentes.

Así, los bajos rendimientos por altos impactos ambientales se han valorado con un 1



mientras que la reducción de rentabilidad por sobreestimación de recurso eólico se

ha valorado con un 2.

Con este esquema, antes de la valoración del NPR se tiene la combinación de

exposición y probabilidad que se muestra en la figura 13 (anexo I) en la que las

exposiciones de 1 a 3 combinadas con las probabilidades de 1 a 3 dan lugar a los

diferentes estados posibles de 1 a 9.

Las combinaciones exposición probabilidad, combinadas con el valor de severidad

dan como resultado el cuadro de NPR de la figura 14 (anexo I).

En este cuadro resumen pueden identificarse tres grupos de NPR entre los que hay

que destacar los pocos casos muy relevantes (NPR>= 12) que son los que permiten

identificar los puntos críticos del marco reglamentario.

La aplicación AMFE realizada se muestra en el anexo II. en el que se han incluido

como elementos de análisis todos los requisitos y variables técnicas o

administrativas detectadas en el análisis del marco reglamentario.

De acuerdo con el real decreto 1028/2007 para la solicitud de reserva de zona en

otros, se ha de proporcionar la siguiente información:

superficie del proyecto;

poligonal de la reserva de zona;

ubicación de la instalación y del pasillo de evacuación;

número, potencia y ubicación de aerogeneradores;

información para el inicio de la evaluación de impacto ambiental;

estimación del recurso eólico;

estimación de energía transferida a la red;

estudio de viabilidad;

condiciones de tráfico marítimo y vida humana en el mar;

El mismo real decreto 1028/2007, establece los datos proporcionados en la

caracterización de área eólica marina que son:



energía evacuable por las redes de transporte;

efectos sobre la actividad pesquera;

efectos sobre la flora y fauna;

efectos sobre las aves;

efectos sobre la navegación marítima;

efectos sobre la navegación aérea;

efectos sobre el turismo, patrimonio y paisaje;

efectos sobre la geomorfología y la biología del fondo;

efectos sobre las playas;

efectos sobre la dinámica litoral;

efectos sobre espacios marinos protegidos;

efectos sobre explotación de recursos minerales;

efectos en materia de defensa y seguridad;

efectos sobre cables y tuberías submarinas;

otros efectos de interés.

Igualmente el real decreto 1028/2007, establece los criterios que son considerados

en el procedimiento de concurrencia:

capacidad legal, técnica y económica del promotor;

potencia máxima de la caracterización de área eólica;

oferta de prima;

previsión de horas equivalentes de funcionamiento;

tecnología e influencia en la estabilidad del sistema eléctrico;

impacto económico, medioambiental y social;

maximización de la potencia posible;

impacto en la navegación;

otros publicados en el anuncio de concurrencia.

De acuerdo con el real decreto legislativo 1/2008, el contenido del estudio de

impacto ambiental ha de contemplar, al menos:

descripción general del proyecto con estimación de uso de recursos naturales,

vertidos y emisiones;



estudio de alternativas y justificación ambiental de la alternativa adoptada;

evaluación de los efectos previsibles sobre los factores ambientales incluyendo

su interacción;

medidas contra los efectos ambientales significativos;

programa de vigilancia ambiental;

documento de síntesis.

Por otro lado, el real decreto 1471/1989 establece unos contenidos mínimos para los

proyectos en el mar para los que se solicita uso del dominio público y que pueden

resumirse así:

memoria descriptiva y justificativa,

declaración facultativa de cumplimiento reglamentario,

estudio de impacto ambiental,

plan de ejecución,

planos y fotografías,

presupuesto ejecución material,

rentabilidad antes de impuestos.

El estudio estratégico ambiental del litoral español ha zonificado las zonas aptas y

no aptas considerando los siguientes criterios, que según el propio EEAL serán

considerados en la valoración de la solicitud de reserva de zona y procedimiento de

concurrencia según el real decreto 1028/2007:

actividad pesquera;

ecosistemas y dominio público marítimo terrestre;

zonas terrestres adyacentes;

dinámica litoral;

impacto visual;

desmantelamiento y restauración;

instalación por fases y fase piloto;

seguridad del tráfico marítimo y aéreo;

yacimientos arqueológicos;

corredores migratorios de aves;



efectos sobre la gea;

efectos sobre el agua;

efectos sobre el aire y el clima;

efectos sobre el paisaje;

efectos sobre el medio biótico;

efectos sobre espacios protegidos;

efectos sobre flora y fauna;

efectos sobre el medio socioeconómico;

efectos sobre los bienes materiales;

efectos sobre el patrimonio culturas sumergido;

efectos sobre otros usos del mar.

La presentación simplificada de los resultados muestra la importancia relativa de

cada tipo de causa en el NPR global del proceso de promoción de energía eólica

marina en España tal como se muestra en la figura 15 (anexo I).

De este resumen se deduce que un estudio de impacto ambiental deficiente supone

el 44% del impacto sobre el NPR.

Los aspectos meramente técnicos suponen el 41% del NPR y, finalmente, la causa

general tipificada como “otros” supone el 15% del peso en el NPR.

Este resumen permite una primera conclusión y es que los aspectos ambientales

son, al menos, tan significativos como los técnicos para el desarrollo de la industria

eólica marina en España.

Este resultado refuerza las conclusiones de la investigación de Soca Olazábal

(2004) según la cual, la eficacia de la integración ambiental así como la agilización

del procedimiento administrativo de evaluación de impacto ambiental se mejoran

integrando la variable ambiental desde las primeras etapas de definición de

alternativas.

Igualmente, este resultado resulta coincidente, como ya se ha indicado, con los de



Linares Llamas (1999) que concluye la necesidad de incorporar los aspectos

medioambientales no como restricciones sino como factores de diseño al mismo

nivel que otros criterios técnicos.

Entre los aspectos técnicos se aprecia que la sobrevaloración o la subvaloración de

las variables económicas en términos de coste o de producción son los más

relevantes.

La causa denominada “otros” se manifiesta en relación con los requisitos exigidos al

promotor para poder solicitar su inscripción como productor de energía eléctrica así

como para presentar un proyecto con garantías para la concesión del dominio

público marítimo terrestre.

Esta causa tiene poco peso en el conjunto debido a que los requisitos están tan

claramente definidos y son tan restrictivos que sólo empresas energéticas

consolidadas y con manifiesta capacidad tienen opción a presentarse en el

procedimiento de concurrencia por lo que es extremadamente improbable que la

causa tenga lugar.

3.3.5. ESPECIFICACIONES PARA LA METODOLOGÍA

Llegados a este punto ya es posible definir los requisitos para desarrollar un método

sencillo que, integrando criterios técnicos, económicos y ambientales facilite la toma

de decisiones de promoción de energía eólica marina en España de modo que la

propuesta metodológica debe:

agilizar el cumplimiento los requisitos reglamentarios;

reducir la incertidumbre del conjunto del proceso;

agilizar un proyecto básico apto para participar en el procedimiento de

concurrencia;

agilizar un proyecto básico apto para iniciar los procedimientos de EIA

reglamentarios;

incorporar la rentabilidad económica en el proyecto básico;

incorporar los aspectos ambientales en el proyecto básico.



3.3.6. FUENTES DE DATOS

3.3.6.1. Costes de producción

Una fase fundamental para proporcionar una solución integral al problema de la

promoción eólica marina es la modelización los costes de la planta eólica lo que

implica el doble objetivo de caracterizar los costes de las plantas y valorar la

producción eléctrica.

Los estudios sobre estructuras de costes más completos a los que se ha tenido

acceso, Cockerill, T.T., Harrison, R., Kühn, M., van Bussel, G.J.W, “Comparison of

Costs of Wind Energy at European Sites” (Institute for Wind Energy Faculty of Civil

Engineering and Geoscience, Delft University of Technology, The Netherlands, así

como las referencias proporcionas por investigaciones precedentes como la de

María Dolores Esteban Pérez (2009) proporcionan diferentes estructuras de costes

típicas de una planta de energía eólica marina.

Según la información ofrecida por “Offshore Wind Energy research project portal”, la

estructura de costes típica responde a la figura 16 (anexo I) de la que se han omitido

los costes relativos a operación y mantenimiento (que la misma fuente estima en un

25% del total del coste del proyecto), el coste de la conexión a la red ( estimado en

un 25% superior a los correspondientes a las instalaciones terrestres) y los costes

de cimentación (estimados en 30% superiores a los de las instalaciones terrestres).

Estas diferencias en la estructura de costes se aprecian por comparación con la

correspondiente a una instalación típica terrestre mostrada en figura 17 (anexo I).

Tomando como fuente la investigación de Esteban Pérez (2009), la estructura de

costes de un parque eólico marino es la de la figura 18 (anexo I).

Finalmente, la estructura de costes dada por Cockerill (1997) es la reflejada en la

figura 19 (anexo I).

Esta misma fuente indica que las soluciones flotantes no ofrecen ventajas

económicas frente a las cimentaciones clásicas sobre el fondo debido a los costes



derivados del propio soporte flotante así como a las necesidades de anclaje, de tal

manera, que los soportes flotantes tienen el mismo impacto porcentual que la propia

turbina.

Cockerill aclara que no procede la comparación entre los dos tipos básico (anclados

frente a flotantes debido a que ambos sistemas han sido desarrollados para

proporcionar soluciones apropiadas a diferentes profundidades del fondo, si bien,

también indica que en el largo plazo, las soluciones flotantes tendrán un papel

importante sobre todo en bastas regiones con grandes profundidades como el mar

Mediterráneo.

Considerando este tipo de soluciones, la descomposición de costes para

instalaciones eólicas flotantes es la mostrada la figura 20 (anexo I).

Ninguna de las fuentes anteriores proporciona datos sobre los gastos variables salvo

la aproximación del 25% sobre el presupuesto de ejecución material que suponen

los costes de operación y mantenimiento en la que coinciden Cockerill y Esteban

Pérez.

En la figura 10 se presentó una cuenta de resultados típica de una central eólica

marina en la que se recogieron diferentes elementos de coste expresados en

porcentaje del presupuesto de ejecución material del parque.

En esta cuenta de resultados se recoge el 25% asociado a los costes de operación y

mantenimiento como único coste variable mientras que se han estimado como

costes fijos los seguros, los intereses y la amortización.

El coste de amortización es el 100% del presupuesto de ejecución material ya que

se pretende amortizar la instalación completamente dentro de su vida útil

suponiendo un valor residual nulo.

En realidad las mejoras tecnológicas permitirían una repotenciación del parque una

vez agotada la vida útil prevista manteniendo los elementos infraestructurales. No

obstante, al objeto de alcanzar una solución aproximada se acepta como una



simplificación aceptable que proporciona costes algo mayores que los reales.

En la misma figura 10 se expresan dos elementos de coste fijo como son los

intereses y los seguros aproximados como un 7% y un 8% respectivamente.

Una vez descrita, como se ha hecho en los párrafos precedentes, la estructura de

costes típica, procede citar con más detalle la investigación de Cockerill (1997) en la

que proporciona datos en forma gráfica que, una vez tabulados, permiten obtener

expresiones de regresión para diferentes componentes del coste de una central

eólica marina.

Estos datos corresponden a unidades monetarias dadas en ECU del año 1997 por lo

que, para compararlas a los euros actuales, se ha realizado una capitalización con

una tasa de 4.4445%, valor promedio de los tipos de interés de la zona euro en el

periodo 1997-2010, de acuerdo con los datos de EUROSTAT.

Con esta aproximación se han calculado, a partir de los datos originales de Cockerill

(1997), las expresiones que se presentan a continuación.

3.3.6.1.1. Coste material estructura

El coste de la estructura donde Cm es el coste del material en M€ y h es la

profundidad en metros puede expresarse así:

Ecuación (1) Cm(h)= 0.8018+0.0195*h

Los valores originales (una vez capitalizado) y los aproximados por esta expresión

se muestran en la figura 21 (anexo I) mientras que la representación gráfica de los

datos y la recta de regresión junto con su expresión y el correspondiente coeficiente

de correlación se presentan en la figura 22 (anexo I).

3.4.4.1.2. Coste construcción estructura

Cockerill, también expone que, si bien la magnitud del oleaje es un factor que influye

en el coste de la estructura, la insuficiente información disponible impide su inclusión

en el modelo simplificado de cálculo.



Por otro lado, indica que el coste total de construcción del parque es función

principalmente del número de turbinas instaladas más que de su tamaño o de la

distancia a la costa.

Procediendo como en el caso anterior y partiendo de los datos de la investigación

original de Cockerill (1997) se ha aproximado el coste de montaje de un parque

eólico marino, mediante la siguiente expresión:

Ecuación (2) Cc= 0.53*N-0.12

donde Cc es el coste unitario de construcción en M€ equivalentes de 2010 y N es el

número de máquinas instaladas en el parque eólico.

Los datos originales (capitalizados al año 2010) y los aproximados numéricamente

se muestran en la figura 23 (anexo I) mientras que en la figura 24 (anexo I) se

expresan gráficamente junto con las expresiones de la regresión.

3.4.4.1.3. Coste conexión a red

Según Cockerill, los costes de conexión a la red de una central eólica marina son

función, principalmente, del número de turbinas, su potencia unitaria y la distancia a

la costa.

Cockerill (1997) proporciona datos tipificados de transporte de energía, en corriente

alterna para las distancias inferiores a los 50 km en plantas de 100 turbinas.

Los datos proporcionados asumen dos importantes limitaciones: el coste se basa en

la distancia directa a la costa sin considerar la existencia de infraestructuras

receptoras en tierra ni, en su ausencia, la necesaria la conexión a la red de

transporte y distribución.

Los datos originales muestran relaciones lineales entre la distancia a la costa y los

costes de conexión para parques de 100 máquinas con la forma:

Cr(d)= 0.0007·d+Cf

donde Cr(d) es el coste de conexión en M€, d la distancia a la costa en km y Cf los



costes fijos para cada serie de potencias unitarias.

Actualizando los costes al año 2010 y tomando como base los datos originales para

turbinas de 4Mw se pueden aproximar los costes de conexión de la siguiente forma:

Ecuación (3) Cr(d)= (0.1201+0.0007*d)*(P/4)*(N/100)

siendo Cr(d) el coste de conexión en M€, P la potencia unitaria en MW, d la distancia

a la costa en km y N el número de máquinas del parque.

La representación gráfica de esta expresión para P= 4MW y N= 100 unidades se


3.4.4.1.4. Coste turbina

Los costes de turbinas son sencillos ya que dependen exclusivamente del tipo de

turbina seleccionada de modo que tomando dos familias de potencias pueden

estimarse los costes de las demás por simple interpolación.

Los datos originales de la investigación de Cockerill (1997) son el resultado de la

extrapolación de datos comerciales procedentes de diversos fabricantes.

Aunque en la última década los costes de los equipos. y mucho más los costes por

unidad de potencia han disminuido, dado el enfoque generalista de esta tesis se han

tomado como válidos los datos originales capitalizados a unidades económicas

equivalentes de 2010 tal como se ha hecho en los epígrafes anteriores.

Procediendo de este modo, a partir de los datos originales de Cockerill se pueden

estimar 1.044 M€ para turbinas de 1.5MW y 2.663 M€ para turbinas de 4 MW.

A partir de estos dos valores y bajo la hipótesis de un coste de turbina proporcional a

la potencia nominal se tiene la siguiente expresión de interpolación:

Ecuación (4) Ct= 0.6476*P+0.0726

en la que Ct es el coste de la turbina en M€ y P es la potencia nominal en Mw

Continuando con la caracterización de costes de explotación, la investigación



original de Cockerill (1997) muestra que los costes de explotación son muy

relevantes en el impacto económico de una planta eólica marina por lo que deben

considerarse aunque sólo sea mediante una aproximación del orden de magnitud

debido a que los datos sobre estos costes están muy interrelacionados y resultan

muy difíciles de predecir.

Cockerill señala que los principales factores que afectan a los costes de

mantenimiento y explotación son:

distancia a la costa,

recurso eólico,

tamaño del parque,

fiabilidad de las turbinas,

estrategia de mantenimiento,

nivel de servicio requerido.

Los modelos desarrollados en la investigación original son empíricos y como el

propio investigador expone sólo son útiles como herramientas de estimación bajo

circunstancias similares a las del modelo.

Debido a estas incertidumbres y a falta de otros datos, se ha tomado como

aproximación el 25% del coste total del proyecto tal como propone Esteban Pérez

(2009) que es un valor coincidente con el proporcionado por Offshore Wind Energy

research project portal como ya se ha indicado.

3.3.6.2. Estimación de producción energética

El recurso energético depende de la velocidad del viento a la altura del buje de la

aeroturbina.

En una primera aproximación, Cockerill (1997) estima la velocidad en el buje a partir

de las velocidades conocidas, las alturas de estas velocidades y la altura del rotor

mediante la expresión:

Ecuación (5) V(h) = V0* (h/h0)



donde V(h) es la velocidad del viento estimada a la altura h a partir de la velocidad

de referencia V0 conocida a una altura de referencia h0 y siendo un parámetro

dependiente de la rugosidad del suelo circundante y que, para entornos lisos como

el mar, puede tomar el valor = 0.12.

Esta ecuación coincide con la presentada por el Instituto para la diversificación y

ahorro de energía (IDAE) en su volumen de 2006 “energía eólica” dentro de su serie

de manuales de energías renovables.

La misma fuente de IDAE “energía eólica” (2006) proporciona dos referencias de

interés; por un lado se indica el límite de Betz = 0.59 como la máxima energía que

una turbina puede extraer del aire; y por otro lado, se indica que el rendimiento de

las máquina eólicas en la captura de la energía del aire es próximo al 0.4.

Tomando 0.4 como el rendimiento general de la turbina y tomando 0.95 como

rendimientos típicos del conjunto de todos los equipos mecánico e igualmente de

todos los equipos eléctricos se puede aproximar el rendimiento global de la máquina

con el valor R= 0.4*0.9*0.9= 0.361.

Otra aportación tomada de IDAE (2006) “energías renovables” es la expresión de la

energía contenida en el viento interceptado por un rotor:

Ecuación (6) W= (0.5*S*v3)/106

en la que W es la potencia en MW, es la densidad del aire en kg/m3, S es la

superficie barrida por el rotor en m2 y v es la velocidad del viento en m/s.

Esta expresión es de enorme importancia para la modelización pretendida en esta

tesis debido a que la comparación de las diferentes máquinas disponibles en el

mercado no es posible con base sólo en su potencia nominal ya que la producción

es dependiente de la curva de potencia característica de cada máquina.

Por este motivo, la ecuación 6 afectada del rendimiento global R=0.324 proporciona

una aproximación de la potencia unitaria de una máquina genérica de superficie de

barrido S en un emplazamiento de velocidad media v.



De la misma publicación del IDAE (2006), para la estimación de la energía media

anual del viento, se ha tomado la expresión:

Ecuación (7) E = [2-(V-7)/4]*D2 * V3

en la que E es la producción neta estimada en kWh/año, para un generador con

rotor de D metros de diámetro.

Esta expresión (7) es válida para aerogeneradores convencionales de paso y

velocidad variable, situados entre 0m y 1500 m de altitud sobre el nivel del mar,

sometidos a un viento que sigue una distribución de Weibull con un factor de forma

cercano a 2.

La expresión considera, mediante un coeficiente global de corrección del 85%, todo

tipo de pérdidas electromagnéticas, autoconsumos de la instalación, efecto estela de

aerogeneradores próximos, envejecimiento de los equipos, paradas ajenas a la

instalación, control y operación de la turbina y ajustes de la curva de potencia al

emplazamiento específico.

Con todas estas consideraciones, según IDAE (2006), la ecuación (7) proporciona

una estimación que no varía más de un 10% respecto a la energía realmente

obtenida para una producción media de 2350 horas anuales equivalentes.

No obstante, IDAE indica que la ecuación (7) es suficientemente válida para familias

de máquinas con determinadas relaciones entre área barrida y potencia nominal.

El objeto de la presente tesis es proporcionar una herramienta que permita el

predimensionado global de plantas eólicas de las que no se conocen los datos

necesarios para determinar a priori las características de las máquinas que se

instalarán finalmente por lo que se toma la ecuación (7) como aproximación

suficientemente válida.

La inspección de la ecuación permite apreciar que los resultados están basados en

una velocidad de referencia de 7 m/s y que para valores alejados del centro de la

escala es esperable que la ecuación proporcione resultados algo distorsionados.



La ecuación (6) proporciona el mismo resultado que la ecuación (7) para una

operación anual de 3295 horas equivalentes que resulta un valor coincidente con lo

expresado por la Asociación Empresarial Eólica (AEE) en su “Estudio

macroeconómico del impacto del sector eólico en España” en el que expone que la

operación estimada de las plantas marinas es de 3500 horas mientras que el

“estudio tecnológico y prospectiva de costes de energías renovables; estudio técnico

PER 2011-2020” del IDAE (página 46) indica que el funcionamiento anual estimado

es de 3400 horas equivalentes.

En cuanto a la separación entre máquinas, dada la baja rugosidad de la superficie

del mar, que no atenúa las turbulencias como sucede en las instalaciones terrestres,

se acepta la propuesta por Esteban Pérez (2009): 5 diámetros entre turbinas de la

misma alineación y 8 diámetros entre alineaciones paralelas.

Para la estimación del recurso eólica se ha de acudir al instituto para la

diversificación y ahorro de la energía (IDEA) que ofrece un atlas eólico en el que se

proporcionan datos sobre velocidades medias y estacionales a diferentes alturas de

referencia, así como densidades de potencia eólica para toda España.

Así, el mapa de velocidad media anual a 80m es el de las figuras 26 y 27 (anexo I).

La inspección del mapa es suficientemente ilustrativa de lo que el propio IDAE

desarrolla en la descripción literaria del atlas eólico analizando las áreas con

velocidades medias anuales mayores a 6 m/s a 80m de las que destaca las

siguientes regiones litorales:

Galicia, bajo la influencia de los frentes atlánticos, con máximos en su vértice

noroeste, que disminuyen a medida que se avanza hacia el interior.

Extremo nordeste de Cataluña y la isla de Menorca, bajo la influencia de

fuertes vientos de componente norte, que reciben el nombre de “Tramontana”.

Islas orientales del archipiélago canario, por su exposición a los vientos

“Alisios”, procedentes del nordeste.

Sur de Andalucía, donde el Estrecho de Gibraltar canaliza los vientos de



componente oeste.

A partir de los datos del mapa eólico y mediante las expresiones ya presentadas, es

posible estimar la potencia extraída para un rotor de diámetro D, a una altura H con

una velocidad eólica media anual V.

El diámetro del rotor debe ser el mayor posible a fin de lograr el máximo

aprovechamiento para cada emplazamiento concreto dentro del parque, sin embargo

la altura del eje rotor está impuesto, además del diámetro por la máxima altura del

oleaje en la zona considerada.

Para considerar este factor se ha tomado la información que, en tiempo real y sobre

datos históricos de oleaje, el Ministerio de Fomento proporciona a través de Puertos

del Estado sobre la red de boyas del litoral gallego que se muestra en la figura 28

(anexo I).

En la figura 29 (anexo I) se muestra el resumen gráfico del informe del régimen

extremo de oleaje de la boya de Langosteira en La Coruña en el que se observa que

el oleaje máximo, para un periodo de retorno de 50 años es de 14m.

Considerando la altura máxima previsible del oleaje puede establecerse la altura del

rotor igual a su radio más la altura extremal de oleaje, mayorada según criterio

facultativo, con lo que, determinada la altura del rotor, puede estimarse la velocidad

de viento y con ella la determinación de energía extraída.

3.3.6.3. Rentabilidad

En la estructura de costes mostrada en la cuenta de resultados de la figura 10

(anexo I) ya se ha indicado que, al no haber consumo de materias primas, el único

coste de las ventas es el debido a los costes de operación y mantenimiento

valorados en un 25% del presupuesto de ejecución material.

Entre los costes fijos encontramos un 100% del presupuesto de ejecución material

correspondiente a la totalidad de la amortización, bajo la hipótesis de que el valor

residual de la instalación es cero.



Igualmente, entre los costes fijos se ha hecho notar que son nulos o despreciables

los correspondientes a alquileres y gastos generales mientras que los gastos

financieros y de seguros se han estimado, respectivamente, en un 7% y un 8% del

presupuesto de ejecución material.

En la misma figura 10 se presenta el beneficio antes de impuestos BAI=V-1.4*PEM.

Con esto el resultado antes de impuesto sobre ventas toma la forma:

Ecuación (8a) ROA= (V-1.4*PEM)/V = 1-1.4*PEM/V

mientras que el resultado antes de impuestos sobre el activo dado que todo el activo

vale el PEM se expresa mediante la formas:

Ecuación (8b) ROA = (V-1.4*PEM)/PEM = (V/PEM)-1.4

La retribución eólica marina según el régimen especial establece unos precios muy

elevados, como ya se ha estudiado en el estado de la cuestión, de modo que los

anteriores ratios que involucran costes y ventas pierden, por su desproporción, la

utilidad como indicadores que habitualmente ofrecen.

Esto hace que otros criterios económicos resulten más ilustrativos, más descriptivos

y, por tanto, más atractivos como indicadores.

El coste unitario de producción reúne estas condiciones como parámetro que agrupa

todas las variables, que permite ver en conjunto el resultado global de las decisiones

de diseño y que está aislada de la influencia del régimen especial de generación

eléctrica.

Dado que las condiciones de viento, profundidad y distancia a la costa son fijas para

un determinado emplazamiento, la única variable independiente que queda al

diseñador para estudiar diferentes alternativas es el tamaño del parque eólico

medido éste, indistintamente, mediante la potencia nominal o por el número de

máquinas instaladas.

Para lograr este propósito puede modelizarse un área eólica marina genérica



mediante los siguientes parámetros:

velocidad media del viento a 80m de altura v=7 m/s;

altura extremal del oleaje h=14m, coeficiente de seguridad al oleaje K=1.5;

profundidad de lecho p=50m;

distancia a la costa d=8km;

diámetro de turbina D=125m

Con estos parámetros y las ecuaciones ya presentadas pueden calcularse los costes

unitarios de producción para diferentes tamaños de planta tal como se muestra en la

figura 30-a (anexo I).

De la inspección de esta figura se comprueba que, existe un tamaño de planta

óptimo (en términos de coste unitario de producción) entre los 100MW y los 125MW

de potencia total. El coste unitario en el intervalo varía entre 8.105 c€/kWh y 8.107

c€/kWh.

Este primer resultado numérico indica que el modelo propuesto es suficientemente

aproximado ya que da lugar a un coste unitario de producción en línea con las

previsiones presentadas en el documento de IDAE (2011) “Evolución tecnológica y

prospectiva de costes de energías renovables. Estudio Técnico PER 2011-2020”

(página 84).

El tamaño óptimo encontrado en la figura 30 próximo a los 100MW está reforzado,

como potencia de referencia, debido a que el régimen tarifario, como ya se ha

expuesto, incentiva las instalaciones mayores de 100MW, siendo 50MW el tamaño

mínimo que pueden autorizarse.

Una vez validada la aproximación numérica de los costes de generación pueden

describirse los rasgos de una central eólica marina atractiva en cuanto a los costes

de producción así:



máxima cercanía a la costa,

mínima profundidad del lecho,

máxima altura de turbina,

máxima velocidad de viento,

máximo tamaño de turbina,

máxima vida útil de la instalación,

máxima potencia global.

En relación con la altura de la turbina debe aclararse que con la altura mejora el

recurso eólico por lo que se reducen los costes de producción si bien es evidente

que aumentan los costes de material y montaje.

A falta de datos disponibles para calcular el equilibrio entre ambos factores se ha

considerado que la altura del rotor no supone un grado de libertad en el diseño sino

que es un factor impuesto por las condiciones marinas y el diámetro de la turbina.

Igualmente, para una determinada área eólica que ofrezca algún atractivo en cuanto

a su recurso, la batimetría es un factor limitante impuesto por el terreno que afecta

directamente a la distancia a la costa.

Habiendo caracterizado los costes de producción unitarios es posible comprobar el

efecto que produce sobre los mismos diferentes configuraciones de turbina tomando

el diámetro como el parámetro característico que la define.

Procediendo como se ha descrito se puede representar la relación existente entre

los costes de producción unitarios y el diámetro de turbina tal como se muestra en la

figura 30-b (anexo I) de la que se deduce que cuanto mayor es el diámetro de la

turbina menores son los costes de producción.

El diámetro es el más importante de los factores que determinan la potencia nominal

del equipo por lo que puede concluirse de lo anterior que a mayor potencia nominal

menores costes de producción unitarios por lo que la máquina deja de suponer un

grado de libertad para el proyectista ya que, simplificando el problema, se ha de



seleccionar la mayor turbina disponible.

Considerando todo lo expuesto, la potencia total del parque resulta ser la variable de

decisión crítica a fin de proporcionar el máximo aprovechamiento del recurso con el

mínimo coste de producción.

Dado que, como se ha mostrado, reducir el coste de producción implica emplear las

mayores turbinas disponibles, la potencia nominal de la planta resulta ser el principal

grado de libertad con que cuenta el decisor.

Esto se confirma estudiando la influencia que la variable viento tiene en los costes

unitarios de producción tal como se muestra en la figura 30-c (anexo I) de la que

pueden extraerse dos conclusiones.

Por un lado la mejora del coste de producción varía muy poco en relación con la

variación del viento habida cuenta que el beneficio marginal de la búsqueda de más

viento mar adentro no compensa el coste marginal en el que se incurre tanto por

mayor distancia a la costa como por costes impuestos por la mayor batimetría.

La otra conclusión que puede extraerse la figura 30-c es importante de cara a

entender las limitaciones del modelo y algunas líneas de investigación propuestas.

Cabe esperar que a más viento menor coste de producción, sin embargo la ecuación

(7) ofrece una buena aproximación de la energía producida para velocidades medias

de viento inferiores a 7.5 m/s mientras que para velocidades mayores los resultados

dejan de ser coherentes.

Esto ya se indicó al presentar la ecuación (7) donde se indicó que ésta es

suficientemente válida para series de máquinas que cumplen determinadas

relaciones entre área barrida y potencia nominal.

Aún con limitaciones para altos rangos de viento, habiendo confirmado que la

modelización de costes de la planta eólica proporciona una estimación de costes

suficientemente aproximada, puede avanzarse hacia el cálculo de la rentabilidad.



Dado que, de acuerdo con lo expuesto, se conocen los costes totales y la vida útil se

pueden repercutir linealmente estos costes a lo largo de la vida útil de la instalación

como flujos de caja negativos.

En el año 0, de puesta en servicio del parque, el flujo de caja es negativo y coincide

con el total del presupuesto de ejecución material.

A partir del año 1 se tienen el flujo negativo correspondiente a la repercusión anual

de los costes y el flujo positivo de los ingresos por ventas a partir de la energía

producida y la tarifa correspondiente a cada potencia.

Calculando estos valores a lo largo de toda la vida útil para diferentes tamaños de

planta se tiene la figura31 (anexo I) en la que se representa el valor de la tasa

interna de rentabilidad (TIR) para diferentes tamaños de planta con lo que ya es

posible determinar el tamaño mínimo de planta que cumpla una rentabilidad mínima

exigida.

3.3.6.4. Capacidad de evacuación de la red eléctrica

En el método que se propone en esta tesis se ha incluido como factor limitante para

el tamaño de la central eólica el impuesto por la capacidad de evacuación de la red

eléctrica.

Este aspecto no es un parámetro de diseño sino de comprobación que lleve a la

revisión de la decisión del tamaño de planta predeterminada.

Si bien la potencia a evacuar a la red es un dato que la administración proporciona al

publicar la caracterización de área eólica marina y tras consultar, entre otras partes a

Red Eléctrica Española, para tener opciones de éxito en el procedimiento de

concurrencia tanto con una estrategia proactiva como con una reactiva es preciso

aproximar razonablemente las limitaciones que impone la red eléctrica a fin de

dimensionar un parque eólico competitivo y adecuado al procedimiento de

concurrencia.

Para tal fin debe emplearse la información de Red Eléctrica Española en sus



diferentes mapas, planes de desarrollo e informes anuales tal como se muestra en

las figuras 32 y 33 mostradas en el anexo I.

Esta información debe completarse con las previsiones de desarrollo de la red de

acuerdo con los planes más actualizados disponibles que en la actualidad

corresponden a Ministerio de Industria Turismo y comercio, Secretaría General de

Energía, Subdirección General de Planificación Energética “Planificación de los

sectores de electricidad y gas 2008-2016: desarrollo de las redes de transporte”

(2008).

Este plan presenta las instalaciones programadas en el periodo de estudio de forma

tabulada y de forma general.

Se expone, a modo de ejemplo una de las actuaciones eléctricas previstas con

origen de línea en Galicia según la figura 34 (anexo I) así como el conjunto de las

previsiones de la zona noroeste según la figura 35 (anexo I).

La descripción literaria de la planificación general de la zona noroeste expone que

los objetivos a cubrir son principalmente:

interconexión con Portugal,

instalación de nuevos grupos térmicos,

refuerzo de redes de apoyo.

Una vez conocida la red de transporte y distribución eléctrica así como los planes de

desarrollo es necesario comprobar la capacidad disponible de evacuación con base

en los informes de Red Eléctrica Española tal como se muestra en la figura 36

(anexo I), tomado de “El sistema eléctrico español 2010” de donde se comprueba

que en carga máxima, la saturación media de la red de 400 kV es inferior al 50%.

3.3.6.5. Superficie de las áreas eólicas

Además de la velocidad del viento, también debe considerarse como factor

determinante en la estimación del recurso energético y en el propio procedimiento de

concurrencia, las superficies disponibles y aprovechadas para cada una de las



zonas eólicas marinas.

En el Estudio Estratégico Ambiental del Litoral español se tratan todos los

contenidos y condicionantes desarrollados en el propio EEAL dando lugar a una

zonificación consistente en la delimitación de 119 áreas eólicas marinas definidas

como la superficie comprendida entre dos paralelos y dos meridianos separados un

grado y coincidentes con grados y minutos enteros afectados por la zona de estudio

que comprende una franja litoral de 24 millas trazadas desde la línea de base recta

que suponen, aproximadamente 23.7 millones de hectáreas, es decir, unas 0,33 Mha

por zona.

La superficie aproximada a partir del radio volumétrico medio de la Tierra (R= 6371

km) y del ángulo sólido correspondiente (=0.3·10-3 sr) resulta ser S=R2*= 12364

km2 =1,24 Mha, siendo la longitud de cada arco de 1º comprendido:

L=2··R/360 = 111.2 Km.

La diferencia de superficies queda justificada de la simple inspección del mapa de

zonificación mostrado en la figura 37 (anexo I) en la que se muestra que una gran

parte de la superficie incluida en el cálculo geométrico corresponde a zona terrestre

y áreas de litoral no aptas por su excesiva proximidad a la costa o zonas demasiado

alejadas del litoral para ser viables.

Mediante el uso de un mapa vectorizado del litoral español y superponiendo la

zonificación eólica del EEAL mediante una aplicación de CAD (Autocad) es posible

medir la superficie estrictamente marina y prescindir de la parte terrestre

Mediante este procedimiento la superficie marina total asciende a 22.4 millones de

hectáreas lo que, respecto a los 23.7 estimados en el EEAL supone un error del

5.42% por lo que el tratamiento de vectorización demuestra ser suficientemente

aproximado al objeto de la presente tesis.

La estimación de superficie dada en el EEAL y aproximada mediante el

procedimiento de vectorización, comprende una banda litoral de 24 millas



equivalentes a 44.45 Km.

Dadas las características batimétricas del litoral español es previsible que esta

banda se vea reducida tecnológicamente a una franja estrecha hasta la batimetría

de -50m, tomado el límite técnico de acuerdo con Esteban Pérez (2009).

La escasa extensión de la plataforma continental española en comparación con la de

los líderes europeos en eólica marina queda claramente de manifiesto en la figura 38

(anexo I) proporcionada por NOAA (National Oceanic and Atmospheric

Administration).

Para acotar el análisis batimétrico a las áreas de potencial desarrollo eólico es

preciso observar las regiones restringidas en el EEAL tal como se aprecia en el

mapa de zonificación del litoral la figura 1 (anexo I).

A la vista de este mapa queda claro que la banda estimada de 24 millas queda

significativamente acotada por dos límites impuestos por motivos reglamentarios

(ambientales) y batimétricos (tecnológicos).

Los criterios ambientales los establece el EEAL al eliminar la banda batimétrica

comprendida entre la bajamar y la batimetría de -10m.

Las limitaciones tecnológicas ya expuestas hacen inviables las instalaciones

flotantes por lo que el límite más alejado lo determina la batimetría -50m.

Mediante la vectorización de cartas de navegación se puede medir la superficie real

comprendida entre la línea batimétrica -100 (resaltada en todas las cartas) y la línea

de costa tal como se muestra en la figura 39 (anexo I)

Mediante este procedimiento, siguiendo todo el litoral peninsular, se puede describir

cada una de las costas españolas tal como se muestra en la figura 40 (anexo I) en la

que se indican los puntos de delimitación de cada una, la superficie total en km2

(S.tot), la superficie marina en km2 (S.mar.), la superficie de batimetría mayor de -

100m (S.100) y el ratio S100/Smar.



La inspección de la figura 40 muestra que la superficie con profundidades menores

de 100 suponen, respecto a la superficie del área marina, entre el 13% en la costa

sur y el 64% en la costa levantina lo que resulta coherente con el mapa batimétrico

general de la península de la figura 38 (anexo I).

La vectorización de cartas náuticas resulta ser un procedimiento excesivamente

lento para una fase preliminar de generación de alternativas y el estudio global de

grandes regiones por lo que se va a estudiar la posibilidad de emplear datos

batimétricos mediante una herramienta más ágil y que, por tanto, permita con menos

esfuerzo llegar a resultados válidos.

Esta posibilidad se tiene a partir de los datos batimétricos de NOAA integrados en la

tecnología proporcionada por Google Earth que permite con facilidad y rapidez tomar

datos sobre la profundidad y la distancia a la costa de todos los puntos de interés.

La validez de este procedimiento simplificado precisa ser contrastada para lo que se

ha contrastado la información proporcionada por Google Earth con la de la carta de

navegación Valencia-Baleares cuyos datos de referencia se muestran en la figura 41

(anexo I).

El estudio simultáneo se ha hecho mediante la superposición de una imagen

digitalizada de la carta náutica sobre la cartografía de Google Earth de modo que es

posible comprobar si los datos batimétricos para las diferentes posiciones del cursor

coinciden con las correspondientes a la carta de navegación tal como se muestra en

la figura 42 (anexo I).

Mediante este procedimiento se han caracterizado algunos puntos de la costa

cantábrica tal como aparecen representados en las figuras 43 y 44 del anexo I.

El contraste de los datos obtenidos en Google Earth y los más exactos de las cartas

náutica evidencia una discrepancia suficiente para indicar que, por la rapidez y

sencillez de obtención de los datos, este procedimiento puede emplearse en las

etapas preliminares de generación y estudio de alternativas si bien, dada su



imprecisión debe sustituirse por el estudio de las cartas náuticas a la escala de

determinación de poligonales límite de potenciales distribuciones en planta.

3.3.6.6. Condicionantes logísticos

En una etapa adicional de valoración de oportunidades y alternativas es necesario

realizar un análisis de las limitaciones que ofrecen las infraestructuras existentes

principalmente desde dos puntos de vista.

Por un lado la proximidad de puertos con capacidad suficiente para el premontaje de

determinadas secciones o equipos antes de su montaje in situ así como la oferta de

buques necesarios para el montaje de las turbinas o la capacidad de maniobra de

los que deban llevarse para los trabajos de construcción.

Además, los puertos deben proporcionar espacio suficiente para los acopios

necesarios y para la instalación de oficinas técnicas provisionales durante el tiempo

que lleve la construcción del parque.

Igualmente deben contar con una suficiente oferta de servicios especiales

(remolcadores, diques secos, grúas flotantes, etc.).

Por otro lado debe estudiarse la capacidad de las redes viarias para el

desplazamiento de los transportes especiales que deben llevar los diferentes

subconjuntos del parque.

Estos transportes especiales lo son tanto por peso como por volumen ya que, en la

medida de lo posible deben llevarse conjuntos completos premontados a fin de

emplear el mínimo tiempo tanto en espacios portuarios como en el montaje

definitivo.

En relación con las características de los puertos, la información más actualizada y

relevante procede de las diferentes autoridades portuarias dependientes de la

entidad Puertos del Estado que responde a su vez del Ministerio de Fomento.

A modo de ejemplo, del informe de gestión 2010 de la Autoridad Portuaria de La



Coruña han extraído las características del mayor buque entrado en el año como se


Entre otros datos en los informes de Puertos del Estado se ofrecen detalles sobre

características de diferentes muelles, zonas de carga y almacenamiento, diques

secos, diques flotantes, varaderos, astilleros, grúas, grúas flotantes, barcazas,

gabarras, instalaciones especiales de carga y descarga y otros medios y servicios

generales disponibles así como una descripción de los accesos a la red de

carreteras del Estado.

Sobre este último particular, la información sobre viales está disponible en el

catálogo de la red de carreteras del estado dependiente del Ministerio de Fomento

del que se muestra un detalle de la red en la zona de La Coruña en la figura 46

(anexo I).



3.4. LIMITACIONES EN LA INVESTIGACIÓN

Antes de presentar los resultados alcanzados en la presente investigación conviene,

para situar lo significativo de las aportaciones y líneas de investigación propuestas,

señalar las principales limitaciones que se han encontrado en el desarrollo de esta

tesis.

En primer lugar procede señalar que, al objeto de la presente tesis, la información

relevante disponible es escasa como ya señala Esteban Pérez (2009) al indicar en

su tesis la inexistencia de trabajos precedentes.

Aún señalando de la escasez de información relevante es necesario indicar que ésta

procede de fuentes no académicas y susceptibles de insuficiente objetividad.

Así, muchos informes a los que se ha tenido acceso proceden de organismos que,

aún oficiales, proporcionan previsiones más políticas que técnicas acompañados, en

el mejor de los casos, con datos cuya fuente en muchas ocasiones se omite.

Otras informaciones disponibles proceden de fuentes claramente parciales por ser

partes interesadas tales como organizaciones empresariales tanto del sector

energético en general, del renovable en particular o del sector específicamente

eólico.

Cuando los informes y datos proceden de fuentes aparentemente objetivas éstos se

tienen a un elevado coste económico cuando no están estrictamente restringidos a

los miembros de las organizaciones que los poseen.

Por otro lado, debe hacerse constar que el AMFE desarrollado en esta tesis como

análisis de detalle del marco reglamentario específico se ha realizado de forma

individual sin el concurso de un equipo multidisciplinar como sería deseable.

Capítulo 4: RESULTADOS Y DISCUSIÓN


4. RESULTADOS Y DISCUSIÓN

4.1. INTRODUCCIÓN

En el epígrafe 3, materiales y métodos, se han expuesto las fuentes de información

que han sido consideradas y se han presentado algunos ejemplos concretos de los

datos relevantes que han de ser considerados en la aplicación de la metodología

propuesta.

Igualmente han sido referidas las aportaciones precedentes que sirven de base,

directa o indirectamente, a la presente tesis.

Del análisis del estado de la cuestión así como del AMFE específicamente realizado

se ha encontrado que las consideraciones ambientales están permanentemente

implicadas en el procedimiento de autorización de las instalaciones eólicas marinas

en España.

En primer lugar se ha encontrado que es un requisito reglamentario para la solicitud

de reserva eólica y, en caso que ésta ya se haya solicitado, para la participación en

el procedimiento de concurrencia, siendo elementos a juzgar por el comité evaluador

en el procedimiento, entre otros, los diversos aspectos ambientales.

En segundo lugar, tanto el proyecto de actividades de investigación de recurso eólico

como el propio proyecto de instalación productora de energía eléctrica deben

someterse al procedimiento de evaluación de impacto ambiental.

Además de para el inicio de estos procedimientos de evaluación de impacto

ambiental, sendas autorizaciones de ocupación de dominio público marítimo

terrestre han de ser solicitadas para cuyos procedimientos, junto con los proyectos

básicos se han de presentar proyectos ambientales que han de contemplar

determinados impactos a fin de obtener la autorización por parte de la Dirección

General de la Marina Mercante.

En tercer lugar, los aspectos económicos han resultado ser relevantes ya que el



rendimiento económico antes de impuestos un requisito explícito en la solicitud del

uso del dominio público marítimo terrestre.

Todos los resultados anteriores han sido considerados en la propuesta metodológica

propuesta en la presente investigación cuyo resumen y encaje en el procedimiento

de autorización eólica marina en España se muestra en la siguiente figura.



En la anterior figura, el resumen de las principales contribuciones originales se

representan en trazo grueso sobre la línea discontinua mientras que por debajo de

ésta se muestra el desarrollo del procedimiento reglamentario previsto y la

importancia que el estudio de impacto ambiental tiene en sus distintas fases.

En los epígrafes siguientes se desarrolla la metodología propuesta si bien, por

economía de medios y figuras, se hace referencia a las ya presentadas como

ejemplo de las fuentes de información y materiales disponibles de necesaria

consulta.

Todas estas figuras se han referido a las zonas eólicas en torno a La Coruña por ser

éstas algunas de las zonas eólicas marinas que presentan mejores condiciones

batimétricas y eólicas por lo que resultan adecuadas para ejemplificar la

metodología.

Esta exposición aplicada no resta generalidad a la metodología habida cuenta de

que las etapas de análisis, las fuentes de información y finalmente, por hacer

mención expresa a una de las principales contribuciones originales de esta tesis, las

ecuaciones de cálculo de costes, energía rentabilidad son las mismas.

Considérese así que la exposición que se presenta no responde a un caso particular

sino a un caso adecuado para la explicación general de tal modo que lo que se

aplica a un caso se aplica a todos.



4.2. HIPÓTESIS DE ÁREA EÓLICA MARINA

La primera etapa que se propone en la metodología consiste en determinar los

parámetros económicos que el proyecto ha de satisfacer.

Una vez se han fijado los criterios económicos que condicionan el diseño básico de

las soluciones de interés para el promotor se procede a la caracterización hipotética

del área marina a desarrollar.

En caso de ser iniciador del área, el promotor ha de hacer supuestos iniciales a fin

de realizar la solicitud de reserva eólica a la espera de que la administración

publique la caracterización de área eólica marina.

Si el promotor espera la iniciativa de la competencia ha de contar, igualmente, en su

activo no corriente con los estudios iniciales suficientes para responder en plazo y

forma al procedimiento de concurrencia.

En cualquiera de los dos casos el promotor ha de establecer hipótesis de diseño

para el desarrollo de sus propuestas que han de ser revisadas una vez publicada la

caracterización de área eólica marina.

4.2.1. CONDICIONANTES EÓLICOS

La primera hipótesis que se ha considerado es la presencia de recurso eólico

suficiente ya que la cifra de ventas es proporcional al cubo de la velocidad del viento.

Se ha considerado carente de sentido la realización de estudios sobre regiones en

las que, aunque todos los demás condicionantes fueran favorables, no hubiera

recurso alguno que explotar.

Otro enfoque podría llevar una primera estimación que permitiera un

dimensionamiento básico del proyecto para su redefinición una vez realizados los

estudios de campo pertinentes.

Sin embargo, el marco regulatorio español exige una metodología menos



conservadora ya que el derecho a realizar estudios in situ está condicionadas a

ganar el procedimiento de concurrencia establecido que se resuelve en un plazo de

3 meses.

Para el fin de la caracterización eólica inicial, los promotores interesados podrían

realizar campañas de prospección previas al inicio de la solicitud de reserva de zona

y del procedimiento de concurrencia mediante instalaciones en tierra o mediante

equipos instalados en buques.

Esta información resulta ser un importante activo ya que supondría una enorme

mejora de la información eólica pública del mapa eólico español.

No obstante, en ausencia de estudios eólicos particulares de detalle, la hipótesis

eólica se toma con base en las figuras 26 y 27.

4.2.2. CONDICIONANTES REGLAMENTARIOS

Dentro de las zonas de interés económico se ha realizado un filtro normativo a fin de

discriminar aquellas que están excluidas reglamentariamente.

Dado que el órgano ambiental a los efectos de la evaluación de impacto ambiental

es la administración general del Estado ha resultado irrelevante el atractivo particular

que las regiones españolas puedan tener por su diferente tratamiento reglamentario

en materia ambiental.

El criterio de zonificación del EEAL ha resultado suficientemente claro al excluir, por

motivos ambientales determinadas zonas del litoral y declarar aptas con

condicionantes otras.

En esta fase se ha procedido a focalizar el resto de los estudios a aquellas áreas

que no han sido expresamente excluidas con preferencia por aquellas declaradas

aptas.

Este filtro ha sido aplicado con base en las figuras 1 y 2.



4.2.3. CONDICIONANTES TÉCNICOS

Una vez que se han considerado los condicionantes reglamentarios bajo el criterio

de zonificación del EEAL se ha incorporado un filtro técnico que ha limitado el

análisis a aquellas regiones en las que la tecnología disponible permite instalaciones

comerciales.

Se ha aceptado como límite técnico los 50 m de profundidad de acuerdo con el

análisis del estado del arte.

La información necesaria para la incorporación de este filtro se ha tomado de la

figura 39.

4.2.4. CONDICIONANTES INFRAESTRUCTURALES

El siguiente factor que se ha considerado es la capacidad de evacuación de la

energía capturada a través de la red eléctrica de distribución y transporte.

La información necesaria para la incorporación de este filtro ha sido tomada de las

figuras 32, 33, 34, 35 y 36.

4.2.5. CONDICIONANTES LOGÍSTICOS

Aunque los anteriores filtros (recurso, zonificación, batimetría e infraestructura) son

mucho más relevantes, se ha incluido un filtro logístico a fin de evitar sobrecostes de

construcción operación y mantenimiento por una mala selección del puerto base de

operaciones.

Si bien no son requisitos expresamente recogidos en el procedimiento administrativo

español para el desarrollo de los parques eólicos marinos se han tenido en cuenta

aspectos adicionales tales como accesos y viales aptos para transportes especiales

así como áreas de acopio y/o premontaje con base en las figuras 45 y 46.

4.2.6. CARACTERIZACIÓN DEL ÁREA

A fin de completar la caracterización del área eólica marina se ha partido de la figura



29 para determinar la altura del oleaje que, aumentada de acuerdo con criterios

facultativos permite determinar la altura del rotor dependiendo de su diámetro y, con

aquella, la velocidad del viento estimada a partir de la ecuación (5) y de la hipótesis

de recurso eólico hecha anteriormente.

Ya se ha demostrado que el rotor ha de ser de la mayor potencia nominal posible a

fin de reducir los costes unitarios de producción con lo que el diámetro del rotor

salvo estrechos márgenes puede estimarse sin gran error a partir de las máquinas

disponibles en el mercado.

A partir del diámetro y la velocidad del viento estimadas puede determinarse la

potencia unitaria de cada generador mediante la ecuación (6).

A continuación se ha determinado la potencia global del parque a partir de la figura

31 a fin de cumplir los empresariales del promotor.

4.3. ESTIMACIÓN ECONÓMICA

Una vez definidas las características generales del área y del parque se ha

avanzado en los detalles del proyecto para lo que se ha calculado tanto la

producción eléctrica como los costes de esta producción.

Para este fin se han estimado los siguientes valores:

d = distancia a la costa en km

p = profundidad del lecho marino en m

A = vida útil prevista de la instalación

Una vez determinados estos parámetros se han calculado:

el coste de material Cm mediante la ecuación (1),

el coste unitario de construcción Cc mediante la ecuación (2),

el coste global de conexión a la red Cr mediante la ecuación (3),

el coste unitario de la turbina dados por la ecuación (4).

Con todos estos componentes del coste se calcula tanto el presupuesto de ejecución



material a partir del cual, de acuerdo con la cuenta de resultados de la figura 10 se

tienen los componentes fijo y variable del coste global.

También es posible calcular con los datos estimados y mediante la ecuación (7) la

producción de energía.

4.3.1. COSTE DEL IMPACTO AMBIENTAL

En relación con el impacto ambiental se han considerado globalmente los aspectos

ya reseñados en el análisis del estado de la cuestión y en las investigaciones

precedentes a los que, en la presente propuesta metodológica, deben añadirse dos

que resultan particulares en esta tesis.

En primer lugar, de acuerdo con las conclusiones de Soca Olazábal (2004),

expresamente reseñadas en el análisis de las investigaciones precedentes, así

como en las consideraciones previas de este capítulo, se incorporan, al mismo nivel

que el proyecto básico, las consideraciones ambientales y los primeros datos para la


Estas conclusiones de Soca Olazábal, como ya se ha expuesto, coinciden con el

resultado del AMFE realizado expresamente al marco reglamentario español para el

desarrollo eólico marino.

En segundo lugar, se ha incorporado una estimación del coste de las medidas

ambientales en los condicionantes económicos del proyecto al incluir la TIR, como

indicador de viabilidad global técnica, económica y ambiental.

En esta integración de los impactos ambientales, se ha asumido, de acuerdo con los

límites reglamentarios de variación de capacidad, hasta un 15% del presupuesto de

ejecución material del parque como valor límite de los costes asociados a los

impactos ambientales.

Este valor límite es muy superior al recogido en su investigación por Fernández

Velasco (2003), que tras el estudio de más de 70 expedientes de evaluación de



impacto ambiental de proyectos de gran impacto encuentra que el 80% de los casos

tiene un coste de medidas correctoras inferior al 10% del presupuesto de ejecución

material del proyecto y en el 72% de los casos esta proporción es inferior al 5%.

De este modo, en la estrategia metodológica que se propone en esta tesis se

plantea dimensionar el proyecto de modo que proporcione los resultados

económicos determinados por el promotor con un volumen un 15% inferior al que se

solicite en el procedimiento de concurrencia de modo que, si como consecuencia de

los impactos ambientales, la autoridad ambiental impusiera medidas de reparación o

recuperación éstas quedaran absorbidas plenamente por el exceso de capacidad

solicitado.

En el caso extremo que la medida preventiva del impacto fuera la eliminación de

algunas turbinas esto quedaría asumido en la propuesta presentada hasta una

reducción máxima admisible del 15% de la potencia solicitada.

4.3.1.1. PROYECTO BÁSICO

En este punto de la metodología se ha reunido la información necesaria para realizar

un proyecto básico que ha de contener al menos la información relacionada a

continuación, de acuerdo con las respectivas normas legales:

RD 1955/200:

Capacidad del solicitante

RD 1028/2007:

Memoria resumen del proyecto

Superficie de la reserva de zona, estudios a realizar y duración estimada de los

mismos.

Poligonales de las zonas de investigación y de explotación.

Planes de inversión y de restauración.

Anteproyecto de la instalación de explotación con ubicación de equipos y línea

de evacuación.

Número, potencia y ubicación estimada de aerogeneradores.



Información para el inicio de la evaluación de impacto ambiental.

Análisis de alternativas y justificación de la implantación seleccionada.

Descripción del recurso eólico y cuantificación de energía transferida a la red.

Estudio de viabilidad.

Estudio de compatibilidad con tráfico marítimo y actividades humanas.

Planos y presupuesto.

4.3.1.2. DATOS EVALUACIÓN DE IMPACTO AMBIENTAL

Las consideraciones ambientales han sido incluidas, por un lado, de forma general

en el filtro de condicionantes reglamentarios (zonas excluidas por el EEAL) así como

al haber previsto una solicitud aumentada respecto al umbral de rentabilidad definido

como objetivo.

No obstante, se ha propuesto en esta metodología, el inicio del estudio de impacto

ambiental en detalle en las fases más tempranas por las razones expuestas en las

consideraciones introductorias y que pueden resumirse así:

El análisis de modos de fallo y efectos del procedimiento administrativo español

muestra que el estudio de impacto ambiental tiene un grado de importancia

similar a los aspectos meramente técnicos.

Las investigaciones precedentes de Hernández Fernández (1999), Fernández

Velasco (2003) y Soca Olazábal (2004) demuestran que el retraso del estudio

de impacto ambiental a fases avanzadas del proyecto genera problemas y

sobrecostes considerables.

El propio marco regulatorio español exige proporcionar datos ambientales en

las primeras etapas del procedimiento administrativo.

Así, en la solicitud de reserva eólica marina se ha de presentar la siguiente

información propia del procedimiento de evaluación de impacto ambiental:

Definición y ubicación del proyecto.

Alternativas e impactos de cada una de ellas.

Diagnóstico territorial y medioambiental afectado.

Descripción general del proyecto.



Alternativas estudiadas y justificación medioambiental de la solución adoptada.

Evaluación de los efectos previsibles y la interacción de éstos.

Medidas preventivas, reductoras o compensatorias de los efectos ambientales.

Programa de vigilancia ambiental.

Documento de síntesis.

Igualmente, el procedimiento de concurrencia lleva a la aplicación del reglamento de

costas para la solicitud de concesión de dominio público marítimo terrestre para el

que se ha de presentar:

Relación de gastos e ingresos incluyendo la aplicación de medidas

ambientales.

Estudio económico y financiero incluyendo rentabilidad neta antes de

impuestos.

Proyecto básico con memoria justificativa y descriptiva con planos que

contemple al menos:

capacidad de transporte litoral,

balance sedimentario y evolución de la línea de costa, previsible,

clima marítimo, incluyendo oleaje temporales direccionales y escalares,

batimetría hasta fondo no modificado,

del tramo de costas afectado,

naturaleza geológica de los fondos,

condiciones de la biosfera submarina,

recursos disponibles de áridos y previsión de extracción.



4.4. APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA

4.4.1. PRESENTACIÓN DEL CASO

Para ejemplificar la usabilidad y practicidad de la metodología propuesta se plantea

un hipotético encargo, por parte de una empresa energética, del estudio de una

propuesta para la sustitución parcial, mediante una planta eólica marina, de una de

sus planta de energía térmica ubicada en La Coruña que opera con carbón de

importación.

El propósito del estudio puede ser tanto para iniciar el procedimiento de

concurrencia, como para disponer de información adecuada para responder al

procedimiento de concurrencia que pueda iniciarse por otros promotores.

Dentro de su plan de desinversiones en carbón y de aumento de las renovables en

su mix de producción, la empresa acepta una rentabilidad global un 2% inferior a la

rentabilidad de las acciones en el último ejercicio lo que significa una rentabilidad

mínima exigida de 4.96%.

La rentabilidad exigida debe lograrse con minimización del coste de producción.

4.4.2. DIMENSIONAMIENTO ECONÓMICO

De acuerdo con el objeto de la metodología se trata de predimensionar el parque de

acuerdo con los objetivos empresariales impuestos por el promotor.

Así, de acuerdo con la figura 31, el cumplimiento de la rentabilidad superior a 4.96%

implica una planta no inferior a 280 MW.

La inspección de la figura 30-a indica que el tamaño impuesto por el criterio de

rentabilidad se aleja del tamaño óptimo desde el punto de vista del coste de

producción.

Se dan, por tanto, especificaciones estrictamente incompatibles si bien, de la misma

figura 30-a se tiene que la diferencia entre los costes de producción óptimo (8.105

c€/kWh) y previsto para el tamaño de 280 MW (8.172 c€/kWh) es inferior al 1% por



lo que puede considerarse con los dos objetivos, en la práctica, están conciliados.

4.4.3. HIPÓTESIS DEL ÁREA

El primer paso, a partir de la estimación anterior, es determinar el área o las áreas

eólicas potencialmente explotables en función de la localización de la planta.

De la figura 1 y el detalle del EEAL se tiene que las áreas eólicas a estudiar por ser

las más próximas a la ubicación de la central a sustituir son las siguientes

Referencia Latitud Longitud Provincia

Área 7 43º / 44º -7º /-8º Asturias, Lugo, La Coruña

Área 8 43º / 44º -8º / -9º La Coruña

Área 9 43º / 44º -9º / -10º La Coruña

La información proporcionada en la figura 26 muestra que Galicia es una zona con

atractivo eólico que debe ser estudiada a menor escala de acuerdo con la figura 27

de cuya inspección se concluye que hay tres áreas de potencial eólico:

un área próxima a la costa con velocidades de viento entre 7.5 m/s y 8m/s;

un área de fuerte viento, con velocidades medias comprendidas entre 8 m/s y 9

m/s más alejada pero con algunas zonas próximas a la costa;

un área intermedia con velocidades de viento comprendidas entre 8 m/s y 8.5

m/s.

La caracterización eólica se completa con la altura máxima del oleaje de la zona

h=14m tomado de figura 29 con lo que puede estimarse la velocidad media del

viento a la altura del rotor mediante la ecuación (5).

El mapa de Zonificación según el EEAL mostrado en la figura 1 indica, a grandes

rasgos, que las zonas más próximas al litoral dentro de las áreas de están

calificadas como aptas con condicionantes, salvo algunas áreas concretas

expresamente excluidas.



El estudio de este particular precisa el examen de zonificación detallado de la figura

2 que muestra, en las proximidades de La Coruña, una vasta superficie explotable

con las cautelas medioambientales apropiadas dada la caracterización de apto con

condicionantes.

Una vez que se ha comprobado que hay recurso eólico en áreas

reglamentariamente explotables a lo que ha de añadirse el filtro acerca de la

viabilidad técnica como consecuencia de la batimetría.

En la actualidad, el límite técnico se encuentra a una profundidad de 50m de

acuerdo con Esteban Pérez (2009) lo que conlleva el estudio de cartas de

navegación de la zona de interés tal como se muestra en la figura 39.

De la inspección de esta figura se tiene clara evidencia de que la franja

técnicamente viable es sumamente estrecha lo que hace que la velocidad media de

viento que puede considerarse como aprovechable es la menor de las encontradas

en la figura 27, esto es V= 7m/s.

La inspección de la figura 30-c muestra que el coste unitario de producción que se

puede alcanzar con el recurso eólico disponible es conforme con el objetivo de 8.105

c€/kWh.

Este coste de producción objetivo indica, a partir de las figura 30-b que la turbina ha

de tener un diámetro superior a los 125m.

De la inspección de las figuras 33, 34 y 35 se deduce que, como cabe esperar en

una zona donde existen varias centrales de generación eléctrica, la red de

distribución y transporte está suficientemente dimensionada lo que lleva a pensar,

considerando además lo indicado en la figura 36 acerca de la capacidad disponible

media de la red de transporte, que no hay limitaciones infraestructurales en cuanto a

la capacidad de evacuación de la energía generada.

De la información de las figuras 58 y 59 se desprende que el puerto de La Coruña no

supone una limitación para servir de puerto base para la construcción de una central



eólica marina ni por el equipamiento del propio puerto ni por las características de la

red viaria de comunicación.

De lo ya expuesto se pueden establecer los siguientes parámetros como valores

característicos de la zona de estudio:

velocidad media del viento a la altura de 80m v= 7m/s

la altura máxima del oleaje h= 14m

el diámetro del rotor D= 125 m

De acuerdo lo expuesto se considera una separación de 5 diámetros entre máquinas

y 8 diámetros entre alineaciones lo que implica una superficie ocupada por cada

máquina de 5 km2.

Con estos valores y la ecuación (5) puede calcularse la velocidad media del viento a

la altura de la turbina y, con la ecuación (6) se puede estimar la potencia unitaria de

cada turbina.

En el primer paso de la metodología se determinó el tamaño mínimo de la central

que satisface los objetivos empresariales resultando ser la potencia mínima de

diseño 280 MW,

Sin embargo, también se ha explicado que ha de calcularse el valor aumentado un

15% como es el tamaño mínimo de parque con el que se acude al procedimiento de

concurrencia y con el que se ha de desarrollar el diseño básico.

Por tanto se tiene, en este caso hipotético, una potencia nominal de concurrencia

Pn= 332 MW con lo que, dada la potencia unitaria ya determinada mediante la

ecuación (6) puede establecerse el número de turbinas y con éste la superficie

mínima del parque.

En este caso, un parque de 332 MW precisa 406 turbinas que ocupan una superficie

total de 1660 km2.

El tamaño límite superior del parque, dentro del área eólica, está condicionado por la



superficie excluida según el EEAL, por una profundidad de lecho inferior a 50m y

una distancia a la costa superior a 8 km a fin de reducir, entre otros, el impacto visual

de acuerdo con lo ya expuesto y propuesto por Esteban Pérez (2009).

El estudio conjunto de la batimetría de la figura 39 y de la protección ambiental de la

figura 2 se muestra en la figura 47 en la que se muestra la zona comprendida entre

la cota batimétrica -50 y los 8 kilómetros a la costa que queda fuera de las zonas

reglamentariamente excluidas.

La superficie total viable es de 65 km2, de donde se tiene que el número de turbinas

posible se reduce a 13 unidades para una potencia total del parque de 10.621 MW.

4.4.4. ESTIMACIÓN ECONÓMICA

La superficie realmente disponible sólo permite la instalación de una potencia tal

que, de acuerdo con la figura 31, puede esperarse un rendimiento económico

positivo pero insignificante, concretamente TIR = 0.06.

Este rendimiento positivo indica que no hay pérdidas en el proyecto de inversión por

lo que el propósito de desarrollar el proyecto no está estrictamente desaconsejado si

bien, la rentabilidad económica no justifica que se dediquen recursos humanos

técnicos o económicos habida cuenta del coste de oportunidad de dedicar éstos a

otros proyectos.

En este caso, la decisión de la inversión puede está motivada por otras razones de

diversa índole tales como impacto mediático, mejora de imagen corporativa,

oportunidad de investigación en nueva tecnología, prueba piloto para otros

proyectos, etc.

En cualquier caso, es necesario estimar el proyecto alternativo para la toma de

decisión.

Hay dos parámetros adicionales sobre los que se ha de establecer alguna hipótesis



inicial además de las ya establecidas, son la profundidad del fondo marino y la

distancia a la costa.

La profundidad media evidentemente resulta menor que la profundidad de 50m ya

que éste es el límite de las unidades más alejadas de la costa si bien, como

hipótesis más conservadora, se ha tomado el valor límite como el promedio de todas

las turbinas para la realización de la estimación económica.

La distancia estimada a la costa ha de ser la mínima aceptable a fin de reducir los

costes de la central, si bien la excesiva cercanía, de acuerdo con lo expuesto en el

análisis del estado de la cuestión, provocaría importantes impactos ambientales y

conflictos con otros usos de las aguas.

Por tanto se ha de adoptar una solución de compromiso entre estos impactos y el

sobrecoste de instalación lejos del litoral. Como ya se ha expuesto, a falta de

criterios particulares puede adoptarse la distancia sugerida por Esteban Pérez

(2009) de 8km.

Una vez definidos estos parámetros y con los determinados en los epígrafes

anteriores pueden aplicarse la ecuaciones (1), (2), (3) y (4) para calcular los

diferentes componentes de coste y finalmente calcular el coste total de la planta.

Los costes totales dan lugar, en esta dimensión de proyecto, a un presupuesto de

ejecución material de 36.024 millones de euros.

Dado que se ha determinado el tamaño de la planta y es conocido el valor de prima

de la energía producida puede, por lo tanto conocerse su precio de venta estimado.

Los cálculos descritos en caso ilustrativo se presentan en el anexo III.

Capítulo 5: CONCLUSIONES Y FUTURAS LÍNEAS DE INVESTIGACIÓN


5. CONCLUSIONES Y FUTURAS LÍNEAS DE INVESTIGACIÓN

5.1. CONCLUSIONES

Se ha dado continuidad a tres líneas de trabajo sugeridas en las investigaciones

precedentes de Fernández Velasco (2003), Soca Olazábal (2004) y Esteban Pérez

(2009) encontrándose la imposibilidad de su desarrollo en el ámbito de los proyectos

de energía eólica marina en España en la actualidad.

Se ha encontrado que en España no se ha solicitado ninguna autorización de

instalaciones de generación eléctrica en el mar territorial.

Se ha encontrado que el sector eólico y energético español es muy activo en

actividades de promoción, investigación y explotación de instalaciones eólicas

marinas fuera de España.

Se han caracterizado los principales rasgos del modelo de los líderes europeos en el

impulso del sector eólico marino y su integración ambiental.

Se han caracterizado metodologías existentes para el desarrollo de la energía eólica

marina en España así como para la integración de los aspectos medioambientales

en proyectos de gran impacto.

En el desarrollo específico de la línea de investigación propuesta por Esteban Pérez

(2009) se han hecho portaciones originales adicionales entre las que hay destacar

las siguientes.

Se ha encontrado que la normativa regulatoria impone condiciones que

desincentivan la promoción eólica marina en España.

Se ha encontrado que la experiencia en la ejecución del procedimiento de

evaluación de impacto ambiental de proyectos de gran impacto hace prever

dificultades en la aplicación del procedimiento previsto para la autorización de



instalaciones eólicas marinas en España.

Se ha realizado un análisis de los modos de fallo y efectos del conjunto

reglamentario español implicado en el desarrollo eólico marino encontrándose que la

importancia de los aspectos medioambientales es equivalente a la de los técnicos.

Se ha propuesto un conjunto de ecuaciones de caracterización del impacto

económico de una planta eólica marina que proporciona costes de producción del

orden previsto en estudios estratégicos sectoriales.

Se ha propuesto una metodología que incorpora la internalización del impacto

medioambiental y las consideraciones económicas como parámetros condicionantes

de la ubicación y tamaño de las plantas eólicas marinas.

5.2. FUTURAS LÍNEAS DE INVESTIGACIÓN

Los resultados de la presente investigación abren diversas áreas de trabajo para la

continuación, complementación o mejora de las aportaciones realizadas, entre las

que han de destacarse las siguientes.

Realización exhaustiva, detallada y con índices de valoración sensibles de un

análisis de los modos de fallo y los efectos del marco reglamentario para el

desarrollo eólico marino en España y propuesta de modificaciones reglamentarias

para la reducción de obstáculos administrativos a la promoción eólica marina.

Modelización de costes de construcción y operación de parques eólicos marinos con

base en las plantas operativas en la actualidad y en las curvas de potencia

características de turbinas comerciales de gran tamaño.

Estudio de la idoneidad de diferentes descriptores económicos para el

predimensionado de parques eólicos marinos.

Diseño y aplicación de un índice de idoneidad para la comparación del atractivo de



las diferentes áreas eólicas marinas españolas.

6. ANEXOS


6. ANEXOS

ANEXO I. FIGURAS

Figura 1. Zonificación áreas eólicas marinas EEAL

Figura 2. Zonificación áreas eólicas noroccidentales

6. ANEXOS


Figura 3. Síntesis marco regulatorio

6. ANEXOS


Figura 4. Régimen especial energía eólica marina

Figura 5. Plantas eólicas marinas europeas >50MW

Planta Potencia (MW) País Fabricante Año

Greater Gabbard 504 Reino Unido Siemens 2010

Baard 1 400 Alemania BARD 2011

Thanet 300 Reino Unido Vestas 2010

Walney 1 184 Reino Unido Siemens 2011

Robin Rigg 180 Reino Unido Vestas 2010

Gunfleet Sands I y II 173 Reino Unido Siemens 2010

Homs Rev II 209 Dinamarca Siemens 2009

Rødsand II 207 Dinamarca Siemens 2010

Nysted 166 Dinamarca Siemens 2003

Belwind 165 Bélgica Vestas 2010

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

-25 25 75 125 175 225

Pre

cio

re

g. e

spe

cial

(c€

/kW

h)

Potencia nominal (MW)

precio eólica marina

6. ANEXOS


Figura 5. Plantas eólicas marinas europeas >50MW

Planta Potencia (MW) País Fabricante Año

Homs Rev I 160 Dinamarca Vestas 2002

Princess Amalia 120 Holanda Vestas 2008

Lillgrund 110 Suecia Siemens 2007

Egmond aan Zee 108 Holanda Vestas 2006

Inner Dowsing 97 Reino Unido Siemens 2009

Lynn 97 Reino Unido Siemens 2009

Kentish Flats 90 Reino Unido Vestas 2005

Barrow 90 Reino Unido Vestas 2010

Burbo Bank 90 Reino Unido Siemens 2007

Rhyl Flats 90 Reino Unido Siemens 2009

North Hoyle 60 Reino Unido Vestas 2003

Scroby Sands 60 Reino Unido Vestas 2004

Alpha Ventus 60 Alemania REpower 2010

Elaboración propia. Fuente: 4C Offshore Limited

Figura 6. Plantas eólicas marinas Reino Unido en construcción

Planta Potencia (MW) Previsto

London Array I 630 2013

Sheringham Shoal 317 2012

Lincs 270 2012

Walney II 184 2012

Ormonde 150 2011


6. ANEXOS


Figura 7. Plantas eólicas marinas Reino Unido operativas o en proyecto

Planta MW Estado Región Mar

Docking Shoal 540 Pendiente de autorización Greater Wash Mar del Norte

Dudgeon 560 Pendiente de autorización Greater Wash Mar del Norte

Race Bank 620 Pendiente de autorización Greater Wash Mar del Norte

Westermost Rough 240 Pendiente de autorización Greater Wash Mar del Norte

Methil Offshore Wind Farm 6 Pendiente de autorización Escocia Mar del Norte

London Array Phase 2 370 Pendiente de autorización Thames Mar del Norte

Humber Gateway 230 Autorización concedida Greater Wash Mar del Norte

Teesside 62 Autorización concedida Noreste Mar del Norte

West of Duddon Sands 389 Autorización concedida Noroeste Mar de Irlanda

Gwynt y Môr 576 Autorización concedida Noroeste Mar de Irlanda

Ormonde 150 En construcción Noroeste Mar de Irlanda

Sheringham Shoal 317 En construcción Greater Wash Mar del Norte

London Array Phase I 630 En construcción Thames Mar del Norte

Walney Phase 2 184 En construcción Noroeste Mar de Irlanda

Lincs 270 En construcción Greater Wash Mar del Norte

Burbo Bank 90 Operando Noroeste Mar de Irlanda

Greater Gabbard 504 Operando Thames Mar del Norte

Inner Dowsing 97 Operando Greater Wash Mar del Norte

Kentish Flats 90 Operando Suereste Mar del Norte

Lynn 97 Operando Greater Wash Mar del Norte

North Hoyle 60 Operando Noroeste Mar de Irlanda

6. ANEXOS


Figura 7. Plantas eólicas marinas Reino Unido operativas o en proyecto

Planta MW Estado Región Mar

Rhyl Flats 90 Operando Noroeste Mar de Irlanda

Robin Rigg 180 Operando Noroeste Estuario de Solway

Thanet 300 Operando Thames Mar del Norte

Barrow 90 Operando Noroeste Mar de Irlanda

Scroby Sands 60 Operando Este Mar del Norte

Blyth 4 Operando Inglaterra Mar del Norte

Beatrice Demonstration 10 Operando Escocia Mar del Norte

Walney Phase 1 184 Operando Noroeste Mar de Irlanda

Gunfleet Sands I + II 173 Operando Thames Mar del Norte


Figura 8. Características proyectos eólicos marinos Reino Unido

Planta agentes EsIA Km m

Docking Shoal 23 Anatec Ltd, Gardline Environmental Limited 20 14

Dudgeon 5 Dudgeon Offshore Wind Ltd, Titan Environmental surveys

32 22

Race Bank 18 AMEC plc, Anatec ltd, 27 23

Westermost Rough 8 Titan Environmental surveys, Anatec Ltd, NIRAS 8 22

Methil Offshore Wind Farm

2 2-B Energy 1 5

London Array Phase II

17 ABP Marine Environmental Research ltd, Anatec ltd, Metoc plc

- 22

Humber Gateway 16 Titan Environmental surveys, Anatec Ltd, Environmental Resources Management,

8 18

6. ANEXOS




Teesside 17 Entec UK ltd, 2 18

West of Duddon Sands

14 Anatec ltd, 15 17

Gwynt y Môr 48 Ocean Marine Services ltd 13 33

Ormonde 47 Synergy Marine, Anatec ltd, NFFO Services ltd 10 17

Sheringham Shoal 53 Royal Haskoning Nederland B.V., Gardline Environmental Limited, Anatec ltd

23 23

London Array Phase I 60 ABP Marine Environmental Research ltd, Anatec ltd, Metoc plc,

20 23

Walney Phase 2 41 Titan Environmental surveys, Anatec Ltd, NIRAS 14 30

Lincs 47 Anatec ltd, SGS 9 10

Burbo Bank 49 Anatec Ltd, NIRAS 6 6

Greater Gabbard 79 Anatec ltd, PMSS 36 20

Inner Dowsing 48 Anatec ltd, Glid Wind Farms Topco ltd, Centrica Renewable Energy group

6 6

Kentish Flats 41 PMSS, Vattenfall Europe 10 5

Lynn 46 Anatec ltd, Glid Wind Farms Topco ltd 5 6

North Hoyle 39 PMSS, Ocean Marine Services ltd 7 7

Rhyl Flats 38 PMSS, Ocean Marine Services ltd 8 6

Robin Rigg 53 Anatec ltd, PMSS, 11 12

Thanet 64 Royal Haskoning Nederland, Gardline Hydro, 12 23

Barrow 56 NFFO Services limited, NIRAS, PMSS 15 16

Scroby Sands 37 Gardline Environmental limited 2 8

Blyth 17 E.ON Renewable UK, PMSS, AMEC wind energy 1 6

6. ANEXOS




Beatrice Demonstration

21 BMT Renewables 23 45

Walney Phase 1 49 NIRAS 14 19

Gunfleet Sands I + II 48 RPS Group plc 7 2


Figura 9 Ejemplo asiento libro diario investigación externa

Debe Haber

XX (620) Gastos de investigación y desarrollo del ejercicio

A (5) Tesorería o deudas

XX

XX (200) Investigación, (201) Desarrollo

A (730) Trabajos realizados para el inmovilizado intangible

XX

Figura 10 Cuenta de resultados simplificada central eólica marina

Ventas + V

Costes variables

(como % del PEM)

Materia prima - 0

O & M - 0.25

Resultado bruto V-0.25*PEM

Costes fijos

(como % del PEM)

Gastos generales - 0

Alquileres - 0

Seguros - 0.08

Resultado antes de intereses e impuestos BAIT

V-0.33*PEM

Intereses - 0.07

Amortización - 1

Resultado antes de impuestos BAI V-1.4*PEM

Impuestos - Imp

Resultado Neto V-Imp-1.4*PEM

6. ANEXOS


Figura 11. Balance tipo

Activo Pasivo

Activo no corriente Inmovilizado Capitales

permanentes

Pasivo no

corriente

Activo corriente Existencias Fondo de

maniobra

Deuda a

corto

Pasivo

corriente

Realizable disponible

Figura 13 AMFE exposición y probabilidad

Combinación E*p E =Exposición

1 2 3

P= Probabilidad.

1 1 2 3

2 2 4 6

3 3 6 9

6. ANEXOS


Figura 14 AMFE número de prioridad de riesgo NPR

NPR Severidad

E*p

1 2 3

1 1 2 3

2 2 4 6

3 3 6 9

4 4 8 12

6 6 12 18

9 9 18 27

Figura 15 AMFE causas más relevantes

Rótulos de fila Suma de %

Estudio de impacto ambiental deficiente 44,0%

Otros 15,3%

Selección inadecuada 13,4%

Estudio deficiente 10,1%

Propuesta insuficiente 4,8%

Sobrevaloración 3,9%

Subvaloración 3,9%

Propuesta excesiva 3,9%

Estudio deficiente 0,7%

Total general 100%

Figura 16. Distribución típica de costes planta eólica marina I

Concepto % % acumulado

Turbina 45 45

Estructura 25 70

Captura de energía 13 83

Transmisión de energía 8 91

6. ANEXOS


Figura 16. Distribución típica de costes planta eólica marina I


Instalación 7 98

Gestión del proyecto 2 100

Fuentes: offshore Wind Energy research project portal

Figura 17. Distribución típica de costes planta eólica terrestre


Turbina 64 64

Cimentación 16 80

Conexión a la red 11 91

Planificación y otros 9 100

Fuentes: offshore Wind Energy research project portal

Figura 18. Distribución típica de costes planta eólica marina II


Turbina 33 33

Estructura 24 57

Operación y mantenimiento 23 80


Gestión 2 97

Desmontaje 3 100

Fuente: Esteban Pérez (2009)

Figura 19. Distribución típica de costes planta eólica marina III


Turbina 58 58

6. ANEXOS


Figura 19. Distribución típica de costes planta eólica marina III


Estructura 16 74


Gestión y otros 9 94

Cimentación 6 100

Fuente: Cockerill (1997)

Figura 20. Distribución típica de costes planta eólica marina flotante


Anclaje 28 28

Soporte flotante 19 47

Turbina 18 65

Cableado 15 80

Instalación 10 90

Gestión y otros 10 100

Fuente: Cockerill (1997)

Figura 21. Coste y profundidad I

Profundidad (m) Coste (M€) Aproximación (M€)

5 0.89 0.90

10 0.94 1

15 1.15 1.09

20 1.24 1.19

25 1.31 1.29

30 1.33 1.39

Fuente: Cockerill (1997) y Eurostat

6. ANEXOS


Figura 22. Coste y profundidad II

Figura 23. Coste y número de máquinas I

Número turbinas Coste (M€)/u Aproximación (M€)

25 0.381 0.360

50 0.329 0.331

75 0.303 0.316

100 0.298 0.305

125 0.292 0.297

150 0.287 0.29

175 0.285 0.285

200 0.284 0.281

225 0.282 0.277

250 0.280 0.273

275 0.277 0.270

300 0.275 0.267

Fuente: Cockerill (1997) y Eurostat

y = 0,0195x + 0,8018R² = 0,9313

0,60

0,70

0,80

0,90

1,00

1,10

1,20

1,30

1,40

5 10 15 20 25 30 35

co

ste

(M

€)

profundidad (m)

coste (M€)

regresión

6. ANEXOS


Figura 24. Coste y número de máquinas II

y = 0,53x-0,12

R² = 0,92

0,20

0,22

0,24

0,26

0,28

0,30

0,32

0,34

0,36

0,38

0,40

25 125 225

cost

e (M

€)

número de máquinas

coste (M€)

regresión

6. ANEXOS


Figura 25. Coste y distancia

Figura 26 Mapa eólico general (IDAE)

y = 0,0007x + 0,1201R² = 0,9852

0,00

0,05

0,10

0,15

0,20

0,25

0 50 100 150

cost

e (M

€)

distancia (km)

coste (M€)

regresión

6. ANEXOS


Figura 27Mapa eólico Galicia (IDAE)

Figura 28. Red de boyas litoral gallego

6. ANEXOS


Figura 29 Régimen oleaje Langosteira

6. ANEXOS


Figura 30-a. Costes de producción unitarios y potencia global

Figura 30-b. Costes de producción unitarios y diámetro turbina

8,080

8,100

8,120

8,140

8,160

8,180

8,200

8,220

8,240

50 100 150 200 250 300 350

cost

e p

rod

ucc

ión

un

itar

io(c€

/kW

h)

potencia nominal del parque (MW)

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

11,000

100,0 110,0 120,0 130,0 140,0 150,0

cost

e p

rod

ucc

ión

un

itar

io(c€

/kW

h)

diémtro turbina (m)

6. ANEXOS


Figura 30-c. Costes de producción unitarios y velocidad del viento

Figura 31. TIR

7,000

7,500

8,000

8,500

9,000

9,500

10,000

10,500

11,000

6,00 6,50 7,00 7,50 8,00

cost

e p

rod

ucc

ión

un

itar

io(c€

/kW

h)

velocidad del viento (m/s)

coste unitario c€/kWh

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

100 150 200 250 300 350

TIR

potencia nominal del parque (MW)

TIR

6. ANEXOS


Figura 32. REE infraestructura general

Figura 33. REE infraestructura noroeste

6. ANEXOS


Figura 34. Desarrollo previsto REE Galicia I

CCAA Origen Galicia

CCAA Fin Asturias

Subestación origen Boimente

Subestación fin Pesoz

Tensión en kV 400

Tipo Nueva

Longitud en km 14

Capacidad mínima de transporte MVA 1820

Fuente Secretaría General de Energía

Figura 35 Desarrollo previsto REE Galicia II

6. ANEXOS


Figura 36 Carga máxima líneas 400kV

Figura 37. Relación tierra/mar áreas eólicas

6. ANEXOS


Figura 38. Plataforma continental Europa occidental

Figura 39. Carta náutica La Coruña

6. ANEXOS


Figura 40. Descripción superficie litoral español

Costa Inicio Fin Sup. tot.

(Km2)

Sup. mar.

(Km2)

Sup100

(Km2)

% <100

Cantábrico Higuer Cambados 136004 76163 14621 0.1919

Cataluña Tortosa Creus 61820 35237 5997 0.1702

Levante Palos Tortosa 61820 35237 22692 0.6440

Sur S.L.Barrameda Palos 136004 77522 10212 0.1317

Figura 41. Datos carta náutica Mediterráneo

6. ANEXOS


Figura 42. Comprobación NOAA y carta Mediterráneo

Figura 43. Muestreo puntos litoral Cantábrico Punto Prof. Dist.

1 -49 5.3

2 -48 4.9

3 -50 3.4

4 -52 5.9

5 -49 2.7

6 -50 3

7 -50 2.5

8 -51 4.6

9 -50 2.8

10 -49 4.5

11 -50 4.1

12 -49 4.3

13 -52 2.7

14 -51 3.1

15 -49 4.2

16 -49 3.4

6. ANEXOS


Figura 44. Muestreo puntos litoral Cantábrico II

Figura 45 Mayor entrada puerto La Coruña

6. ANEXOS


Figura 46. Detalle red viaria puerto La Coruña

6. ANEXOS


Figura 47. Zonas viables área La Coruña

6. ANEXOS


ANEXO II. AMFE

Los trámites considerados son:

sol. reserva = solicitud de reserva de zona

cont.caract = contenidos de la caracterización de área eólica marina

concurrencia = procedimiento de concurrencia

EsIA invest. = estudio de impacto ambiental del proyecto de investigación

zonas cond. = criterios partiuclares según EEAL

aut.instalación = solicitud de autorización de instalación de producción eléctrica

EsIA inst. = estudio de impacto ambiental del proyecto de explotación

Costas = solicitud de dominio público marítimo terrestre

AMFE de condicionantes para el desarrollo eólico marino en España

Id Trámite requisito causa exp. modo de fallo prob. efecto sev. NPR

1 sol. reserva sup+poligonal selección inade-cuada

2 alto Imp.Amb. 3 pérdida reser-va

3 18


2 escaso recurso 2 rentabilidad baja

2 8


2 sobrecoste 2 rentabilidad baja

2 8


2 alto Imp.Amb. 3 rentabilidad baja

1 6

5 sol. reserva nº y pot. turb. prop. excesiva 2 alto Imp.Amb. 3 rentabilidad baja

1 6

6 sol. reserva nº y pot. turb. prop.insuficiente 2 sobrecoste 2 rentabilidad baja

2 8

7 sol. reserva est. recurso prop. excesiva 1 sobrevaloración 3 rentabilidad baja

2 6

8 sol. reserva est. recurso prop.insuficiente 1 sobrecoste 3 rentabilidad baja

2 6

9 sol. reserva est.producc. prop. excesiva 1 sobrevaloración 3 rentabilidad baja

2 6

10 sol. reserva est.producc. prop.insuficiente 1 sobrecoste 3 rentabilidad baja

2 6

11 sol. reserva est. Viabilidad sobrevaloración 3 sobrevaloración 3 rentabilidad baja

2 18

12 sol. reserva est. Viabilidad subvaloración 3 sobrecoste 3 rentabilidad baja

2 18

13 sol. reserva compat. humana y marit. selección inade-cuada


3 27

14 cont.caract. efec. pesca EsIa defte. 3 alto Imp.Amb. 3 rentabilidad baja

1 9

15 cont.caract. efec. flora/fauna EsIa defte. 3 alto Imp.Amb. 1 rentabilidad baja

1 3

16 cont.caract. efec. aves EsIa defte. 3 alto Imp.Amb. 1 rentabilidad baja

1 3

17 cont.caract. efec. nav. mar EsIa defte. 3 alto Imp.Amb. 2 rentabilidad baja

1 6

18 cont.caract. efec. nav. aer. EsIa defte. 3 alto Imp.Amb. 1 rentabilidad baja

1 3

6. ANEXOS


19 cont.caract. efec. turism. patrim. paisaj.

EsIa defte. 3 alto Imp.Amb. 1 rentabilidad baja

1 3

20 cont.caract. efec. fondo EsIa defte. 3 alto Imp.Amb. 1 rentabilidad baja

1 3

21 cont.caract. efec. playas EsIa defte. 3 alto Imp.Amb. 1 rentabilidad baja

1 3

22 cont.caract. efec. din. lit. EsIa defte. 3 alto Imp.Amb. 1 rentabilidad baja

1 3

23 cont.caract. efec. zonas prot.esp. EsIa defte. 3 alto Imp.Amb. 3 rentabilidad baja

1 9

24 cont.caract. efec. yac.miner. EsIa defte. 3 alto Imp.Amb. 1 rentabilidad baja

1 3

25 cont.caract. efec. segur.y defensa EsIa defte. 3 alto Imp.Amb. 1 rentabilidad baja

1 3

26 cont.caract. efec. servicios submari-nos


1 3

27 cont.caract. otros EsIa defte. 3 alto Imp.Amb. 1 rentabilidad baja

1 3

28 concurrencia capacidad promotor otros 1 incumplimiento 3 pérdida con-currencia

3 9

29 concurrencia pot.max.caract.área estudio dfte. 1 propuesta defi-ciente

2 pérdida con-currencia

3 6

30 concurrencia oferta prima estudio defte. 3 propuesta defi-ciente


3 27

31 concurrencia prev.h.equiv.operación estudio defte. 1 estudio defte. 2 pérdida con-currencia

3 6

32 concurrencia tec. estab.sist. elect. estudio defte. 1 propuesta defi-ciente


3 9

33 concurrencia imp.econ.medioamb.y soc.

estudio defte. 2 propuesta defi-ciente


3 18

34 concurrencia maximización pot.posible

estudio defte. 2 propuesta defi-ciente


3 18

35 concurrencia imp. navegación estudio defte. 2 propuesta defi-ciente


3 12

36 concurrencia otros estudio defte. 1 propuesta defi-ciente


3 3

37 EsIA invest. pyto. Básico+ recur-sos/emisiones


1 3

38 EsIA invest. pyto. Básico+ recur-sos/emisiones

EsIa defte. 1 retrasos admin. 2 pérdida reser-va

3 6

39 EsIA invest. est. altern.+justif. EsIa defte. 2 alto Imp.Amb. 3 rentabilidad baja

1 6

40 EsIA invest. est. altern.+justif. EsIa defte. 2 retrasos admin. 2 pérdida reser-va

3 12

41 EsIA invest. medidas acc. Significati-vas


1 6

42 EsIA invest. medidas acc. Significati-vas


3 12

43 EsIA invest. prog.vigil.ambiental EsIa defte. 2 alto Imp.Amb. 3 rentabilidad baja

1 6

44 EsIA invest. prog.vigil.ambiental EsIa defte. 2 retrasos admin. 2 pérdida reser-va

3 12

45 EsIA invest. doc.síntesis EsIa defte. 2 alto Imp.Amb. 3 rentabilidad baja

1 6

46 zonas cond. prev. reserv.marina EsIa defte. 1 alto Imp.Amb. 3 rentabilidad baja

1 3

47 zonas cond. prev. reserv.marina EsIa defte. 1 retrasos admin. 2 pérdida reser-va

3 6

48 zonas cond. interés pesquero EsIa defte. 1 alto Imp.Amb. 3 rentabilidad baja

1 3

49 zonas cond. interés pesquero EsIa defte. 1 retrasos admin. 2 pérdida reser-va

3 6

50 zonas cond. Posidonea EsIa defte. 2 alto Imp.Amb. 3 rentabilidad baja

1 6

6. ANEXOS


51 zonas cond. Posidonea EsIa defte. 2 retrasos admin. 2 pérdida reser-va

3 12

52 zonas cond. almadrabas EsIa defte. 1 alto Imp.Amb. 3 rentabilidad baja

1 3

53 zonas cond. almadrabas EsIa defte. 1 retrasos admin. 2 pérdida reser-va

3 6

54 zonas cond. bajamar -10m, EsIa defte. 2 alto Imp.Amb. 3 rentabilidad baja

1 6

55 zonas cond. bajamar -10m, EsIa defte. 2 retrasos admin. 2 pérdida reser-va

3 12

56 zonas cond. prev. ZEPA EsIa defte. 1 alto Imp.Amb. 3 rentabilidad baja

1 3

57 zonas cond. prev. ZEPA EsIa defte. 1 retrasos admin. 2 pérdida reser-va

3 6

58 zonas cond. yacimientos declarados EsIa defte. 1 alto Imp.Amb. 3 rentabilidad baja

1 3

59 zonas cond. yacimientos declarados EsIa defte. 1 retrasos admin. 2 pérdida reser-va

3 6

60 zonas cond. detalles EsIA esp EsIa defte. 3 alto Imp.Amb. 3 rentabilidad baja

1 9

61 zonas cond. detalles EsIA esp EsIa defte. 3 retrasos admin. 2 pérdida reser-va

3 18

62 RD 1955/2000

pers.jurid.prop. otros 1 propuesta defi-ciente

2 pérdida reser-va

3 6

63 RD 1955/2000

razón en España otros 1 propuesta defi-ciente

2 pérdida reser-va

3 6

64 RD 1955/2000

obj.excl.prod.elect. otros 1 propuesta defi-ciente

1 pérdida reser-va

3 3

65 RD 1955/2000

no UTE otros 1 propuesta defi-ciente

3 pérdida reser-va

3 9

66 RD 1955/2000

ejerc.mín.3 ult.años otros 1 propuesta defi-ciente

2 pérdida reser-va

3 6

67 RD 1955/2000

25% ejerc.min.3 últ.años otros 1 propuesta defi-ciente

2 pérdida reser-va

3 6

68 RD 1955/2000

asist.técn. otros 2 propuesta defi-ciente

2 pérdida reser-va

3 12

69 RD 1955/2000

acreditación viabilid. otros 1 propuesta defi-ciente

2 pérdida reser-va

3 6

70 aut.instalación sup+poligonal selección inade-cuada


3 12


2 escaso recurso 2 rentabilidad baja

2 8


2 sobrecoste 3 rentabilidad baja

2 12


2 alto Imp.Amb. 3 rentabilidad baja

1 6

74 aut.instalación nº y pot. turb. prop. excesiva 2 alto Imp.Amb. 3 rentabilidad baja

1 6

75 aut.instalación nº y pot. turb. prop.insuficiente 2 sobrecoste 3 rentabilidad baja

2 12

76 aut.instalación est. recurso prop. excesiva 1 sobrevaloración 3 rentabilidad baja

2 6

77 aut.instalación est. recurso prop.insuficiente 1 sobrecoste 3 rentabilidad baja

2 6

78 aut.instalación est.producc. prop. excesiva 1 sobrevaloración 3 rentabilidad baja

2 6

79 aut.instalación est.producc. prop.insuficiente 1 sobrecoste 3 rentabilidad baja

2 6

80 aut.instalación est. Viabilidad sobrevaloración 3 sobrevaloración 3 rentabilidad baja

2 18

81 aut.instalación est. Viabilidad subvaloración 3 sobrecoste 3 rentabilidad baja

2 18

82 aut.instalación compat. humana y marit. selección inade-cuada


3 18

6. ANEXOS


83 EsIA inst. pyto. Básico+ recur-sos/emisiones


1 6

84 EsIA inst. pyto. Básico+ recur-sos/emisiones


3 18

85 EsIA inst. est. altern.+justif. EsIa defte. 3 alto Imp.Amb. 3 rentabilidad baja

1 9

86 EsIA inst. est. altern.+justif. EsIa defte. 3 retrasos admin. 3 pérdida reser-va

3 27

87 EsIA inst. medidas acc. Significati-vas


1 9

88 EsIA inst. medidas acc. Significati-vas


3 27

89 EsIA inst. prog.vigil.ambiental EsIa defte. 2 alto Imp.Amb. 3 rentabilidad baja

1 6

90 EsIA inst. prog.vigil.ambiental EsIa defte. 2 retrasos admin. 3 pérdida reser-va

3 18

91 EsIA inst. doc.síntesis EsIa defte. 2 alto Imp.Amb. 3 rentabilidad baja

1 6

92 Costas memoria justif.descrip. otros 2 propuesta defi-ciente

3 pérdida reser-va

3 18

93 Costas declar.cumplimiento regl.

otros 2 propuesta defi-ciente

2 pérdida reser-va

3 12

94 Costas EsIA específico EsIa defte. 3 alto Imp.Amb. 3 pérdida reser-va

3 27

95 Costas EsIA específico EsIa defte. 3 propuesta defi-ciente

2 pérdida reser-va

3 18

96 Costas plan ejec. otros 2 propuesta defi-ciente

2 pérdida reser-va

3 12

97 Costas planos y fotog. otros 2 propuesta defi-ciente

2 pérdida reser-va

3 12

98 Costas presup.ejec.mat. otros 2 propuesta defi-ciente

2 pérdida reser-va

3 12

99 Costas rentabilidad otros 2 infravaloración 2 pérdida reser-va

3 12

6. ANEXOS


ANEXO III. RESOLUCIÓN CASO

6. ANEXOS


TIR TIR 0,06

vida útil (años) 20,00

PEM 36,02

total coste 57,64

coste anual 2,88

ventas 120,53

ventas anual 6,03

flujo anual 3,14

año 0 -36,02

1 3,14

2 3,14

3 3,14

4 3,14

5 3,14

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14 3,14

15 3,14

16 3,14

17 3,14

18 3,14

19 3,14

20 3,14

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Tesis doctoral David Herce Ezquerro

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