Estudio de Implantación de un Parque Eólico Marino Flotante en la costa de Gran Canaria

i Equation Chapter 1 Section 1 Proyecto Fin de Carrera Ingeniería de la Energía Estudio de Implantación de un Parque Eólico Marino Flotante en la costa de Gran Canaria Autor: Sergio Torres Sánchez Tutor: Javier Serrano González Dpto. Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2023 ii Estudio de Implantación de un Parque Eólico Marino Flotante en la costa de Gran Canaria iii Proyecto Fin de Carrera Ingeniería de la Energía Estudio de Implantación de un Parque Eólico Marino Flotante en la costa de Gran Canaria Autor: Sergio Torres Sánchez Tutor: Javier Serrano González Profesor titular Dpto. de Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2023 iv Estudio de Implantación de un Parque Eólico Marino Flotante en la costa de Gran Canaria v Proyecto Fin de Carrera: Estudio de Implantación de un Parque Eólico Marino Flotante en la costa de Gran Canaria Autor: Sergio Torres Sánchez Tutor: Javier Serrano González El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: Acuerdan otorgarle la calificación de: Sevilla, 2023 El Secretario del Tribunal vi Estudio de Implantación de un Parque Eólico Marino Flotante en la costa de Gran Canaria vii A mi familia A mis maestros viii Estudio de Implantación de un Parque Eólico Marino Flotante en la costa de Gran Canaria ix Agradecimientos Quiero agradecer a todas las personas que me han acompañado todos estos años, que de una forma u otra han contribuido con su granito de arena a que este proyecto ponga el punto final a una etapa, dando pie a otras que seguro compartiré con muchos de ellos. A vosotros mamá, papá y Jaime por no dejar que me rindiese en los malos momentos en los que creía que no podía más y haber aguantado todos estos años en los que la carrera parecía que no tenía fin. A mis abuelos que, aunque no todos vayan a poder ver el final del camino, estoy seguro de que se sentirían orgullosos de un nieto que les tenía un inmenso cariño, y en especial a mi abuela porque si no fuera por ese ventilador que más de una vez he maldecido, nada de esto hubiera pasado. A los compañeros y amigos que he hecho tanto en la universidad como fuera de ellos, con los que espero poder seguir disfrutando de risas y momentos únicos. Y como no podía ser de otra manera, gracias a ti Virginia, por ser mi apoyo constante y convertirte en un pilar fundamental tanto en los buenos como en los malos momentos. De corazón, gracias a todos. Sergio Torres Sánchez Sevilla, 2023 xvi ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1: Desglose por tipo de energía primaria a nivel mundial 2021. 19 Figura 2: Desglose por tipo de energía a nivel mundial 2021. 20 Figura 3: LCOE fuentes renovables periodo 2010-2021. 22 Figura 4: Generación de fuentes renovables en diversas áreas globales. 22 Figura 5: Desglose de producción eléctrica por fuentes renovables mundial. 23 Figura 6: Porcentaje sobre la generación eléctrica total de las fuentes renovables por países. 24 Figura 7: Desglose porcentual de la energía generada por fuentes en España. 25 Figura 8: Potencia renovable instalada en España. 26 Figura 9: Distribución de generación eléctrica por tecnología en España. 26 Figura 10: Primer aerogenerador desarrollado por Charles F. Brush. 27 Figura 11: Evolución del tamaño y potencia de los aerogeneradores hasta la actualidad. 28 Figura 12: Desglose de generación por tecnología en la Unión Europea OECD. 28 Figura 13: Generación renovable nacional por tecnología. 29 Figura 14: Potencial técnico de la eólica marina frente a la demanda eléctrica anual del año 2018. 30 Figura 15: Densidad media de potencia del viento para alturas de 100 metros. 31 Figura 16: Batimetría de las costas europeas. 31 Figura 17: Demarcaciones del litoral español recogidos en el POEM. 34 Figura 18: Zonas ZAPER demarcación Noratlántica. 35 Figura 19: Zonas ZAPER demarcación Levantino-balear. 36 Figura 20: Zonas ZAPER demarcación Estrecho y Alborán. 37 Figura 21: Zonas ZAPER demarcación Estrecho y Alborán. 37 Figura 22: Batimetría demarcación noratlántica. 39 Figura 23: Velocidad media viento demarcación noratlántica. 40 Figura 24: Batimetría demarcación noratlántica. 40 Figura 25: Velocidad media viento demarcación Levantino-Balear. 41 Figura 26: Velocidad media viento demarcación Estrecho y Alborán. 41 Estudio de Implantación de un Parque Eólico Marino Flotante en la costa de Gran Canaria xvii Figura 27: Batimetría demarcación Canaria. 42 Figura 28: Velocidad media viento demarcación Canaria. 42 Figura 29: Batimetría y recurso eólico parcela TEN-1. 43 Figura 30: Batimetría y recurso eólico parcela GC-1. 45 Figura 31: Sistema eléctrico costa este isla de Tenerife. 46 Figura 32: Sistema eléctrico costa este isla de Gran Canaria. 47 Figura 33: Cimentaciones fijas eólica marina. 49 Figura 34: Estructuras flotantes eólica marina. 50 Figura 35: Dirección proporcionales de viento para emplazamiento escogido. 52 Figura 36: Coste representativo desglosado sobre el LCOE total de eólica marina flotante. 58 Figura 37: Costes $/KW instalado desglosado de eólica marina flotante. 58 Figura 38: Gráfica representativa del payback para los 3 escenarios planteados previos impuestos. 62 Figura 39: Gráfica representativa del payback para los 3 escenarios planteados. 66 xviii Notación OPex: Costes operacionales. CAPex: Costes de implantación. FCR: Fixed charge rate. AEP: Producción eléctrica anual. VAN: Valor anual neto. TIR: Tasa interna de retorno. LCOE: Coste normalizado de la energía. ZAPER: Zona de alto potencia para las energías renovables. BAI: Beneficio antes de impuestos. 19 1 INTRODUCCIÓN ebido al continuo crecimiento de la demanda energética en el mundo, y las innegables consecuencias que tiene el cambio climático en nuestro planeta, surge la necesidad de modificar el sistema de generación eléctrica, transicionando hacia tecnologías más respetuosas con el medio ambiente. Fuentes primarias como el petróleo, el carbón o el gas natural empleado a escalas industriales en todo el planeta han demostrado la inviable continuidad de esta forma de producción a medio y largo plazo si queremos que la situación climatológica mundial se revierta. Paralelamente y con el mismo propósito es indispensable el desarrollo no solo de tecnologías de generación más limpias, si no a su vez de mejorar la eficiencia de las mismas y de desacelerar o en la medida posible reducir el consumo energético en el mundo. La energía eléctrica se ha convertido desde hace décadas en una fuente energética indispensable del mundo (10% del total); alimenta o es indispensable, para el funcionamiento de toda la tecnología moderna y colateralmente para la producción energéticas obtenidas del resto de fuentes. En la Figura 1 se puede observar la división de fuentes de energía primaria consumidas actualmente: Figura 1: Desglose por tipo de energía primaria a nivel mundial 2021. [Fuente: EnerData] D Introducción 20 A su vez, cobra vital importancia la forma de obtención de dicha energía eléctrica. No tendría lógica que dicha electricidad hubiese sido producida a partir de fuentes fósiles que conllevarían el nulo progreso hacia el culmen de un abastecimiento energético sostenible. Esta problemática ha mejorado en el final del pasado siglo y en el actual, pero dicha energía eléctrica completamente limpia aún solo representa alrededor del 26,49% del total a nivel global como se puede observar en la Figura 2. Figura 2: Desglose por tipo de energía a nivel mundial 2021. [Fuente: International Energy Agency] Es por ello que desde hace décadas los países han invertido cada vez más en lograr un conjunto de fuentes de producción energética que logren descarbonizar el abastecimiento de electricidad, basándose principalmente en tecnologías semilimpias como la nuclear, donde aún se da el inconveniente de los residuos radioactivos, o tecnologías completamente limpias como son las energías renovables de diversos tipos; de fuentes solares como la fotovoltaica o la termo solar, de fuentes hidráulicas como son las centrales hidroeléctricas, fuentes orgánicas como la biomasa, o la energía eólica, objeto de estudio de este proyecto. La energía eólica es una de las energías más antiguas empleadas por el hombre. Lo que en un principio fue un invento para aprovechar los vientos en zonas rurales de Afganistán del siglo VII para moler grano, se ha convertido en la fuente que suministra el 6% de la demanda eléctrica a nivel global. Por definición la energía eólica es la energía que se obtiene a partir del viento, es decir, es el aprovechamiento de la energía cinética de las masas de aire. La energía del viento está relacionada con el movimiento de las masas de aire que se desplazan desde zonas de alta presión atmosférica hacia zonas adyacentes de menor presión, con velocidades proporcionales al gradiente de presión y así poder generar energía. Su aprovechamiento ha variado desde su aparición hace 1400 años, y aunque en el siglo pasado fuese relevante su uso para bombeo de agua en las actividades agrícolas y ganaderas, en la actualidad la mayoría de la explotación de la energía eólica en el mundo es para producción eléctrica. Dentro de sus variantes se encuentran las centrales on-shore o situadas en tierra firme, donde en general las mejores zonas de vientos se encuentran en la costa debido a las corrientes térmicas entre el mar y la tierra, las grandes llanuras continentales, por razones parecidas, y las zonas montañosas, donde se producen efectos de aceleración local. Estudio de Implantación de un Parque Eólico Marino Flotante en la costa de Gran Canaria 21 En el otro lado, encontramos la energía eólica off-shore o marina, situada en mares y océanos donde el relieve de la superficie es mínimo y es más eficiente el aprovechamiento de la energía del viento, en parte por el aumento de las dimensiones y consecuente potencia de los aerogeneradores instalados al no provocar ruido o impacto visual cercanos a núcleos urbanos. Pero es en este tipo de emplazamiento, donde el tipo y sobre todo el coste de la forma de cimentación en el lecho marino supone el mayor obstáculo a esta tecnología. Como se podrá observar en puntos más adelantes, la batimetría del fondo marino en la zona de implantación es un factor determinante para la viabilidad económica de la eólica off-shore. Por esta razón España, aún situándose como uno de los líderes de la eólica on-shore en el panorama mundial, por el rápido aumento de la profundidad del lecho marino cuando nos distanciamos de la costa, imposibilita los actuales sistemas de cimentación fija al lecho marino. Esto genera que nuestro país se sitúe en la cola del resto de países europeos, en especial los situados en la zona del Mar Báltico. Con el desarrollo de la eólica off-shore flotante, esta tecnología brinda la oportunidad de implantar parques eólicos en zonas de mayor profundidad y abriendo una nueva frontera para aumentar la integración de energías renovables como principal forma de producción energética. 1.1 Situación de las energías renovables Las energías renovables son un recurso limpio e inagotable de energía proveniente de diversas fuentes como el sol, la energía cinética del agua o del aire, la biomasa, etc. Se les denomina inagotables porque se obtienen de energías naturales virtualmente inagotables, ya sea por la inmensa cantidad de energía que contienen, o porque son capaces de regenerarse por medios naturales. La diferencia principal que tiene respecto a sus competidores como son los combustibles fósiles, es la nula producción de gases de efecto invernadero como es el CO2 o emisiones contaminantes durante el proceso de generación eléctrica. Desde finales del pasado siglo y comienzos de este, el desarrollo e implantación de tecnologías de energías renovables ha crecido enormemente debido principalmente a dos razones: la promoción de los propios gobiernos nacionales de disminuir la generación eléctrica a partir de fuentes no renovables y el abaratamiento de la energía producida por las diversas fuentes renovables por el puro desarrollo de la tecnología y la escalabilidad de los proyectos. En la Figura 3 podemos observar como el LCOE (Levelized Cost of Energy) se ha reducido enormemente para tecnologías como la solar fotovoltaica (88,49%), la eólica on-shore (67,64%) o la eólica offshore (60,10%). Figura 3: LCOE fuentes renovables periodo 2010-2021 [Fuente: International Renewable Energy Agency] Introducción 22 Estos dos factores han provocado el continuo crecimiento de las tecnologías renovables a nivel global, donde el volumen de energía generada por fuentes renovables ha alcanzado los 9398,4 TWh en el año 2023, un aumento del 69,4% con respecto al año 2000. Este crecimiento es acentuado en zonas o áreas de mayor desarrollo económico, donde los sectores energéticos gozan del músculo económico para fomentar dicha transición energética. Estos crecimientos son palpables en los aumentos específicamente de Europa, Asia, Norte de África y Medio Oriente o Norte América como se observa en la Figura 4. Figura 4: Generación de fuentes renovables en diversas áreas globales [Fuente: International Energy Agency] Si hacemos un desglose por tecnologías renovables, encontramos una clara concordancia entre el abaratamiento de las tecnologías solares y eólicas dentro y el espectro de crecimiento. A pesar de esta reducción de costes, el primer lugar sigue siendo ocupado por la energía hidroeléctrica a nivel global, habiendo duplicado su producción en el periodo 2000-2020, fomentado principalmente en las enormes inversiones realizadas en el continente asiático o latinoamericano, que cuentan con cuencas hidrográficas de enormes caudales, permitiendo la instalación de gigantescas centrales hidroeléctricas como la Presa de Las 3 Gargantas en la cuenca del rio Yangtsé o la Presa de Itaipú, en la frontera entre Brasil y Paraguay. Estudio de Implantación de un Parque Eólico Marino Flotante en la costa de Gran Canaria 23 A pesar de ello, el aumento del desarrollo, reducción de coste y la inversión en energías como la solar o la eólica han modificado enormemente el mix energético de renovables en los últimos años, pasando cada una de estas de representar en el 2000 el 0,028 % y 1,11 % respectivamente, a alcanzar el 14,58% y 25,08%. En la Figura 5 observamos este desarrollo gráficamente. Figura 5: Desglose de producción eléctrica por fuentes renovables mundial [Fuente: International Energy Agency] Esta situación ha llevado a que un importante número de países tengan al conjunto de energías renovables como su principal fuente de generación de energía eléctrica. Casos como el de Noruega en la que la generación renovable representa el 99% del total de la generación, demuestran el verdadero potencial y la posibilidad real de lograr una generación completamente limpia y sostenible, aunque esta se base fundamentalmente en la energía hidroeléctrica. Otros países como es el caso de España, que se sitúa en el top 10 de países en porcentaje de generación renovable dentro de su mix (Figura 6), cuentan de forma más diversificada, lo cual es igualmente positivo, con un enorme potencial para alcanzar dicho 100% de generación limpia. Figura 6: Porcentaje sobre la generación eléctrica total de las fuentes renovables global. [Fuente: EnerData] Introducción 24 1.1.1 Situación de las renovables en España En el panorama nacional, la inercia tomada por las renovables es la misma que en el resto del mundo; energías como la hidroeléctrica, desde el pasado siglo fundamental para la generación eléctrica, junto con el aumento de implantación de parques de fuentes solares, tanto fotovoltaicos como termo solares (algunos innovadores en su día como la central solar de concentración PS10 de Abengoa en Sanlúcar la Mayor) y centrales eólicas on-shore, sitúan a España en la cabecera de países con mayor implantación y desarrollo de energías renovables en el mundo. A comienzos de siglo, la principal fuente renovable era la hidroeléctrica, situándose en alrededor del 18% de la generación nacional, pero la práctica nula existencia de otras fuentes renovables provocaban que el mix estuviese fuertemente arraigado al empleo de combustibles fósiles para complementar dicha generación. Si bien la hidroeléctrica ya contaba con un porcentaje importante, fuentes no renovables como el carbón suponían una tremenda fuente de contaminación con un 36,6 %, u otras como el gas natural o el petróleo un 9,1 % y 10,2 %. Figura 7: Desglose porcentual de la energía generada por fuentes en España [Fuente: International Energy Agency] Debido al cambio de rumbo adoptado por la mayoría de países, en los que se incluye España, a partir de los diferentes tratados climáticos como el Protocolo de Kioto o el Acuerdo de París, la mayoría de gobiernos mundiales, en mayor o menor medida, empiezan a transicionar ciertos sectores de su economía para intentar adaptarse a las medidas propuestas. España firma ambos convenios y desde comienzos de los 2000 ha promovido mediante beneficios fiscales y legislación adaptada a las nuevas tecnologías, la implantación de energías renovables para lograr la descarbonización del sector de la generación eléctrica. Hasta el año 2022 las renovables gozaban incluso de una retribución en función de la potencia y energía generada. En el periodo 2000-2022 con el abaratamiento de los costes de implantación debido junto al gran aumento del precio del MWh en el mercado eléctrico en los últimos años, tecnologías como la eólica y la fotovoltaica han crecido exponencialmente. Mientras en el año 2000 la capacidad de tecnologías renovables instalada era de 20,5 GW, en el año 2022 la capacidad se ha casi triplicado hasta los 74,6 %, y las expectativas para el año 2027 son de 124,5 GW en el caso de una inercia de crecimiento como el actual, y hasta 147,2 GW en los casos más favorables como Podemos ver en la Figura 8. Estudio de Implantación de un Parque Eólico Marino Flotante en la costa de Gran Canaria 25 Figura 8: Potencia renovable instalada en España [Fuente: International Energy Agency] Si atendemos a la producción individualizada de cada tecnología, basándonos en datos de Red Eléctrica de España, las energías renovables en el año 2022 generaron 116.683 GWh, es decir un 42,2%, a tan solo 15,5 puntos porcentuales de las fuentes no renovables, aunque cabe mencionar que años anteriores ha llegado a colocarse a tan solo 6 puntos porcentuales. Figura 9: Distribución de generación eléctrica por tecnología en España [Fuente: Red Eléctrica de España] 32 A diferencia de la ya mencionada área del Mar del Norte, a las pocas decenas de kilómetros de adentrarnos mar adentro en la costa española, la profundidad del lecho marino aumenta enormemente, imposibilitando la implantación de los parques eólicos instalados en países como UK o Alemania. Esto se debe principalmente a los enormes costes materiales que supondría el tipo de cimentación fijo empleado en estos países en la eólica off-shore. Es por esta razón, que para situaciones como la que se produce en el litoral español sea indispensable el empleo de cimentaciones o subestructuras flotantes con la meta de abaratar los costes y que la tecnología sea competitiva frente a sus hermanas terrestre o marina fija. Según el Anuario Eólico 2022 elaborado por la Asociación Empresarial Eólica, el desarrollo de este sector en España estaría ligado de manera inequívoca a la implantación de la eólica marina flotante. Según las previsiones, se espera que para 2030 la capacidad instalada oscile entre 1-3 GW de capacidad. Esto se debe no solo al potencial de ciertas zonas de nuestro litoral en lo referido a recurso eólico, si no que el sector eólico en España con empresas como Siemens Gamesa (líder global de capacidad instalada) o Navantia (una de las principales empresas de fabricación de estructuras de cimentación para instalación de eólica off-shore a nivel global) facilitan y abaratan aún más el desarrollo de esta tecnología en nuestro país. Conjuntamente, el despegue de la eólica off-shore en España conllevaría no solo una tremenda oportunidad para el ya puntero sector, sino también el consecuente auge de toda la cadena logística y productiva en otros sectores con los que existe sinergia directa o indirecta. Estudio de Implantación de un Parque Eólico Marino Flotante en la costa de Gran Canaria 33 2 OBJETIVOS DEL PROYECTO l objetivo del presente proyecto es el desarrollo completo de la implantación de un parque eólico marino flotante en la costa nacional siguiendo un proceso de análisis económico, legal y técnico que verifique la verdadera viabilidad del desarrollo de esta tecnología en nuestro país. Para dicho desarrollo se han acometido una serie de investigaciones y análisis, que han ido paso a paso modelando la realidad del parque objetivo. A modo de resumen podríamos dividir los pasos seguidos en la constatación del objetivo: • Zonas legislativamente habilitadas para el desarrollo de la eólica marina: El estado español recoge en un documento recientemente actualizado llamado Plan de Ordenación de los Espacios Marítimos, las zonas de uso prioritario y de alto potencial de las posibles actividades realizables en el ámbito marítimo de las 5 demarcaciones existentes en el litoral español. Dentro de este documento oficial se recogen las zonas habilitadas para la posible implantación de eólica marina. • Estudio de recurso eólico y batimetría de las posibles zonas habilitadas: Para el mayor rendimiento y viabilidad técnica del parque, se analiza mediante bases de datos ofrecidos por instituciones orientadas al estudio del sector, las zonas de mejor sinergia entre recurso eólico y profundidad del lecho marino. Se buscarán zonas con velocidades mayores a 6,5 m/s y profundidades lo mínimo posible para abaratar los costes de cimentación. • Accesibilidad del conexionado de la línea de evacuación: Estudio de la existencia de la infraestructura eléctrica necesaria para el viable conexionado del parque con el sistema de distribución del sistema eléctrico y trazado de la línea de evacuación. • Selección de aerogenerador y dimensionamiento del parque: Para la localización geográfica del parque, estudio de aerogenerador a implantar, dimensionamiento del parque y disposición de los aerogeneradores. • Cálculo de producción: En base a los datos del recurso eólico del emplazamiento y resto de decisiones de los puntos anteriores, estimación de la producción del parque durante su vida útil. • Análisis de beneficios generados, costes de implantación y viabilidad económica: Con la producción estimada anual del parque, se calculan los beneficios generados para 3 posibles escenarios. Se realiza un cálculo de costes reales de implantación, obteniendo el denominado LCOE (Levelized Cost of Energy) del parque. Finalmente se estudiará la viabilidad económica del parque para cada uno de los escenarios, realizando un balance de beneficios generados teniendo en cuenta las amortizaciones e impuestos aplicables. Con los resultados obtenidos, se calcularán los criterios de inversión VAN y TIR para sacar las conclusiones pertinentes sobre la viabilidad económica del proyecto. E Zonas Aptas de implantación 34 3 ZONAS APTAS DE IMPLANTACIÓN uando hablamos de zonas aptas de implantación, nos referimos a emplazamientos donde la legislación vigente contempla la posible construcción de parque eólicos marinos. Estas zonas son el resultado de un análisis gubernamental teniendo en consideración muchos factores que afectan al litoral nacional. El Plan de Ordenación del Espacio Marítimo, aprobada su última versión en febrero de 2023, es el documento resultado de dicho análisis. Se entiende como el proceso mediante el cual las autoridades competentes analizan y organizan las actividades humanas en las zonas marinas con el fin de alcanzar objetivos sociales, económicos y ecológicos. Dicha ordenación divide el litoral español en 5 demarcaciones: • Demarcación Noratlántica. • Demarcación Levantino-Balear. • Demarcación Estrecho y Alborán. • Demarcación Sudatlántica. • Demarcación Canaria. Figura 17: Demarcaciones del litoral español recogidos en el POEM [Fuente: Ministerio para la transición ecológica y el resto de demográfica] C Estudio de Implantación de un Parque Eólico Marino Flotante en la costa de Gran Canaria 35 Dentro de estas demarcaciones existen dos tipos de zonas: zonas de uso prioritario y zonas de alto potencial. Para todas las demarcaciones, menos para la demarcación sudatlántica, existen “zonas de alto potencial para el desarrollo de la energía eólica marina (ZAPER)”. Las zonas identificadas con esta categoría se han definido por su alta idoneidad para el posible despliegue de infraestructuras para el aprovechamiento de energía eólica marina de carácter comercial, sin perjuicio de que tales proyectos puedan contemplar hibridaciones con otras tecnologías renovables marinas. Estas zonas cumplen con los siguientes criterios técnicos: - El recurso eólico es idóneo para explotación comercial, al alcanzar valores superiores a 7,5 m/s de velocidad de viento, a 100 m de altura para las cuatro demarcaciones marinas peninsulares, y a 140 m de altura en la demarcación canaria. - La profundidad no supera los 1000 m. - A ser posible, se encuentran próximas a una zona en tierra con las infraestructuras eléctricas adecuadas para la evacuación de la energía generada. - Han sido delimitadas como tal en estos planes. También cumplen con el criterio de no encontrarse ubicadas en zonas identificadas como incompatibles, o como “prohibición de instalar eólica (tanto si es pivotada como flotante)” según los criterios propuestos por la Dirección General de Biodiversidad, Bosques y Desertificación, del MITERD. Haciendo uso del Visor de Información Geográfica Marina “Infomar”, podemos observar las zonas ZAPER paras las diversas demarcaciones: • Demarcación Marina Noratlántica: Figura 18: Zonas ZAPER demarcación Noratlántica [Fuente: Visor Infomar, MITECO] Zonas Aptas de implantación 36 DEMARCACIÓN MARINA NORATLÁNTICA PARCELA SUPERFICIE (km2) DISTANCIA A COSTA (km) NOR-1 117,63 23 NOR-2 1806,41 30,33 NOR-3 112,97 23,39 NOR-4 77,7 23 NOR-5 236,29 20,53 NOR-6 104,98 30,49 NOR-7 80,18 29,44 NOR-8 152,45 13,45 Tabla 1: Características parcelas ZAPER demarcación noratlántica. • Demarcación Marina Levantino-Balear: Figura 19: Zonas ZAPER demarcación Levantino-balear [Fuente: Visor Infomar, MITECO] DEMARCACIÓN MARINA LEVANTINO BALEAR PARCELA SUPERFICIE (km2) DISTANCIA A COSTA (km) LEBA-1 249,99 14,54 LEBA-2 147,35 5,08 LEBA-3 77,65 10,87 Tabla 2: Características parcelas ZAPER demarcación levantino-balear. Estudio de Implantación de un Parque Eólico Marino Flotante en la costa de Gran Canaria 37 • Demarcación Marina del Estrecho y Alborán: Figura 20: Zonas ZAPER demarcación Estrecho y Alborán [Fuente: Visor Infomar, MITECO] DEMARCACIÓN MARINA ESTRECHO Y ALBORÁN PARCELA SUPERFICIE (km2) DISTANCIA A COSTA (km) ESAL-1 534,24 13,58 ESAL-2 688,37 7,41 Tabla 3: Características parcelas ZAPER demarcación Estrecho y Alborán. • Dentro de la Demarcación Marina Canaria: Figura 21: Zonas ZAPER demarcación Estrecho y Alborán [Fuente: Visor Infomar, MITECO] Zonas Aptas de implantación 38 DEMARCACIÓN MARINA CANARIA PARCELA SUPERFICIE (km2) DISTANCIA A COSTA (km) CAN_TEN1 21,32 1,98 CAN_TEN2 70,78 2,11 CAN_GC1 163,89 6,61 CAN_FV1 192,24 5,6 CAN_FV2 16,25 5,68 CAN_LANZ1 97,39 2,06 Tabla 4: Características parcelas ZAPER demarcación canaria. Estudio de Implantación de un Parque Eólico Marino Flotante en la costa de Gran Canaria 39 4 RECURSO EÓLICO Y BATIMETRÍA onociendo las zonas ZAPER de las 4 demarcaciones analizadas en el punto anterior, a continuación se realiza un estudio del recurso eólico con el objetivo de conocer el potencial de generación de cada zona, al igual que un estudio de batimetría, fundamental ya que los costes de anclaje al lecho marino están ligados directamente a dicha profundidad. 4.1 Demarcación Marina Noratlántica Dentro de la demarcación noratlántica contamos con un total de 8 parcelas. Si hacemos uso del visor Infomar, podemos observar que las profundidades de la mayoría de las parcelas rondan entre los 100 metros y los 200 a excepción de la parcela de mayor superficie donde la profundidad varía desde los 200 a los 2000 metros de profundidad. A excepción de la parcela de mayor profundidad el resto de parcelas se consideran técnicamente viables para la implantación del parque. Figura 22: Batimetría demarcación noratlántica [Fuente: Visor Infomar, MITECO] C Recurso eólico y batimetría 40 En lo referido a recurso eólico recurrimos igualmente a Infomar para observar las velocidades medias de viento en las parcelas habilitadas. Las situadas en las zonas sur y este son las de menor velocidad, rondando entre 7,5 y 8,5 m/s. Las 3 parcelas y en especial la de mayor superficie elevan dicha velocidad media hasta los 8,5-9,5. Figura 23: Velocidad media viento demarcación noratlántica [Fuente: Visor Infomar, MITECO] 4.2 Demarcación Marina Levantino-Balear En la demarcación levantino-balear contamos con 3 parcelas; la de mayor superficie se encuentra frente a la costa de la provincia de Girona, las otras dos se sitúan en la costa norte de la isla de Menorca. Las profundidades para el primer oscilan entre 150-350 metros, mientras que las parcelas baleares van de los 100 a los 1000 metros. Figura 24: Batimetría demarcación noratlántica [Fuente: Visor Infomar, MITECO] Estudio de Implantación de un Parque Eólico Marino Flotante en la costa de Gran Canaria 41 Las velocidades medias del viento de las parcelas situadas en Menorca tienen un rango de 7,5-8 m/s, mientras que para las zonas de menor profundidad de la parcela en la Costa Brava la velocidad ronda los 9-9,5 m/s. Figura 25: Velocidad media viento demarcación Levantino-Balear [Fuente: Visor Infomar, MITECO] 4.3 Demarcación Marina Estrecho y Alborán En la demarcación del Estrecho y Mar de Alborán contamos con dos zonas ZAPER, situadas frente a las costas de Málaga y Granada. Las profundidades oscilan entre los 500 y 1000 metros de profundidad. Figura 25: Batimetría demarcación Estrecho y Alborán [Fuente: Visor Infomar, MITECO] Diseño del parque eólico 48 6 DISEÑO DEL PARQUE EÓLICO l objetivo del presente proyecto es la implantación de un parque completamente funcional, no de un parque piloto con objetivos de investigación. Es por ello que se ha decidido que el parque cuente con un total de 10 aerogeneradores de alguno de los modelos que se analicen a continuación. Tras la elección de modelo de aerogenerador, se analizará las posibles soluciones para su cimentación u anclaje al fondo marino, la disposición de los propios aerogeneradores y finalmente la solución adoptada para la evacuación de la energía generada por el parque. 6.1 Selección del modelo de aerogenerador Debido a que la implantación de parques eólicos marinos no ha cogido impulse hasta la última década, de las muchas empresas que si produce modelos de aerogeneradores off-shore no ha habido tantas que hayan decidido o tuviesen el músculo económico como para desarrollar modelos extrapolables al medio marino. Si hacemos una pequeña investigación de empresas que cuenten en sus catálogos con aerogeneradores de implantación off-shore, aparecen 2 principales empresas que predominan en el sector. Sus aerogeneradores marinos han sido seleccionados por 9 de las 10 mayores plantas eólicas marinas en el mundo, lo que demuestra plenamente su liderazgo en el mundillo y cuyas tecnologías esta más que contratada: • Siemens Gamesa Renewables Energies: Multinacional hispano-alemana que inició su camino en el sector aeronáutico pero que desde 1995 se dedica en gran medida al desarrollo y constructor de aerogeneradores llegando a posicionarse como líder mundial de nueva capacidad instalada en vario. • Vestas: Multinacional danesa reconocida como una de las pioneras del sector eólico y líder mundial en capacidad total instalada. En los catálogos de ambas empresas encontramos los siguientes modelos de aerogeneradores off-shore: • Siemens Gamesa: SG 8.0-167DD // SG 11.0-200DD // SG 14.0-222DD • Vestas: V174-9.5 MW // V236-15.0 MW Actualmente, ninguno de los modelos en fabricación coinciden en potencia por lo que no podemos hacer una comparativa hacienda uso de las curvas de potencia de cada uno de los modelos de la energía generada para el emplazamiento escogido. Igualmente, los costes de los aerogeneradores no son públicos ya que esto depende fundamentalmente de la Escala del Proyecto y la ubicación de la planta. Nos decantamos por el SG 8.0-167DD de 8 MW de potencia principalmente por dos motivos; dicho modelo ha sido empleado en varios de los mayores parque eólicos off-shore en la zona del Mar del Norte, y debido a que la empresa hispano-alemana cuenta con la mayoría de sus centros de fabricación y ensamblaje de los E Estudio de Implantación de un Parque Eólico Marino Flotante en la costa de Gran Canaria 49 aerogeneradores en la península, se presume que los costes de adquisición serían menores al igual que a la facilidad de transporte hasta la ubicación de la planta en comparación a la alternativa danesa. A continuación, una tabla con las principales características del modelo seleccionado. CARACTERÍSTICAS AEROGENERADOR Modelo SG 8.0-167DD Fabricante Siemens Gamesa R.E. Potencia nominal (kW) 8000 Diametro (m) 167 Área de barrido (m2) 21.904 Cut in (m/s) 3 Cut out (m/s) 25 Altura de Góndola (m) 92 Voltaje del generador (kV) 0,69 Voltaje salida convertidor (kV) 33/66 Tabla 6: Datasheet aerogenerador SG 8.0-167DD [Fuente: TheWindPower.net] 6.2 Selección de cimentación Una de las mayores, por no decir la mayor complicación técnica de la tecnología eólica marina se trata de la cimentación de los aerogeneradores al lecho marino. Dicha cimentación deberá aguantar condiciones muy adversas en el espacio marino; soportar el embate del oleaje, los vientos extremos, la corrosión, etc. En el ámbito de la eólica marina fija, las principales estructuras empleadas para la fijación de los aerogeneradores en función de la profundidad son: - Monopilote: Cilindro metálico hincado directamente en el lecho marino (~15 m). - Cimentación por gravedad: Estructura cuyo extremo inferior se asienta en el fondo marino y se lastra para inmovilizar la torre. - Jacket: Estructura metálica con fijación al fondo marino mediante 3 o 4 pilotes ahorrando material por las mayores profundidades respecto a los otros dos tipos (< 50 m). Figura 33: Cimentaciones fijas eólica marina [Fuente: Newtral, MITECO] Diseño del parque eólico 50 Este tipo de estructuras no son viables en los emplazamientos que superan los 50 metros de profundidad debido a los elevadísimos costes que conllevaría la enorme cantidad de material empleado. La investigación sobre la implantación de la eólica marina en áreas de mayores profundidades está ligada al desarrollo de estructuras de tipo flotante que permitan abaratar costes de cimentación para que esta tecnología sea rentable. Existen igualmente varias opciones para el anclaje de los aerogeneradores a las profundidades que se proyectan este tipo de parques, todos de ellos a parte de las estructuras que ahora se exponen, emplean cables metálicos que sujetan la estructura al fondo. Los sistemas más contrastados son: - Barcaza: El concepto es parecido al de un barco, maximizando la superficie de contacto con el agua. La plataforma suele dotarse de placas de lastre por debajo de la línea de flotación. - Semi-sumbergible: Busca minimizar la superficie expuesta al agua quedando semi sumergidos varios cilindros de gran volumen unidos por vigas y tensores que crean una superficie para asentar la torre. - Spar: Estructura sólida con un gran lastre en su parte inferior que le confiere estabilidad a la estructura. El aumento de tamaño de los aerogeneradores produce un gran aumento de los tamaños de la estructura dificultando su viabilidad, fabricación y transporte. - TLP: Estructura con geometría de estrella con 3-5 brazos que intenta minimizar los costes de fabricación. Se fija con cableado tensionado al fondo marino. Se estabiliza con flotadores hasta que se realiza la instalación de la torre para que no se voltee sobre sí misma. Figura 34: Estructuras flotantes eólica marina [Fuente: Newtral, MITECO] Estudio de Implantación de un Parque Eólico Marino Flotante en la costa de Gran Canaria 51 Finalmente se escoge la plataforma semi-sumergible al ser la más contrastada y fiable para las condiciones del emplazamiento seleccionado. Otra razón de vital importancia es que la empresa pública española Navantia es referente en la fabricación de este tipo de estructuras lo que supondría un ahorro en los costes de fabricación y transporte. 6.3 Disposición de los aerogeneradores Dentro de la tecnología eólica tiene una gran importancia la correcta disposición de los aerogeneradores para evitar las posibles pérdidas generadas por el efecto estela. Este efecto viene producido por la alteración del flujo de viento (flujo turbulento) a su paso por el área de barrido de las palas del aerogenerador. Dicho flujo requiere una distancia mínima para recuperar su flujo lineal y que el aerogenerador aguas abajo no vea reducida la energía del viento que recibe por dicha alteración del flujo. Las distancias que se deben haber entre aerogeneradores en la zona de implantación es 5-8 diámetros de rotor en la dirección predominante del viento y 2-4 para la dirección perpendicular. En el caso de nuestra planta, contamos con 10 aerogeneradores, cuyo diámetro de rotor es de 167 metros, por lo que respetando 7 diámetros en la predominante y 5 para la dirección perpendicular para tener el mínimo efecto estela, deberemos separar 1336 y 835 metros respectivamente. Haciendo uso de la plataforma The Wind Atlas, observamos la dirección predominante del emplazamiento que escogimos en el apartado 6.5. Para dicha área, de coordenadas [27.799299°, -15.353394°] la dirección del viento es predominantemente norte-noreste. Figura 35: Dirección proporcionales de viento para emplazamiento escogido [Fuente: Global Wind Atlas] 6.4 Diseño de las infraestructuras de evacuación Como se ha estudiado en el apartado del análisis de las infraestructuras eléctricas cercanas, hay varias subestaciones eléctricas en la costa próxima al parque. Esto resulta de vital importancia porque habilita el conexionado directo del parque a dicha subestación, lo que supone el ahorro de implantación de subestación propia. Por norma general el voltaje de salida de la potencia generada por aerogeneradores es de 66 kV. Esta tensión coincide con las subestaciones proyectadas Barranco de Tirajana que elevarán la tensión de 66 a 220 kV para su posterior inyección en la red de transporte. A continuación, se expone una aproximación del trazado de la línea de conexionado interno de los aerogeneradores y la posterior línea de evacuación del extremo de la planta más próximo a la costa, hasta la conexión con la subestación proyectada. Aplicando las medidas de reducción de efecto estela y trazando la línea de evacuación desde el aerogenerador más cercano a la subestación escogida de conexión, se realiza un layout de la planta en la situación geográfica seleccionada haciendo uso del software Autocad. El área total de la parcela de ocupación es de 5,6 km2 y la longitud del cable de evacuación se estima en 8228 m. Diseño del parque eólico 52 Figura 35: Layout de la planta propuesta [Fuente: Elaboración propia] Estudio de Implantación de un Parque Eólico Marino Flotante en la costa de Gran Canaria 53 7 CÁLCULO DE PRODUCCIÓN l estudio de producción se realiza mediante la base de datos proporcionada por Global Wind Atlas. Dicha base de datos ofrece valores de velocidad media, densidad energética media, batimetría, rugosidad, etc. La plataforma ofrece igualmente un simulador de producción energética, pero para ello hace uso de un modelo genérico de aerogenerador con potencia máxima de 3,5 MW por lo que para lograr un resultado lo más verosímil posible se hace el cálculo haciendo uso del método de distribución de Weibull. 7.1 Distribución Weibull La distribución estadística de Weibull permite estimar la probabilidad en tanto por uno, p(v), o frecuencia (para un tiempo suficientemente largo) con que aparece una determinada velocidad de viento, v, conjuntamente a los factores de forma K y escala C: Ecuación 1: Probabilidad de viento por distribución Weibull Todos estos parámetros podemos obtenerlos de Global Wind Atlas para una altura de 100 metros que es la más aproximada a la altura del buje del aerogenerador. El factor de rugosidad para emplazamientos marinos, donde el relieve de la superficie es prácticamente nulo, se supone 0,0002: Frecuencia 48,72 33,58 4,53 2,02 0,97 0,83 1,2 2,64 2,98 0,96 0,28 1,3 C 14,55 10,73 4,96 4,49 3,2 2,91 3,76 6,95 9,26 7,67 2,67 7,69 K 3,623 3,131 1,881 1,271 1,096 1,209 1,650 1,713 1,939 1,447 1,158 1,529 Tabla 7: Valores de frecuencia, factor de forma y escala del emplazamiento [Fuente: Global Wind Atlas] Para la altura de 100 metros obtenemos unos valores de K = 3,088 y C = 11,748. Para el factor K debemos de hacer una corrección para la altura a la que se sitúa realmente el buje del A continuación, aplicando la distribución de Weibull obtenemos la probabilidad unitaria de cada velocidad de viento, de 0 a 30 m/s aunque realmente el aerogenerador tenga un cut-out de 25 m/s. Una vez teniendo dicha probabilidad, hacemos uso de la curva de potencia del modelo de aerogenerador seleccionado, que indica la potencia generada por el aerogenerador en función de la velocidad de viento. E Cálculo de producción 54 Viento (m/s) Prob Weibull Pot.out (KW) Prod (KW) 1 0,00153207 0 0 2 0,0064901 0 0 3 0,01497526 20 0,29950524 4 0,02673535 169 4,51827499 5 0,04111344 593 24,3802674 6 0,05699666 1307 74,4946411 7 0,07284481 2186 159,238755 8 0,08683526 3278 284,645986 9 0,09712992 4687 455,247937 10 0,10222548 6112 624,802139 11 0,10130279 7249 734,343947 12 0,09446425 7795 736,348857 13 0,08276142 7947 657,704999 14 0,06797524 8000 543,801956 15 0,05220077 8000 417,606142 16 0,03736724 8000 298,937898 17 0,02485177 8000 198,814199 18 0,01530191 8000 122,4153 19 0,00869059 8000 69,524755 20 0,00453524 8000 36,2819265 21 0,0021661 8000 17,3288092 22 0,00094302 8000 7,54417979 23 0,00037268 8000 2,98140651 24 0,00013313 8000 1,06503968 25 4,2805E-05 8000 0,34244291 Tabla 8: Producción de potencia mediante la aplicación de la distribución de Weibull. Obtenemos la potencia generada para cada velocidad de viento en el intervalo de funcionamiento del aerogenerador. 7.2 Producción anual Si realizamos el sumatorio de la producción de todas las velocidades de vientos y lo multiplicamos por el número de horas anuales (8760) obtenemos una producción anual bruta por aerogenerador de 47940,58 MWh. En la Tabla se muestran los resultados del cálculo de producción bruta y real de planta. Para ello se han considerado unas pérdidas estimadas de 10% para la pérdida por estela, un 2,5% por posibles fallos de aerogeneradores y un 3% en pérdidas eléctrica conjuntas de la línea interna y la línea de evacuación a subestación. Estudio de Implantación de un Parque Eólico Marino Flotante en la costa de Gran Canaria 55 Parámetros de planta Rendimientos de planta Potencia nominal (MW) 8 Perd. Estela 10% Nº de aerogeneradores 10 Perd. Evac. Elec 3% Horas funcionamiento 8760 Perd. Fallos Planta 2,50% Resultados de Producción Prod Anual Bruta/Aero (MWh) 47940,584 Prod. Anual Bruto Parque (MWh) 479405,836 Producción Real Parque (MWh) 405097,932 Factor de carga 0,5780507 Tabla 9: Resultados de producción, factor de carga y rendimiento aplicados. El factor de capacidad se define como el cociente entre la energía real generada por la planta eólica durante un año y la energía generada si esa misma planta hubiese estado produciendo a plena carga durante ese mismo periodo. Para la planta diseñada alcanza un 57%, lo que indica una excelente localización y aprovechamiento del recurso eólico. Análisis económico de la planta 56 8 ANÁLISIS ECONÓMICO DE LA PLANTA a viabilidad económico de la planta tienes varios pilares fundamentales como son los ingresos generados por la venta de energía, los costes de implantación de la propia planta conjuntamente a los costes operacionales y los beneficios antes y después de impuestos. Cualquier mínima variación de estos puntos al aplicarse en un periodo prolongado, como es la vida útil de la planta, puede alterar enormemente la rentabilidad del proyecto, como podrá verse reflejado cuando se expongan los indicadores económicos pertinentes. 8.1 Ingresos brutos generados Los ingresos generadores de la planta se han basado en el planteamiento de 3 posibles escenarios de precio de la electricidad en el mercado eléctrico. Dicho precio para el mercado canario es difícil de prever puesto que no existe capacidad de almacenamiento para regular el balance demanda-generación, y que la generación no está liberalizada; la energía eléctrica se compra directamente, por las comercializadoras o en un mercado mayorista, a las generadoras por orden de mérito económico. Dicho precio suele oscilar entre los 150-200 €/MWh, por lo que los 3 escenarios planteados abarcan los precios de 150-175-200 €/MWh. Anteriormente, a dicho precio de venta se le sumaba una retribución gubernamental en función de la tecnología y la potencia instalada, pero dicha retribución fue eliminada en el año 2022. Para todos los cálculos económicos del proyecto es fundamental plantear la propia vida útil del parque, que después de una breve investigación de parques ya implantados, se supone de 25 años. Para el cálculo de beneficios brutos se impone una reducción de producción anual de un 1% por el puro envejecimiento del parque, al igual que se presupone un aumento anual del 1% del precio eléctrico para cada uno de los escenarios. Año Producción (MWh) Precio Esc. 1 (€/MWh) Precio Esc. 2 (€/MWh) Precio Esc. 3 (€/MWh) Ingresos Esc 1 (€) Ingresos Esc 2 (€) Ingresos Esc 3 (€) 1 405097,932 150,00 € 175,00 € 200,00 € 60.764.689,76 € 70.892.138,06 € 81.019.586,35 € 2 401046,952 151,50 € 176,75 € 202,00 € 60.758.613,29 € 70.885.048,84 € 81.011.484,39 € 3 397036,483 153,02 € 178,52 € 204,02 € 60.752.537,43 € 70.877.960,34 € 81.003.383,24 € 4 393066,118 154,55 € 180,30 € 206,06 € 60.746.462,18 € 70.870.872,54 € 80.995.282,90 € 5 389135,457 156,09 € 182,11 € 208,12 € 60.740.387,53 € 70.863.785,45 € 80.987.183,38 € 6 385244,102 157,65 € 183,93 € 210,20 € 60.734.313,49 € 70.856.699,07 € 80.979.084,66 € 7 381391,661 159,23 € 185,77 € 212,30 € 60.728.240,06 € 70.849.613,40 € 80.970.986,75 € 8 377577,745 160,82 € 187,62 € 214,43 € 60.722.167,24 € 70.842.528,44 € 80.962.889,65 € 9 373801,967 162,43 € 189,50 € 216,57 € 60.716.095,02 € 70.835.444,19 € 80.954.793,36 € L Estudio de Implantación de un Parque Eólico Marino Flotante en la costa de Gran Canaria 57 10 370063,948 164,05 € 191,39 € 218,74 € 60.710.023,41 € 70.828.360,65 € 80.946.697,88 € 11 366363,308 165,69 € 193,31 € 220,92 € 60.703.952,41 € 70.821.277,81 € 80.938.603,21 € 12 362699,675 167,35 € 195,24 € 223,13 € 60.697.882,01 € 70.814.195,68 € 80.930.509,35 € 13 359072,678 169,02 € 197,19 € 225,37 € 60.691.812,23 € 70.807.114,26 € 80.922.416,30 € 14 355481,951 170,71 € 199,17 € 227,62 € 60.685.743,04 € 70.800.033,55 € 80.914.324,06 € 15 351927,132 172,42 € 201,16 € 229,89 € 60.679.674,47 € 70.792.953,55 € 80.906.232,63 € 16 348407,861 174,15 € 203,17 € 232,19 € 60.673.606,50 € 70.785.874,25 € 80.898.142,00 € 17 344923,782 175,89 € 205,20 € 234,52 € 60.667.539,14 € 70.778.795,67 € 80.890.052,19 € 18 341474,544 177,65 € 207,25 € 236,86 € 60.661.472,39 € 70.771.717,79 € 80.881.963,18 € 19 338059,799 179,42 € 209,33 € 239,23 € 60.655.406,24 € 70.764.640,61 € 80.873.874,99 € 20 334679,201 181,22 € 211,42 € 241,62 € 60.649.340,70 € 70.757.564,15 € 80.865.787,60 € 21 331332,409 183,03 € 213,53 € 244,04 € 60.643.275,77 € 70.750.488,39 € 80.857.701,02 € 22 328019,085 184,86 € 215,67 € 246,48 € 60.637.211,44 € 70.743.413,34 € 80.849.615,25 € 23 324738,894 186,71 € 217,83 € 248,94 € 60.631.147,72 € 70.736.339,00 € 80.841.530,29 € 24 321491,505 188,57 € 220,00 € 251,43 € 60.625.084,60 € 70.729.265,37 € 80.833.446,14 € 25 318276,59 190,46 € 222,20 € 253,95 € 60.619.022,09 € 70.722.192,44 € 80.825.362,79 € Tabla 10: Ingresos generador por generación eléctrica. Debido a la reducción de producción interanual del 1%, los ingresos anuales para cada uno de los escenarios rondan: • Escenario 1 (150€/MWh): ~ 60,6 M € • Escenario 2 (175 €/MWh): ~ 70,7 M € • Escenario 3 (200 €/MWh): ~ 81 M € 8.2 Costes de implantación y operación Debido a la corta vida de la eólica flotante y los escasos ejemplos de parques tipo, la elaboración del cálculo aproximado de los costes se hace bastante complicada. Finalmente, se decide seguir una estructura de costes publicada por el “Laboratorio de Energías Renovables de EE. UU” donde se consideran todos los costes aplicables de la implantación de parques eólicos, y específicamente de parques marinos flotantes. Los costes de implantación, denominados CAPex recopilan los costes de implantación de la turbina y todo el sistema eléctrico y de anclaje junto con los costes financieros. Los costes operativos o comúnmente llamados OPex, abarcan los costes mantenimiento y los propios costes de explotación de la planta. A continuación, se observa el porcentaje representativo sobre el LCOE de cada uno de los diversos costes de una planta marina flotante. La dimensión del parque planteado (600 MW), la distancia a costa, profundidad, etc, hacen que dichos valores cambien de una planta a otra. Análisis económico de la planta 64 38.684.800,42 € 38.679.297,69 € 38.673.795,52 € 38.668.293,90 € 38.662.792,82 € 38.657.292,30 € 38.651.792,32 € 48.800.102,45 € 48.793.588,20 € 48.787.074,60 € 48.780.561,65 € 48.774.049,35 € 48.767.537,70 € 48.761.026,70 € 58.915.404,49 € 58.907.878,71 € 58.900.353,68 € 58.892.829,40 € 58.885.305,87 € 58.877.783,09 € 58.870.261,07 € -57.696,00 € -57.696,00 € -57.696,00 € -57.696,00 € -57.696,00 € -57.696,00 € -57.696,00 € -14.503.903,64 € -14.422.392,51 € -14.341.024,97 € -14.259.799,58 € -14.178.714,92 € -14.097.769,60 € -14.016.962,21 € -17.740.800,29 € -17.658.965,47 € -17.577.274,27 € -17.495.725,26 € -17.414.317,01 € -17.333.048,13 € -17.251.917,21 € -20.977.696,95 € -20.895.538,44 € -20.813.523,58 € -20.731.650,94 € -20.649.919,10 € -20.568.326,65 € -20.486.872,21 € 24.123.200,78 € 24.199.209,18 € 24.275.074,55 € 24.350.798,32 € 24.426.381,90 € 24.501.826,70 € 24.577.134,11 € 31.001.606,16 € 31.076.926,73 € 31.152.104,32 € 31.227.140,39 € 31.302.036,33 € 31.376.793,57 € 31.451.413,49 € 37.880.011,55 € 37.954.644,27 € 38.029.134,10 € 38.103.482,46 € 38.177.690,77 € 38.251.760,44 € 38.325.692,86 € -105.027.810,83 € -80.828.601,65 € -56.553.527,10 € -32.202.728,78 € -7.776.346,89 € 16.725.479,81 € 41.302.613,92 € -15.554.864,21 € 15.522.062,51 € 46.674.166,84 € 77.901.307,23 € 109.203.343,56 € 140.580.137,13 € 172.031.550,61 € 73.918.082,41 € 111.872.726,68 € 149.901.860,78 € 188.005.343,23 € 226.183.034,00 € 264.434.794,44 € 302.760.487,30 € 38.646.292,90 € 38.640.794,03 € 38.635.295,70 € 38.629.797,93 € 38.624.300,71 € 38.618.804,03 € 48.754.516,35 € 48.748.006,66 € 48.741.497,61 € 48.734.989,22 € 48.728.481,47 € 48.721.974,38 € 58.862.739,80 € 58.855.219,28 € 58.847.699,52 € 58.840.180,50 € 58.832.662,24 € 58.825.144,73 € -57.696,00 € -57.696,00 € -57.696,00 € -57.696,00 € -57.696,00 € -57.696,00 € -13.936.291,38 € -13.855.755,75 € -13.775.353,97 € -13.695.084,69 € -13.614.946,60 € -13.534.938,38 € -17.170.922,89 € -17.090.063,79 € -17.009.338,58 € -16.928.745,90 € -16.848.284,45 € -16.767.952,90 € -20.405.554,39 € -20.324.371,83 € -20.243.323,19 € -20.162.407,11 € -20.081.622,29 € -20.000.967,41 € 24.652.305,52 € 24.727.342,27 € 24.802.245,74 € 24.877.017,24 € 24.951.658,11 € 25.026.169,65 € 31.525.897,46 € 31.600.246,86 € 31.674.463,03 € 31.748.547,31 € 31.822.501,03 € 31.896.325,48 € 38.399.489,41 € 38.473.151,45 € 38.546.680,33 € 38.620.077,39 € 38.693.343,95 € 38.766.481,32 € 65.954.919,44 € 90.682.261,72 € 115.484.507,45 € 140.361.524,69 € 165.313.182,80 € 190.339.352,45 € 203.557.448,08 € 235.157.694,94 € 266.832.157,97 € 298.580.705,29 € 330.403.206,31 € 362.299.531,80 € 341.159.976,71 € 379.633.128,16 € 418.179.808,49 € 456.799.885,88 € 495.493.229,83 € 534.259.711,15 € Tabla 15: Balance de beneficios netos y flujos de cajas para los 3 escenarios planteados. Como resultado de interés, se ha realizado un cálculo de los impuestos por €/MWh que repercutirían de manera clara en el precio final de la energía. Haciendo uso del LCOE podemos obtener el % representativo de dichos impuestos si sumásemos ambos parámetros. Impuestos repercutidos €/MWh Escenario 1 38,793 Escenario 2 39,185 Escenario 3 39,580 LCOE + Impuestos 120,967899 Impuestos (%) 32,394 Tabla 16: Valor de impuestos y porcentaje representativo en el coste de energía generada. Estudio de Implantación de un Parque Eólico Marino Flotante en la costa de Gran Canaria 65 Para poder analizar esta tabla de balances hacemos uso de los parámetros VAN y TIR: • VAN (Valor actual neto): Criterio de inversión que actualiza los pagos y cobros de un proyecto para estudiar su rentabilidad económica. Ecuación 4: Cálculo del valor neto anual Ft: Flujo neto de caja en el periodo t Io: Inversión inicial k: Tasa de descuento n: Número de periodos. • TIR (Tasa interna de retorno): Representa el porcentaje tanto de beneficio como de pérdida que ofrece una inversión. Se trata de la tasa de descuento para el cual es VAN se anula. Ecuación 5: Cálculo de la tasa interna de retorno VAN>0: La inversión generará beneficios, es rentable. TIR>k: Mayor rentabilidad, se acepta el proyecto. VAN=0: La inversión no genera beneficios ni pérdidas. TIR=k: Es indiferente. VAN<0: La inversión genera pérdidas, se rechaza. TIR<k: No alcanza la rentabilidad mínima, se rechaza. Tabla 17: Valores indicativos del VAN y TIR para la viabilidad económica del proyecto. Para los diversos escenarios del proyecto se obtienen los siguientes valores de VAN y TIR: INDICADORES ECONÓMICOS DE VIABILIDAD Tasa de descuento 5% Inversión inicial -408.561.066,67 € VAN Escenario 1 -75.172.569,81 € Escenario 2 21.795.327,52 € Escenario 3 118.763.224,86 € TIR Escenario 1 2,77% Escenario 2 5,12% Escenario 3 7,24% Tabla 18: Valores del VAN y TIR para los 3 escenarios planteados del proyecto. Análisis económico de la planta 66 Se puede observar como la viabilidad económica del proyecto es viable a partir del escenario 2 (175 €/MW) con un TIR ligeramente superior a la tasa de descuento. Para el escenario 3 se logra un beneficio bastante considerable con un TIR superior a la tasa de descuento lo que indica una buena oportunidad de negocio. Si representamos la misma gráfica del payback del apartado anterior pero esta vez teniendo en consideración los impuestos aplicados, los años de reversión del flujo de caja se sitúa en los años 12, 14 y 18 de vida útil del proyecto. Figura 39: Gráfica representativa del payback para los 3 escenarios planteados. -600.000.000,00 € -400.000.000,00 € -200.000.000,00 € 0,00 € 200.000.000,00 € 400.000.000,00 € 600.000.000,00 € 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 Payback final Flujo escenario 1 (150 €/MWh) Flujo escenario 2 (175 €/MWh) Flujo escenario 3 (200 €/MWh) Estudio de Implantación de un Parque Eólico Marino Flotante en la costa de Gran Canaria 67 9 CONCLUSIONES esulta evidente la necesidad de una transición hacia fuentes de energías más limpias y sostenibles para la reducción de los efectos que tiene el cambio climático y las emisiones de gases contaminantes en nuestro planeta. Las energías renovables son la clave para lograr dicho propósito y a la vista de los resultados obtenidos, la eólica off-shore pueden ser una pieza fundamental en la combinación de estas tecnologías para la descarbonización del sector de la generación eléctrica. Durante el desarrollo del proyecto se han seguidos todos los pasos vitales necesarios para el estudio de la viabilidad de un parque eólico marino flotante: identificación de las zonas aptas desde el punto regulatorio, análisis de cada una de las zonas en busca de la mejor sinergia recurso eólico-batimetría, facilidad del conexionado del parque al sistema eléctrico y diseño del parque en función de los anteriores factores. La implantación de este tipo de parques en zonas como el archipiélago canario, con un sistema aislado, brinda la oportunidad de un suministro fiable y sostenible de la electricidad al mismo tiempo que ofrece una mayor competitividad para la implantación de esta tecnología por la propia regulación del precio de la electricidad en el mercado canario. Como resumen de los resultados obtenidos, la energía neta generada por el parque alcanza los 405 GWh anuales, lo que supondría un 12,74% de la generación eléctrica de la isla y un factor de carga del 57%, sustancialmente superior al de las plantas terrestres debido a las excelentes condiciones de recurso eólico. Si bien para el primer escenario planteado aún es necesario un desarrollo más amplio de la tecnología y un abaratamiento de los costes de implantación, cuando el precio eléctrico alcanza aproximadamente los 175 €/MWh, queda contrastada la viabilidad económica de este tipo de proyectos, remitiendo una tasa interna de retorno de 5,12% y 7,24% para el segundo y tercer escenario respectivamente. Cabe destacar que el presente proyecto ha realizado un estudio previo de viabilidad de un parque eólico flotante para la ubicación escogida, dejando como líneas futuras de estudio diversos análisis como la modelación de los efectos de estela, la simulación detallada de posibles variantes de layouts de la situación de los aerogeneradores o el diseño detallado de la interconexión interna de planta. España posee zonas idóneas para la implantación de la eólica marina flotante y cuenta con un sector eólico y naval más que contrastado a nivel mundial. Es solo cuestión de tiempo y de inversión económica, que el desarrollo de la tecnología la posicione como una de las mayores fuentes de generación eléctrica en el panorama nacional y sitúe al sector eólico off-shore como uno de los referentes a nivel global. R Referencias 68 REFERENCIAS [1] INTERNATIONAL ENERGY AGENCY: HTTPS://WWW.IEA.ORG/ [2] ENERDATA: HTTPS://DATOS.ENERDATA.NET/ [3] RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA: HTTPS://WWW.REE.ES/ES/DATOS/ALDIA [4] INSTITUTE FOR ENERGY ECONOMICS AND FINANCIAL ANALYSIS: HTTPS://IEEFA.ORG/TOPIC/RENEWABLES-STORAGE [5] THE WIND POWER: HTTPS://WWW.THEWINDPOWER.NET/ [6] VISOR INFOMAR: HTTP://INFOMAR.CEDEX.ES/VISOR.HTML [7] PLAN DE ORDENACIÓN DEL ESPACIO MARÍTIMO: HTTPS://WWW.MITECO.GOB.ES/ES/COSTAS/TEMAS/PROTECCION-MEDIO-MARINO/ORDENACION-DELESPACIO-MARITIMO/DEFAULT.ASPX [8] GLOBAL WIND ATLAS: HTTPS://GLOBALWINDATLAS.INFO/ES [9] NATIONAL RENEWABLE ENERGY LABORATORY: HTTPS://WWW.NREL.GOV/DOCS/FY23OSTI/84774.PDF [10] ASOCIACIÓN EMPRESARIAL EÓLICA: HTTPS://AEEOLICA.ORG/