Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico

Equation Chapter 1 Section 1 Trabajo Fin de Máster Máster Universitario en Ingeniería Industrial Estudio de Viabilidad para la Repotenciación de un Parque Eólico Dpto. Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Autor: Miguel Ángel Calderón Bautista Tutor: José Luis Martínez Ramos Juan Manuel Roldán Fernández Sevilla, 2018 Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico ii Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico iii Trabajo Fin de Máster Máster Universitario en Ingeniería Industrial Estudio de Viabilidad para la Repotenciación de un Parque Eólico Autor: Miguel Ángel Calderón Bautista Tutor: José Luis Martínez Ramos Catedrático de Universidad Cotutor: Juan Manuel Roldán Fernández Profesor sustituto interino Departamento de Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2018 Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico iv Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico v Trabajo Fin de Máster: Estudio de Viabilidad para la Repotenciación de un Parque Eólico Autor: Miguel Ángel Calderón Bautista Tutor: José Luis Martínez Ramos El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: Acuerdan otorgarle la calificación de: Sevilla, 2018 El Secretario del Tribunal Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico vi Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico vii Resumen El presente Trabajo Fin de Máster se basa fundamentalmente en la repotenciación de un parque eólico ficticio situado en la Sierra del Quebrajo (Badajoz) haciendo hincapié en la viabilidad económica buscando siempre un mayor aprovechamiento del viento de la zona con la instalación de aerogeneradores de tecnología actual. Para ello, se lleva a cabo un análisis del potencial eólico del área con la ayuda del Atlas Eólico del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDEA). Conociendo los parámetros del viento en cada punto seleccionado se procede a elegir el modelo de aerogenerador más indicado haciendo un análisis entre varios fabricantes siendo seleccionado el que más energía produce en dichos puntos a lo largo del año. Además, se lleva a cabo una comparativa dentro del modelo seleccionado de la influencia de la altura del buje del molino en la producción de energía eléctrica. La red de media tensión ha sido recalculada, así como toda la obra civil necesaria del parque. Se ha llevado a cabo un riguroso estudio de viabilidad financiera para conocer si la repotenciación es viable económicamente frente a mantener las máquinas de tecnología más antigua. Por último, se ha relizado un estudio de impacto ambiental para interferir lo menos posible en el medio ambiente, respetar las zonas protegidas de la región y utilizar algunas medidas correctoras durante la fase de desmantelamiento, instalación y explotación de las infraestructuras. Palabras clave: Parque eóllico, infraestructura eléctrica, aerogenerador, impacto ambiental y estudio de viabilidad. Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico viii Abstract The present Final Master's Project is fundamentally based on the repowering of a fictitious wind farm located in the Sierra del Quebrajo (Badajoz), emphasizing economic viability always seeking greater use of the wind in the area with the installation of current technology wind turbines . For this, an analysis of the wind potential of the area is carried out with the help of the Wind Atlas of the Institute for Energy Diversification and Saving (IDEA). Knowing the wind parameters at each selected point, we proceed to choose the most suitable wind turbine model, making an analysis between several manufacturers, selecting the one that produces the most energy at said points throughout the year. In addition, a comparison is made within the selected model of the influence of the height of the mill bushing in the production of electrical energy. The medium voltage network has been recalculated, as well as all the necessary civil works of the park. A rigorous financial feasibility study has been carried out to find out whether the repowering is economically viable in the face of maintaining the machines with the oldest technology. Finally, an environmental impact study has been carried out to interfere as little as possible in the environment, to respect the protected areas of the region and to use some corrective measures during the dismantling, installation and operation phase of the infrastructures. Key words: Aeolian Park, electrical infrastructure, wind turbine, environmental impact and feasibility study. Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico ix Índice General Resumen viii Abstract viii Índice General ix 1 Descripción del Proyecto ¡Error! Marcador no definido. 1.1 Objeto del trabajo fin de máster 1 2.1 Alcance del trabajo fin de máster 1 2.1 Justificación del trabajo 2 2 Legislación y Normativa Aplicable ¡Error! Marcador no definido. 2.1 Análisis de la lesgislación actual ¡Error! Marcador no definido. 2.2. Comparativa de trámite nuevo respecto a repotenciación 5 2.3. Conclusiones sobre la legislación en el repowering 6 2.3.1 Propuestas de mejora para la legislación 6 2.3.2 Ventajas de repotenciar y posibilidades de simplificar los trámites legales 6 3 Introducción a la Energía Eólica 9 3.1. El sector energético actual en España 9 3.1.1. Sector energético y panorama eólico actual en Extremadura 12 3.1.1.1 Demanda de energía eléctrica en Extremadura 13 3.1.1.2 Producción de energía eléctrica en Extremadura 13 3.1.1.3 Extremadura en el sistema eléctrico nacional 16 3.1.1.4 Energía eólica en Extremadura 19 3.2. En que consiste la repotenciación 21 3.3. Ejemplos concretos de parques repotenciados 23 3.3.1 Parque eólico "Los Valles" 23 3.3.2 Parque eólico "Cabo Vilano" 24 3.3.3 Repowering en Dinamarca 25 4 Caracterización del Recurso Eólico 27 4.1. Atlas eólico de España 27 4.1.1 Matriz de velocidades 28 4.1.2 Matriz de rugosidad 29 4.2. Rosa de los vientos 30 4.3. Potencia eólica 31 4.3.1 Densidad de potencia 31 4.3.2 Límite de Betz 32 4.3.3 Aplicación al proyecto 33 Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico xvi Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico xvii Índice de Gráficas Gráfica 3-1. Potencia eléctrica instalada peninsular Gráfica 3-2. Cobertura de la demanda peninsular Gráfica 3-3. Evolución de la generación eléctrica peninsular Gráfica 3-4. Evolución de las emisiones de CO2 asociadas a la generación eléctrica peninsular Gráfica 3-5. Evolución de la producción eléctrica renovable peninsular Gráfica 3-6. Evolución de la potencia eólica instalada en España Gráfica 3–7. Evolución anual de la demanda (b.c.) 2005-2016 en Extremadura Gráfica 3–8. Evolución anual de la demanda (b.c.) per cápita 2005-2016 en Extremadura Gráfica 3–9. Distribución de la producción de energía eléctrica neta en Extremadura Gráfica 3–10. Distribución de la demanda (b.c.) 2016 en España por Comunidad Autónoma Gráfica 3–11. Generación neta de energía eléctrica nacional 2016 por Comunidad Autónoma Gráfica 3–12. Generación neta 2016 de energía no renovable en España por Comunidad Autónoma Gráfica 3–13. Generación neta 2016 de energía renovable en España por Comunidad Autónoma Gráfica 3–14. Cobertura de la demanda (b.c.) con tecnología solar termoeléctrica en España por Comunidad Autónoma Gráfica 3–15. Cobertura de la demanda (b.c.) con tecnología solar fotovoltaica en España por Comunidad Autónoma Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico xviii Gráfica 3–16. Cobertura de la demanda (b.c) con renovables en España por Comunidad Autónoma Gráfica 5-1. Ejemplo de distribución de Weibull Gráfica 5-12. Distribución de Weibull de un aerogenerador del parque Gráfica 5-3. Curva de potencia de E-115 de ENERCON Gráfica 6-1. Perfil de velocidades en tres puntos de estudio del parque eólico Gráfica 6-2. Porcentaje de tiempo para cada velocidad en el punto AERO1 a una altura de 80 metros Gráfica 6-3. Curva de potencia del modelo V-136/3.450 de VESTAS Gráfica 6-4. Curva de potencia del modelo G-132/3.300 de GAMESA Gráfica 6-5. Curva de potencia del modelo G-132/5.000 de GAMESA Gráfica 10-1. Curva de nivel de potencia acústico del G-132/3.3 MW de GAMESA Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico xix Índice de Tablas Tabla 3-1. Evolución de la demanda peninsular Tabla 3–2. Aportación en % a la producción renovable neta y total en Extremadura en 2016 Tabla 3–3. Cuadro resumen balance de energía eléctrica en Extremadura 2015-2016 Tabla 3–4. Cumplimiento de la Directiva de Energías Renovables en Extremadura Tabla 5-1. Coordenadas UTM de los aerogeneradores del parque eólico Tabla 5-2. Altura sobre el nivel del mar de cada aerogenerador del parque eólico Tabla 5-3. Características principales del E-115 de ENERCON Tabla 5-4. Características del rotor E-115 Tabla 5-5. Características de la torre E-115 Tabla 5-6. Energía anual bruta producida por un aerogenerador del parque Tabla 5-7. Resumen de parque actual en producción de energía Tabla 5-8. Sección de conductor para cada tramo de cada una de las líneas del parque Tabla 6–1. Coordenadas (UTM) de los puntos seleccionados para la comparación de los aerogeneradores Tabla 6-2. Velocidad media en cada punto de análisis Tabla 6-3. Parámetros de la velocidad del viento para clases de turbinas de viento Tabla 6-4. Clase de los aerogeneradores candidatos a ser seleccionados para la repotenciación Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico xx Tabla 6-5. Potencia en kilovatitos de cada uno de los modelos a bajas velocidades Tabla 6-6. Altura de la torre disponible para cada modelo según fabricante Tabla 6-7. Energía producida (MWh) por el G-132/3300 de GAMESA Tabla 6-8. Energía producida (MWh) por el G-132/5000 de GAMESA Tabla 6-9. Energía producida (MWh) por el V-136/6450 de VESTAS Tabla 6-10. Comparativa energética-económica de las torres disponibles para el G-132/3300 Tabla 7–1. Tramos de cada línea e intensidades nominales para aerogeneradores de 3,3 MW Tabla 7–2. Temperaturas máximas asignadas al conductor (ITC-LAT-06) Tabla 7–3. Factor de corrección para temperaturas del terreno distintas a 25ºC (ITC-LAT-06) Tabla 7–4. Resistividad térmica del terreno en función de su naturaleza y de la humedad Tabla 7–5. Factor de corrección para la resistividad térmica del terreno (ITC-LAT-06) Tabla 7–6. Intensidades máximas admisibles (amperios) en servicio permanente (ITC-LAT-06) Tabla 7-7. Cálculo de la sección necesaria para In=467,95 A con conductor de cobre Tabla 7–8. Cálculo de la sección necesaria para In=467,95 A con conductor de aluminio Tabla 7–9. Sección de conductor para cada intensidad nominal según material y aislamiento Tabla 7–10. Análisis de sección de conductores en instalación existente Tabla 7–11. Características eléctricas Al EproWind Tabla 7–12. Caída de tensión en las líneas del parque eólico Tabla 7–13. Pérdidas por efecto Joule en cada tramo y línea del parque eólico repotenciado Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico xxi Tabla 7–14. Características de las celdas en la base del aerogenerador Tabla 7–15. Tipo de celda para cada aerogenerador Tabla 7–16. Características del interruptor automático del transformador de la subestación Tabla 7–17. Características de la nueva celda de protección del transformador de la subestación Tabla 8–1. Acciones que intervienen en la estructura Tabla 8–2. Esfuerzos transmitidos por la torre a la cimentación Tabla 8–3. Parámetros del terreno Tabla 8–4. Definición geométrica de la zapata instalada actualmente Tabla 8–5. Esfuerzos en la base de la cimentación Tabla 8–6. Comprobación de los parámetros de seguridad para la zapata actual Tabla 8–7. Comprobación de los parámetros de seguridad según nuevas zapatas propuestas Tabla 9–1. Energía neta (MWh) producida por el parque actual y factor de carga asociado Tabla 9–2. Energía bruta (MWh) producida por el parque repotenciado para cada altura de buje disponible Tabla 9–3. Energía neta (MWh) producida por el parque repotenciado para cada altura de buje disponible y factor de carga asociado Tabla 9–4. Estimación (€) de la inversión inicial para cada alternativa de altura de buje Tabla 9–5. Producción y beneficio restante de la configuración actual Tabla 9–6. Parámetros de la inversión según la financiación Tabla 9–7. Análisis de rentabilidad para la alternativa con una altura de torre de 84 metros de altura Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico xxii Tabla 9–8. Análisis de rentabilidad para la alternativa con una altura de torre de 97 metros de altura Tabla 9–9. Análisis de rentabilidad para la alternativa con una altura de torre de 114 metros de altura Tabla 9–10. Análisis de rentabilidad para la alternativa con una altura de torre de 134 metros de altura Tabla 9–11. Análisis de rentabilidad para la alternativa con una altura de torre de 150 metros de altura Tabla 9–12. Indicadores de rentabilidad del proyecto y beneficio neto Tabla 10-1. Ponderación de los atributos Tabla 10-2. Ruido generado en el desarme de los equipos Tabla 10-3. Leyenda de colores de la matriz de interacción Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 1 1 DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO 1.1 Objeto del trabajo fin de máster La finalidad del presente documento es estudiar la repotenciación o repowering del parque eólico ficticio situado en las medianías de Monterrubio de la Serena y Peraleda del Zaucejo, al sur de la provincia de Badajoz. Se trata de un parque con 12 aerogeneradores de 2,5 MW y una potencia total instalada de 30 MW. La repotenciación se basa en el estudio del recurso eólico de la zona y sus principales características como velocidad, parámetros de Weibull, rugosidad del terreno etc. De esta manera, teniendo en cuenta estos resultados, puede calcularse la energía bruta y neta anual que se produce en el parque y realizar un estudio sobre qué modelo de aerogenerador es el más adecuado para sustituir a los antiguos. Por otra parte, el impacto ambiental es otro de los objetos del trabajo, y por ello se van a evaluar las consecuencias que se producirían en el caso de llevar a cabo las tareas constructivas necesarias para la repotenciación sobre el medio ambiente con el fin de minimizar sus efectos. Además, el estudio de viabilidad económica es fundamental y muy importante para determinar el grado de interés de la repotenciación del parque. Para ello, se tendrán en cuenta muchos aspectos del tipo económico, entre los que destacan todos los costes de desmantelamiento de los aerogeneradores actuales, la compra e instalación de los nuevos, suministros de instrumentación y cableado eléctrico, excavaciones, movimientos de tierra, cimentaciones, costes de mantenimiento, años de vida del parque actual y energía producida por el parque actual. 1.2 Alcance del trabajo final de máster El alcance del proyecto incluye los siguientes aspectos: • Caracterización del recurso eólico • Selección del modelo de aerogenerador maximizando la producción energética • Estudio de las diferentes alternativas para un mismo modelo en función de la producción energética y sus costes • Diseño de la infraestructura eléctrica • Diseño de la obra civil haciendo hincapié en el cálculo de la cimentación de los aerogeneradores • Evaluación de impacto ambiental • Viabilidad económica Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 2 1.3 Justificación del trabajo El Plan de Energías Renovables 2011-2020 establece las bases para fomentar el uso de energía renovables. El presente trabajo final de máster comparte dichas bases y comparte la consecución de sus objetivos, entre los que se encuentra que las energías renovables supongan al menos un 20% del total de la energía total consumida en España. Por tanto, se trata a parte de un trabajo académico, un ejercicio de responsabilidad ética, social y medioambiental. Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 3 2 LEGISLACIÓN Y NORMATIVA APLICABLE En este capítulo se pretende describir de una forma resumida toda la normativa existente en materia de repotenciación eólica en España. Es importante recalcar que en este proyecto, al ser su objetivo fundamentalmente académico, no se ha profundizado en llevar a cabo el proceso de permitting. De lo que se trata es de hacer percibir al lector la situación actual legislativa en el emergente y novedoso campo de la repotenciación, incluyendo un punto de vista crítico y proponiendo posibilidades de mejora con la mayor objetividad posible. 2.1 Análisis de la legislación actual En los últimos años se ha vivido un enorme crecimiento de las energías renovables en España. Este logro, viene motivado principalmente por una serie de medidas legales muy exitosas, que logran crear el marco legal adecuado para impulsar este tipo de tecnologías. Un punto de inflexión vino con el RD 661/2007, el cual, es el principal documento legal existente en materia de energías renovables, donde se estableció un sistema de compensación económica a través de primas, y unos cupos de potencia. Si bien el documento es muy claro en muchos aspectos, podría tener algunos flecos sueltos, sobre todo en el tema de repotenciación de parques eólicos. Además, la compleja organización del aparato estatal español ha propiciado el surgimiento de legislación en paralelo de carácter autonómico. En resumen, en materia de repotenciación se manejan los siguientes documentos: A nivel estatal se pueden describir los siguientes: • RD 661/2007 • Decreto ley 6-2009 (registro de preasignación de retribución) • Ley de impacto ambiental • P.O. SEIE (Procedimientos de Operación de los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares). A todo esto, habría que sumar las diversas normativas autonómicas que están surgiendo, además de las municipales que sean de obligado cumplimiento. La única referencia clara y directa en toda la normativa española a nivel estatal se encuentra en la Disposición Transitoria Séptima del RD 661/2007, la cual se transcribe en la página siguiente. Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 10 Gráfica 3–1. Potencia eléctrica instalada peninsular (Fuente: Avance del informe del Sistema Eléctrico Español en 2017) Gráfica 3–2. Cobertura de la demanda peninsular (Fuente: Avance del informe del Sistema Eléctrico Español en 2017) Las energías renovables registraron el peor dato de los últimos cinco años, reduciendo su cuota en la generación eléctrica de 2017 al 33,3%, frente al 40,8% de 2016. Este notable descenso es consecuencia del impacto de la extrema sequía sobre la producción hidráulica que ha registrado una caída del 48,4% respecto al año anterior. Este descenso de la hidráulica ha venido acompañado además de una menor generación eólica ( -1,6% respecto a 2016). No obstante, cabe destacar que la eólica llegó a cubrir el 60,7% de la demanda en un memento puntual (28 de febrero a las 3.45 horas). Gráfica 3–3. Evolución de la generación eléctrica peninsular (Fuente: Avance del informe del Sistema Eléctrico Español en 2017) Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 11 Por otro lado, han aumentado las emisiones de CO2 derivadas de la generación eléctrica por la menor aportación de las energías renovables. Sin embargo, el uso de estas últimas ha permitido en 2017 dejar de verter 19,5 millones de toneladas de CO2 a la atmósfera. Gráfica 3–4. Evolución de las emisiones de CO2 asociadas a la generación eléctrica peninsular (Fuente: Avance del informe del Sistema Eléctrico Español en 2017) En líneas generales 2017 puede resumirse en un año en que desgraciadamente ha aumentado el uso de las energías no renovables. Sin embargo, la energía eólica se ha consolidado como la segunda fuente de generación eléctrica con gran superioridad respecto a los otros tipos de energía limpia. Gráfica 3–5. Evolución de la producción eléctrica renovable peninsular (Fuente: Avance del informe del Sistema Eléctrico Español en 2017) El empleo de la energía eólica generó en 2017 46.942 GWh habiendo instalados 23.005 MW a nivel nacional y contribuyendo en más de 3.000 millones de euros el producto interior bruto y generó empleo para casi 36.000 profesionales, participando de forma relevante en todas las actividades de la cadena de valor, como promoción/producción de energía, fabricación de aerogeneradores y componentes, y prestación de servicios adaptados a las necesidades de la industria. Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 12 Gráfica 3–6. Evolución de la potencia eólica instalada en España En el Gráfico 3-7 puede observarse como desde el año 2013 la potencia eólica instalada ha crecido de manera mucho más suave debido a los grandes saltos experimentados durante la primera década del siglo XXI. A nivel internacional las empresas españolas lideran el sector operando en los principales mercados en los que han obtenido una gran reputación. Actualmente en España hay más de 1.000 parque eólicos operativos y más de 20.000 molinos. 3.1.1 Sector energético y panorama eólico actual en Extremadura La gran cantidad de recursos naturales, tales como la radiación solar y las favorables condiciones ambientales, la capacidad de embalsar agua, la existencia de importantes masas forestales, así como su amplia extensión, hacen singular a esta región dentro del conjunto de España, características que han atraído en el pasado importantes inversiones en instalaciones de generación de energía a partir de fuentes de energías renovables. No en vano, las energías renovables son uno de los nuestros sectores económicos estratégicos, tal como contempla la Estrategia de Especialización Inteligente de Extremadura. Tras años de paralización total de las energías renovables en España, se afronta una nueva etapa, cuyo nacimiento tiene mucho que ver con la competitividad alcanzada por algunas tecnologías, en particular la fotovoltaica, que les permite competir en el mercado eléctrico. Como consecuencia, los inversores de este sector vuelven a manifestar un gran interés en nuevos desarrollos en Extremadura, como se puede comprobar en las subastas que están celebrándose a nivel nacional, en las que se compite por la obtención de una retribución específica. Con algunas incertidumbres sobre los posibles cambios en el sistema retributivo de las renovables en España (previstos en la legislación nacional cada seis años), que podrían condicionar la financiación de los proyectos; así como los ajustados plazos de las subastas, que podrían generar un aumento en los costes de los proveedores de equipos, se afrontará, no obstante, con esperanza esta nueva etapa en la que Extremadura se juega mucho. En el camino hacia un escenario energético europeo de descarbonización en el que Extremadura tiene mucho que decir por su capacidad de contribuir a los objetivos internacionales de lucha contra el cambio climático que se pretenden alcanzar. Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 13 3.1.1.1 Demanda de energía eléctrica en Extremadura Según el “Balance eléctrico de Extremadura 2016 “publicado el 2 de Noviembre de 2017 la demanda (b.c.) de energía eléctrica registrada en el año 2016 fue de 4.957 GWh, lo que supone un ascenso del 2,51 % con respecto al año 2015 que fue de 4.836 GWh, manteniéndose la tendencia al alza durante tres años consecutivos, superando el máximo valor registrado. Gráfica 3–7. Evolución anual de la demanda (b.c.) 2005-2016 en Extremadura (Fuente: Red Eléctrica de España) La demanda (b.c.) per cápita en Extremadura en el año 2016, con una población total de 1.087.778 extremeños según datos del Instituto Nacional de Estadística, fue de 4,6 MWh / hab. Gráfica 3–8. Evolución anual de la demanda (b.c.) per cápita 2005-2016 en Extremadura (Fuente: Red Eléctrica de España e Instituto Nacional de estadística) 3.1.1.2 Producción de energía eléctrica en Extremadura La producción de energía eléctrica en Extremadura tiene de base las tecnologías nuclear y renovable (hidráulica, solar y biomasa), a lo que se añade una pequeña aportación de la tecnología térmica no renovable (cogeneración). En el año 2016, la producción neta de energía eléctrica fue de 21.003 GWh, lo que supuso un descenso de un 0,47 % respecto a la registrada en el año 2015, que fue de 21.102 GWh, correspondiendo el mayor aporte a la nuclear, con 15.175 GWh. Le sigue a la nuclear la contribución de las energías renovables, que alcanzaron en 2016 los 5.778 GWh, lo que supuso un 27,51 % del total de la producción neta, como puede observarse en el Gráfico 3-10 que se muestra a continuación: Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 14 Gráfica 3–9. Distribución de la producción de energía eléctrica neta en Extremadura (Fuente: Red Eléctrica de España) Considerando que el total de la producción del parque generador extremeño se destinase exclusivamente a la demanda (b.c.) de energía eléctrica en nuestra región, el balance arrojaría un saldo exportador. Concretamente, este valor asciende a 15.962 GWh en el año 2016, suponiendo un 76 % de la producción de energía eléctrica neta total, valor que aproxima mucho al correspondiente a la anualidad del 2015, que fue del 76,88 % (16.223 GWh). La producción de energía eléctrica de origen renovable en Extremadura tiene de base las tecnologías hidráulicas, solar termoeléctrica, solar fotovoltaica y térmica renovable (biomasa eléctrica y biogás). La producción de energía eléctrica de origen renovable ocupa un papel destacado en la generación neta de energía eléctrica en Extremadura, ya que como se ha comentado previamente en el presente documento, con 5.778 GWh supuso el 27,51 % de la producción neta total en el año 2016. No obstante, hay que señalar que esta generación experimentó un aumento del 16,48 % respecto a la del 2015, en el que la producción total de energía eléctrica neta renovable fue de 4.960 GWh. Dicho incremento encuentra su motivo principal en el notable ascenso, del 56,27 %, de la producción aportada por la tecnología hidráulica. Tabla 3–2. Aportación en % a la producción renovable neta y total en Extremadura en 2016 (Fuente: Red Eléctrica de España y Junta de Extremadura) A continuación, se muestra un cuadro resumen de los datos de producción de energía eléctrica en Extremadura tanto en renovables como en no renovables: Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 15 Tabla 3–3. Cuadro resumen balance de energía eléctrica en Extremadura 2015-2016 (Fuente: Red Eléctrica de España y Junta de Extremadura) Por último, se aborda el cumplimiento en Extremadura, en la anualidad 2016, de la Directiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de abril de 2009, 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 y 2003/30/CE. Teniendo en cuenta que el presente documento basa su análisis en aspectos que tienen que ver, exclusivamente, con energía eléctrica, el valor que se considera es el que resulta de la relación que existe entre el valor de la producción de energía eléctrica regional procedente de fuentes de energías renovables y la demanda de electricidad regional en b.c. Para tener una referencia sobre la evolución del concepto que aquí se analiza, nos remontamos al resultado que se recogió del mismo en el “Acuerdo para el Desarrollo Energético Sostenible de Extremadura 2010-2020”, en adelante “ADESE 2010-2020”, documento que reflejó un porcentaje del 43,02 % en el año 2009. Cabe recordar, respecto de la producción de energía eléctrica regional procedente de fuentes de energías renovables que, de acuerdo con lo contemplado en la precitada Directiva 2009/28/CE, en su artículo 5, la contribución de la electricidad generada en centrales hidroeléctricas que ha de ser considerada es la correspondiente a la media de los últimos 15 años (de esta forma ya se consideró en el ADESE). Así, el valor medio de la producción hidroeléctrica en Extremadura en los últimos 15 años es de 2.205 GWh, frente a los 2.519 GWh realmente producidos en el año 2016 (producción neta). Teniendo en cuenta lo anterior, la cuota de cobertura de la demanda de electricidad a partir de fuentes renovables, en los términos que contempla la Directiva de Energías Renovables, alcanzó en nuestra región, en el año 2016, un 110,24 %, destacando el notable incremento experimentado de este parámetro con respecto al 2009, que se cifra en un 156,22 %, tal como muestra la tabla que se muestra a continuación. Tabla 3–4. Cumplimiento de la Directiva de Energías Renovables en Extremadura (Fuente: Red Eléctrica de España y Junta de Extremadura) Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 16 3.1.1.3 Extremadura en el sistema eléctrico nacional En este subapartado se van a describir brevemente la cómo influye Extremadura en el sistema eléctrico español, incluyendo continuas comparativas con las demás Comunidades Autónomas. La demanda (b.c.) de energía eléctrica nacional en el año 2016 fue de 265.009 GWh, lo que supone un ascenso del 0,66 % con respecto al año 2015, que fue de 263.283 GWh; siendo la participación extremeña en la misma de un 1,87 %, porcentaje que corresponde a un valor de 4.957 GWh. Esta cifra sitúa a nuestra región en el decimoquinto lugar en el ranking nacional, la misma posición del ranking que ostentaba en el 2015, por delante de Cantabria, La Rioja, Ceuta y Melilla. Gráfica 3–10. Distribución de la demanda (b.c.) 2016 en España por Comunidad Autónoma (Fuente: Red Eléctrica de España) La participación extremeña en la producción neta de energía eléctrica nacional supuso en el año 2016, el 8,01 % con los 21.003 GWh generados en nuestra región, que la sitúa en un destacado sexto lugar, al igual que el año 2015, en el ranking nacional, sólo superada por Cataluña, Andalucía, Castilla y León, Galicia y Castilla–La Mancha. Aunque la generación neta de energía eléctrica en Extremadura ha sufrido un ligero descenso en el año 2016, pasando de una producción neta de energía eléctrica de 21.102 GWh en el año 2015 a 21.003 GWh en el año 2016 (- 99 GWh), su participación en la producción neta de energía eléctrica nacional se ha visto ligeramente incrementada pasando de un 7,88% en el año 2015 al referido 8,01 % del año 2016 (+ 0,13 %). Gráfica 3–11. Generación neta de energía eléctrica nacional 2016 por Comunidad Autónoma (Fuente: Red Eléctrica de España) Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 17 Gráfica 3–12. Generación neta 2016 de energía no renovable en España por Comunidad Autónoma (Fuente: Red Eléctrica de España) Con respecto a las energías renovables, Extremadura, en el año 2016, a partir de los 3.725,92 MW de potencia instalada en tecnologías renovables, alcanzó un registro de producción neta de 5.778 GWh, por lo que ocupa el séptimo lugar en el ranking de aportación de renovables al conjunto de este tipo de fuentes de energía a nivel nacional, con un 5,59 %, sólo superada por Castilla y León, Galicia, Andalucía, Castilla La Mancha, Aragón y Cataluña, comunidades autónomas con un parque generador a partir de energía eólica que marca la diferencia. Gráfica 3–13. Generación neta 2016 de energía renovable en España por Comunidad Autónoma (Fuente: Red Eléctrica de España) En el año 2016, la producción neta de energía eléctrica nacional a partir de instalaciones termosolares, 5.060 GWh, supuso un 1,91 % de la demanda (b.c.) de energía eléctrica nacional, 265.009 GWh. En Extremadura, con los datos registrados de producción termosolar, la cobertura en 2016 fue del 39,59 %, valor que sitúa a Extremadura en el primer lugar del ranking nacional, aunque no supera al dato del 42,14 % correspondiente al 2015 (- 2,55 %). Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 18 Gráfica 3–14. Cobertura de la demanda (b.c.) con tecnología solar termoeléctrica en España por Comunidad Autónoma (Fuente: Red Eléctrica de España) En el año 2016, la producción neta de energía eléctrica nacional a partir de instalaciones fotovoltaicas, 7.965 GWh, supuso un 3,01 % de la demanda (b.c.) de energía eléctrica nacional, 265.009 GWh. En Extremadura, con los datos registrados de producción solar fotovoltaica, la cobertura en 2016 fue del 21,40 %, valor que no supera al dato del 22,98 % correspondiente al 2015 (- 1,58 %), pero que, al igual que en el caso de la tecnología termosolar, sitúa a Extremadura en el primer lugar del ranking nacional. Gráfica 3–15. Cobertura de la demanda (b.c.) con tecnología solar fotovoltaica en España por Comunidad Autónoma (Fuente: Red Eléctrica de España) En el año 2016, la producción neta de energía eléctrica nacional a partir de instalaciones termosolares, 5.060 GWh, supuso un 1,91 % de la demanda (b.c.) de energía eléctrica nacional, 265.009 GWh. En Extremadura, con los datos registrados de producción termosolar, la cobertura en 2016 fue del 39,59 %, valor que sitúa a Extremadura en el primer lugar del ranking nacional, aunque no supera al dato del 42,14 % correspondiente al 2015 (- 2,55 %). A continuación, la gráfica 5.16 muestra el porcentaje de cobertura de la demanda con tecnología solar termoeléctrica por comunidades autónomas en el año 2016. En el año 2016, la producción neta de energía eléctrica nacional renovable, 103.336 GWh, supuso un 38,99 % de la demanda (b.c.) de energía eléctrica nacional, 265.009 GWh. En Extremadura la Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 19 cobertura en 2016 fue del 116,56 %, valor superior al del año 2015 que fue de 102,57 % (+ 13,99 %) debido al incremento de la hidraulicidad del año 2016 con respecto al año 2015, sin embargo, sigue siendo inferior a la del año 2014 que fue del 135,96 % (- 19,4 %). A este respecto indicar que la generación solar ha decrecido con respecto a 2015. No obstante, Extremadura se sitúa en el segundo lugar del ranking nacional, tras Castilla y León, al igual que en el año 2015. Gráfica 3–16. Cobertura de la demanda (b.c) con renovables en España por Comunidad Autónoma (Fuente: Red Eléctrica de España) Abordando el análisis por tecnologías, por una parte, en el caso de la hidráulica en Extremadura en el año 2016, se señala que la producción supuso el 50,81 % de la demanda de energía eléctrica extremeña, valor que ha registrado un acusado incremento con respecto al del año 2015, cuyo porcentaje fue del 33,33 % (+ 17,48 %). En cuanto a la térmica renovable, la producción fue del 4,75 % de la demanda de energía eléctrica en nuestra región, valor que ha experimentado un ligero incremento con respecto al 4,12 % (+ 0,63 %) del 2015. Por otra parte, destaca el peso de la tecnología de origen solar en el balance de energía eléctrica extremeño. De hecho, juntas, las producciones termosolar y fotovoltaica suponen el 60,99 % de nuestra demanda en la anualidad del 2016; valor inferior al 65,12 % del 2015 (- 4,13 %). Finalmente, teniendo en cuenta que las tecnologías de origen renovable que tienen un mayor potencial de crecimiento en nuestra región son la solar termoeléctrica y la solar fotovoltaica, se realiza en los siguientes apartados el estudio de lo que supone cada una de ellas a la cobertura de la demanda (b.c.), por comunidades autónomas, en el año 2016. 3.1.1.4 Energía eólica en Extremadura Como ha podido deducirse de los subapartados anteriores Extremadura no tiene actualmente construido ningún parque eólico y por lo tanto no contribuye al desarrollo de este tipo de tecnología en el país. A lo largo del siglo XXI se ha realizado algunos intentos para la instalación de parques eólicos en esta Comunidad Autónoma, sin embargo, ninguno ha parecido haber prosperado. En 2008 el Consejo de Gobierno de la Junta de Extremadura autorizó la instalación de 23 de los 98 parques eólicos solicitados inicialmente en Extremadura, correspondientes a 11 promotores, y con una potencia global de 501 megavatios. Estos proyectos estaban condicionados a la creación de tres empleos indirectos por cada megavatio instalado. Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 26 Figura 3–6. Proyecto de repotenciación en Dinamarca por SIEMENS Siemens Energía recibió en 2009 la petición de Utility Vattenfall para la repotenciación del parque eólico de Nørrekær Enge, en el norte de Jutlandia en Dinamarca. Siemens proporcionó 13 aerogeneradores, cada uno con una potencia de 2,3 MW y un diámetro de de rotor de 93 m. Las turbinas Siemens se montaron sobre torres de 80 m de altura y remplazaron 77 máquinas más viejas. Aunque se redujo el número de máquinas en un factor de 6, el parque eólico Siemens sorprendentemente produce el doble de energía: aproximadamente 120 GWh de energía limpia para el medio ambiente. Esto supone electricidad suficiente para proveer a 20.000 hogares. La clave está en la escala de las turbinas sustituidas. Una sola máquina de 2,3 MW produce tanta potencia pico con los vientos de Nørrekær Enge como entre 8 y 15 de las antiguas máquinas instaladas en 1988 y 1990. El parque eólico, propiedad de la gigante sueca Vattenfall, tenía programada su puesta en marcha para finales de 2009. Consistió en el primer gran proyecto adscrito al programa de repotenciación del gobierno danés. En los próximos años, alrededor de 800 turbinas antiguas serán sustituidas por otras más potentes. El nuevo parque eólico sirvió también como exhibición en la Conferencia sobre Cambio Climático de las Naciones Unidas de 2009 en Copenhague. Esta repotenciación no es más que un ejemplo de lo que pronto se convertirá en una fuente de energía eólica adicional en Dinamarca, Alemania y California, cuyos gobiernos fueron pioneros en energía eólica en los 70 y 80. Por ejemplo, Bundesverband WindEnergie (BWE), la asociación de la industria eólica alemana, se marcó un objetivo de al menos 15.000 MW de nueva potencia eólica instalada mediante repotenciación para 2020. Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 27 4 CARACTERIZACIÓN DEL RECURSO EÓLICO La ubicación del parque que se encuentra situado en una zona en la zona Sur de Extremadura entre Monterrubio de la Serena y Peraleda de Zaucejo denominada Sierra del Quebrajo se trata de un terreno poco accidentado, con una orografía prácticamente llana y a aproximadamente 700 metros sobre el nivel del mar. La climatología de la zona está entre lo que se considera un clima Mediterráneo continental con diferencias de temperaturas no muy altas. La temperatura media anual es de 15,6 º, propia del Mediterráneo continental que viene corroborado por la media de las temperaturas máximas en el mes más cálido (julio) con más de 30º, mientras que la media de las temperaturas mínimas en el mes más frío (enero) se sitúa en 5º. Las precipitaciones también presentan diferencias notables entre 800 y 300 mm, con una media de 463 mm, siendo el mes más lluvioso diciembre. La presión atmosférica media anual está entre 900 y 925 hPa. La densidad del aire en la zona se sitúa entre 1,10 y 1,15 kg/m3 Las mediciones meteorológicas se realizan en todo momento mediante una torre de control, la cual se encarga de medir parámetros como temperatura, presión del aire, dirección del viento y velocidad del viento. 4.1 Atlas eólico de España Este apartado explica una de las herramientas utilizadas para llevar a cabo el cálculo de la energía. El Atlas Eólico es el resultado de un estudio realizado por el Ministerio de Industria, Energía y Turismo a través del IDAE (Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía) para poder evaluar el potencial eólico a nivel de planificación. Ha sido implementado gracias a un sistema de información geográfica de consulta pública, tal y como se explica en la misma página web del IDAE. Pese a que no se basa en un sistema de mediciones, se utilizaron algunos datos reales para verificar el proceso de simulación. El Atlas Eólico consiste en una malla de todo el territorio nacional con nodos distanciados un mínimo de 100 metros en coordenadas UTM. Cada nodo proporciona información relativa al terreno y el viento de la zona: • Velocidad del viento a 30, 60, 80 y 100 metros de altura. • Parámetros de Weibull (C y K) a dichas alturas. • Rugosidad del terreno. • Elevación respecto al nivel del mar. Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 28 4.1.1 Matriz de velocidades La matriz de velocidades es la representación de la velocidad del viento en los puntos correspondientes del parque eólico al que se refiere este proyecto. Se ha empleado el Atlas Eólico para obtener los datos medidos a 60 metros de altura y un software especializado para llevar a cabo la representación. Se trata de una matriz de 61x35 con una separación entre puntos de 100 metros en coordenadas UTM X e Y, abarcando una superficie de 21,35 km2. La Figura 4-1 muestra dicha matriz. Figura 4-1. Matriz de velocidades del parque eólico de Sierra del Quebrajo a 60 metros de altura Puede observarse como la velocidad supera los 5 m/s en cualquier punto del área representada. Se ha escogido una altura de 60 metros por ser un valor cercano a las alturas mínimas de torre de aerogeneradores fabricados en la actualidad. Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 29 4.1.2 Matriz de rugosidad Se ha obtenido la matriz de rugosidad de los mismos puntos que la matriz de velocidades del apartado 4.1.1. El objetivo del mapa es analizar donde están instalados los actuales aerogeneradores para cerciorar que no hay grandes índices de rugosidad, ya que se dificultaría la instalación de las nuevas máquinas y afectaría también a la generación de energía. Se representa el mapa en la Figura 4-2. Figura 4-2. Matriz de rugosidades del parque eólico de Sierra del Quebrajo Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 30 4.2 Rosa de los vientos La rosa de los vientos es la representación de un diagrama polar donde quedan definidas las posibles direcciones del viento y valores asociados a este. En el caso de la Figura 4-3, extraída del Atlas Eólico del IDAE, hay 16 intervalos que abarcan 22, 5º cada uno. Se muestran el tiempo y la energía eólica total asociada a cada dirección o intervalo.7 Figura 4-3. Rosa de los vientos de velocidad en Sierra del Quebrajo Figura 4-4. Rosa de los vientos de frecuencias en Sierra del Quebrajo Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 31 Como puede verse la dirección predominante en términos de energía, es decir, combinando ambas rosas de los vientos es la S. De hecho, esto explica que los aerogeneradores se hayan colocado con sus palas a barlovento y perpendiculares a dicha dirección. El conocimiento de la distribución de probabilidades de viento es importante para determinar el potencial eólico disponible, además de obtener otros parámetros energéticos de interés. . 4.3 Potencia eólica 4.3.1 Densidad de potencia La energía que contiene una corriente de aire se puede considerar en su totalidad cinética, como se muestra en (4-1): Ec = 1 2 ·m·v2 (4-1) Siendo m el caudal másico de aire y v la velocidad del viento. Por otra parte, el caudal másico de aire puede expresarse en función de la densidad (ρ) y el volumen (V). A su vez, el volumen se expresa en función del área (A) de la corriente de aire, velocidad (v) y tiempo (t), como se puede observar en (4-2): m = ρ·A·v·t (4-2) A continuación, sustituyendo (4-2) en (4-1) se obtiene la fórmula de la energía que posee el viento: E = 1 2 · ρ ·v3·t (4-3) Derivando la energía respecto al tiempo, se obtiene la potencia eólica disponible: P = 1 2 · ρ ·v3·A (4-4) Por último, la densidad de potencia, cuya fórmula es (4-5), es un parámetro muy utilizado que expresa el cociente entre la potencia y el área: 𝑃 𝐴 = 1 2 · ρ ·v3 (4-5) Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 32 4.3.2 Límite de Betz Las turbinas no son ideales y no aprovechan al 100% el recurso eólico, por lo que para obtener la potencia extraíble o aprovechable hay que añadir a la ecuación (4-5) el coeficiente de potencia (Cp), como se detalla en (4-6): P = 1 2 · Cp · ρ ·v3·A (4-6) El coeficiente Cp depende de varios parámetros: • Velocidad del viento. • Velocidad de giro del aerogenerador. • Forma de las palas. • Ángulo de paso de las palas. • Ángulo de orientación del plano de giro. La Figura 4-6 representa la variación del coeficiente de potencia en función de la velocidad específica (λ), cuya fórmula es (4-7). Figura 4-6. Coeficiente de potencia en función de la velocidad específica del rotor y del tipo de aerogenerador λ = 𝜔𝑅 𝑣 (4-7) Donde ω representa la velocidad angular del rotor de radio r y v es la velocidad del viento al llegar al aerogenerador. Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 33 4.3.3 Aplicación al proyecto En la Figura 4-6 puede observarse que el modelo de aerogenerador que aprovecha más la potencia disponible es el tripala y que, en consecuencia, es el más utilizado en la actualidad y el elegido para el desarrollo del proyecto. Sin embargo, el coeficiente de potencia se encuentra limitado por el límite de Betz, establecido en 𝐶𝑝 = 0,593, aunque en la actualidad los coeficientes de potencia son sensiblemente más bajos. Además, hay que destacar la importancia de la velocidad del viento, ya que como indica la fórmula (4-6) la potencia (y en consecuencia la energía) varía con el cubo de la velocidad. Por tanto, éste va a ser el parámetro a tener más en cuenta a la hora de elegir los aerogeneradores y su ubicación. El área barrida por las palas es otro factor proporcional a la potencia, por lo que las máquinas con diámetro de rotor grande también van a generar, en principio, mayor energía. Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 34 5 DESCRIPCIÓN DEL PARQUE EXISTENTE 5.1 Localización El parque eólico está localizado en el término municipal de Monterrubio de la Serena y peraleda de Zaucejo, provincia de Badajoz, concretamente en el paraje Sierra del Quebrajo, como puede verse en las figuras 5-1 y 5-2. Figura 5-1. Ubicación del parque eólico de Sierra del Quebrajo Figura 5-2. Situación del parque eólico de Sierra del Quebrajo Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 35 La superficie total aproximada del parque es de 15 km2, donde están instalados los 12 aerogeneradores actuales en forma de una sola hilera, en una sola fila, lo cual es típico cuando se sitúa sobre una elevación similar para todos. En la tabla 5-1 se indican las coordenadas UTM de cada uno de los 12 aerogeneradores (huso 30). Tabla 5-1. Coordenadas UTM de los aerogeneradores del parque eólico AEROGENERADORES UTM x (m) UTM y (m) AERO 1 277250.00 4267840.00 AERO 2 277500.00 4267710.00 AERO 3 277730.00 4267570.00 AERO 4 277980.00 4267430.00 AERO 5 278223.50 4267299.61 AERO 6 278470.00 4267200.00 AERO 7 278706.54 4267055.02 AERO 8 278706.79 4266618.92 AERO 9 278956.69 4266492.30 AERO 10 279291.45 4266395.86 AERO 11 280350.00 4266160.00 AERO 12 280560.00 4266050.00 5.2 Elevación El parque eólico actual está instalado a una altura comprendida entre los 651,5 y 724 metros sobre el nivel del mar. A continuación, en la siguiente tabla se especifican la cota a la que está situada cada aerogenerador. Tabla 5-2. Altura sobre el nivel del mar de cada aerogenerador del parque eólico Aerogeneradores Cota Plataforma (m) Cota explanación zapata (m) AERO 1 724,00 724,00 AERO 2 718,50 718,50 AERO 3 702,50 702,50 AERO 4 697,00 697,00 AERO 5 723,00 723,00 AERO 6 700,50 700,50 AERO 7 698,00 698,00 AERO 8 713,00 713,00 AERO 9 710,00 710,00 AERO 10 701,00 701,00 AERO 11 689,20 689,20 AERO 12 651,50 651,50 Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 42 Siendo las horas equivalentes el número de horas que una máquina tiene que estar funcionando a la potencia nominal para producir la misma cantidad de energía en un periodo de tiempo, por lo general un año. HEE = 𝐸·𝑅𝑡 𝑃𝑛 = 9147,53·0,9408 2,5 = 3442,40 h/año (5-7) Siendo E, la energía bruta producida en MWh , Rt, el rendimiento total para un aerogenerador, producto del rendimiento eléctrico y el factor de utilización y Pn la potencia nominal de la máquina en MW. Calculando de forma análoga la energía del resto de aerogeneradores, la energía total bruta producida en un año por las 12 máquinas es de 109770 MWh, lo que supone un factor de carga del 41,7%. Dicho factor de carga es la relación entre la energía real producida y la energía que producirían si operaran al 100% los 365 días del año. Sin embargo, las condiciones del viento no siempre son las necesarias para que la máquina opere a su potencia nominal (en el caso del ENERCON E-115, entre 12 y 25 m/s). En la Tabla 5-7 se resumen las características principales del parque existente en materia de producción de energía. Tabla 5-7. Resumen de parque actual en producción de energía Número de máquinas 12 Modelo del aerogenerador ENERCON E-115 (2,5 MW) Energía anual bruta (MWh) 109770 Horas equivalentes 3442,40 Factor de carga 0,417 5.5 Infraestructura eléctrica actual A continuación, se van a describir los principales elementos de carácter eléctrico. No se van a describir los sistemas de control, tampoco las celdas de conexión, fusibles… Solamente aquellos que tengan mayor repercusión en los costes como son la subestación transformadora y los conductores. Figura 5-4. Representación infraestructura eléctrica del parque eólico Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 43 5.5.1 Subestación transformadora Una subestación eléctrica es una instalación destinada a establecer los niveles de tensión adecuados para la transmisión y distribución de la energía eléctrica. Su equipo principal es el transformador. Normalmente está dividida en secciones, por lo general tres principales (medición, cuchillas de paso e interruptor), y las demás son derivadas. Las secciones derivadas normalmente llevan interruptores de varios tipos hacia los transformadores. La subestación transformadora de 20/66 kV conecta a los centros de transformación de cada aerogenerador mediante una línea subterránea de 20 kV. La interconexión del parque eólico con la red general se realiza a través de una línea aérea de 220 kV. Tanto la subestación, como la línea de interconexión con la red general no son objeto de este proyecto. 5.5.2 Conductores Como puede observarse en la figura 5-4, el parque consta de tres líneas las cuales llevan la energía generada desde los aerogeneradores, a la subestación transformadora con el objetivo de pasar de media a alta tensión. A su vez, cada una de estas líneas están divididas en tramos, los cuales se encuentran entre cada pareja de aerogeneradores o entre el último aerogenerador de cada línea y la subestación. Dichas líneas transportarán una potencia aproximada de 17500 kW, 7500 kW y 5000 kW, correspondiente a 7,3 y 2 unidades de aerogeneradores respectivamente. El centro de transformación se encuentra en la base de la torre por lo que la línea subterránea es directa, sin necesidad de emplazar ningún centro de transformación. La sección de cada uno de los conductores se muestra en la Tabla 5-8. Tabla 5-8. Sección de conductor para cada tramo de cada una de las líneas del parque Línea Tramo de Línea Sección Conductor (mm2) 1 AERO 1 2 150 AERO 2 3 150 AERO 3 4 150 AERO 4 5 150 AERO 5 6 240 AERO 6 7 240 AERO 7 SUB. 400 2 AERO 10 9 150 AERO 9 8 150 AERO 8 SUB. 150 3 AERO 12 11 150 AERO 11 SUB. 150 Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 44 El conductor instalado es uno de tipo unipolar aislado de hasta 18/30 kV enterrados bajo tubo. El conductor es de aluminio, disminuyendo así los costes con una capa extrusionada interna del mismo material que el conductor y un aislamiento de polietileno reticulado (XLPE). Esta tabla va a ser muy útil en un capítulo posterior ya que va a permitir saber si hay que cambiar la sección de los conductores de cada uno de los tramos de las líneas para cumplir con las exigencias energéticas de las nuevas y más potentes máquinas. Figura 5-5. Conductor tipo empleado en las líneas del parque eólico Figura 5-6. Detalle de canalización del cableado Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 45 5.6 Obra civil actual Se van a describir a continuación las características de los trabajos de obra civil que se ejecutaron en el parque en su construcción. Se van a exponer en este subcapítulo las dimensiones de los acceso y viales interiores, las plataformas de los aerogeneradores y por último, como es la cimentación de cada uno de los aerogeneradores. 5.6.1 Accesos y viales interiores Para la ejecución de las obras y posterior mantenimiento de las instalaciones se precisa construir unos caminos o viales a lo largo de las alineaciones de aerogeneradores, así como de unión entre alineaciones de estos con la subestación transformadora. Para este fin se emplearon en la mayoría de los casos caminos existentes en la zona, los cuales poseen las siguientes dimensiones: -Desnivel máximo: 12% -Anchura útil de la calzada: 4 metros -Altura durante el trayecto libre de obstáculos: 4,56 metros -Radios de curvatura exterior: 26 metros -Radios de curvatura interior: 22 metros El acceso al parque se realiza desde dos puntos, kilómetro 6 de la carretera BAV-4025, la cual une a Peraleda del Zaucejo con Zalamea de la Serena y kilómetro 32 de carretera EX211, a través de caminos vecinales. Existe un tramo prácticamente lineal por la Sierra del Quebrajo siguiendo la alineación de los aerogeneradores. La sección de los caminos está compuesta por una subbase de zahorra natural de 35 cm de espesor sobre la que se encuentran extendidos 30 cm de zahorra artificial. 5.6.2 Plataformas de los aerogeneradores Existe una plataforma horizontal a los pies de cada aerogenerador para llevar a cabo el montaje a base de un relleno construido por zahorra compactada. -Dimensión de cada plataforma: 25m x 15m Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 46 5.6.3 Cimentación de los aerogeneradores La cimentación actual instalada en el parque ha sido ejecutada según el estándar de cimentación de ENERCON para este aerogenerador de 2,5 MW de potencia nominal y una altura de buje de 92 metros. En términos generales, el diseño de la cimentación existente consta de una cimentación rectangular a base de hormigón de calidad C25/30 (fuerza de compresión tras 28 días; 30 N/mm2), acero armado BST 500S (límite aparente de elasticidad: 500 N/ mm2) y parámetros de terreno definidos. Figura 5-7. Ejecución de la cimentación de uno de los aerogeneradores La cimentación está realizada mediante una zapata de hormigón armado. -Geometría de la zapata: cuadrada -Dimensiones de la zapata:12,5 m x 12,5 m -Profundidad: 2 metros en el terreno natural Figura 5-8. Alzado y planta de la zapata ejecutada para cada aerogenerador Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 47 6 SELECCIÓN DEL AEROGENERADOR Después de un estudio general de mercado de los diferentes fabricantes de aerogeneradores que hay en Europa, se ha decidido optar por comparar máquinas de un fabricante español (GAMESA), un alemán (ENERCON) y un danés (VESTAS), ya que proporcionan modelos que se ajustan bastante a lo que se busca en este emplazamiento, el cual puede considerarse de una zona de viento “medio-alto”. Además, GAMESA es muy conocido debido a la gran cantidad de megavatios instalados en España. En primer lugar, para llevar a cabo una comparativa más exhaustiva y precisa, se han seleccionado 3 puntos dentro del parque eólico existente, los cuales se corresponden a las coordenadas de 3 aerogeneradores. Dichos aerogeneradores están relativamente separados en la distribución y no se encuentran alimentados por la misma línea de alimentación. Cada uno de los aerogeneradores tiene diferentes condiciones de viento para comparar la producción energética en función de distintos parámetros de Weibull. Los puntos de análisis seleccionados se muestran en la Tabla 6-1 y se representan gráficamente en la Figura 6-2. Tabla 6–1. Coordenadas (UTM) de los puntos seleccionados para la comparación de los aerogeneradores Coordenada X Coordenada Y Aerogenerador 277250.00 4267840.00 1 278706.79 4266618.92 8 280560.00 4266050.00 12 Figura 6–1. Puntos elegidos para la comparación de aerogeneradores Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 48 6.1 Perfil de Velocidades Un aspecto importante a tener en cuenta es el perfil de velocidades, este muestra la relación entre la altura y la velocidad del viento ya que el IDAE no proporciona la velocidad del viento a cualquier altura. La función que relaciona la altura con la velocidad del viento se corresponde con la fórmula (6-3): V2 = V1(𝑧2 𝑧1)𝑛 (6-1) Siendo V1 y V2 las velocidades a las alturas Z1 y Z2 y n el exponente de Hellman (apareciendo como α en la Figura (6-2)). Dicho exponente puede tomarse directamente sacándolo de la Figura o puede calcularse de una forma más exacta utilizando la relación logarítmica mostrada en (6-2). n = 0,096 log z0 + 0,016 (log z0)2 + 0,24 El parámetro z0 indica la rugosidad del punto seleccionado en metros. Figura 6-2. Perfil de velocidades según el exponente de Hellman (6-2) Teniendo en cuenta la figura anterior se podría considerar que el coeficiente de Hellman para este trabajo podría considerarse de n=0,6, al tratarse de una zona predominantemente rústica. Sin embargo, gracias a la aportación de los datos del IDAE, puede calcularse de forma más precisa mediante la expresión desarrollada en la Figura 6-2 ya que proporciona el valor de la rugosidad para el emplazamiento de este parque. Según los datos del IDAE el valor de la rugosidad es de 0,6, por lo que si se introduce este valor en la expresión logarítmica se obtiene un coeficiente de Hellman de n=0,219, pudiendo obtener un perfil de velocidades más ajustado a la realidad. Con los datos de velocidad que proporciona el IDAE y recalculando mediante las ecuaciones 6-1 y 6-2, se representan en la siguiente figura los perfiles de velocidad para los puntos de la Tabla 6-2, que permite conocer en cualquiera de esos tres puntos la velocidad media del viento desde los 0 hasta 140 metros. Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 49 Gráfica 6-1. Perfil de velocidades en tres puntos de estudio del parque eólico En la gráfica 6-1 se muestra que las pendientes de cada una de las curvas correspondientes a los tres puntos de análisis del emplazamiento son prácticamente paralelas, por lo que el comportamiento del viento debe de ser igual en cada uno de ellos. Se muestran en la siguiente Tabla 6-2 la velocidad media del viento en cada punto a la misma altura para ver la diferencia. Tabla 6-2. Velocidad media en cada punto de análisis Punto Velocidad a 80 m (m/s) AERO1 6,712 AERO8 6,535 AERO12 6,225 Puede observarse que el perfil de velocidades de la zona estudiada se asemeja al perfil rústico mostrado en la Figura (6-2). Por lo que un gran aumento de la altura no va a producir un aumento considerable de la velocidad. De esta manera, en principio y sin haber realizado todavía ningún tipo de análisis, aerogeneradores con una potencia no muy alta podrían dar mayor 0 20 40 60 80 100 120 140 160 0 1 2 3 4 5 6 7 8 Altura (m) Velocidad (m/s) AERO1 AERO8 AERO12 Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 50 rentabilidad que otros con una potencia nominal muy alta (mayores de 4 MW), de la misma manera, puede que máquinas situadas a media altura sean más rentables que unas a gran altura debido a lo descrito al comienzo de este párrafo. Todo ello va a ser estudiado en este capítulo, así como en los posteriores. 6.2 Clase del Aerogenerador El primero de los tres criterios que van a emplearse para la selección del aerogenerador se trata de la clase de este, ya que es muy importante para evaluar si el aerogenerador puede instalarse en el parque o no. Este hito se trata de un factor determinante en la elección del modelo, ya que delimita el número de opciones. La norma IEC 61400-1 describe que los aerogeneradores están sujetos a las condiciones ambientales y eléctricas que pueden afectar su carga, durabilidad y operación. Las condiciones externas que considerar en la selección del aerogenerador son dependientes del sitio intencionado o ubican el tipo para una instalación. Las clases de aerogeneradores son definidos en términos de velocidad de viento y parámetros de turbulencia. Cabe mencionar que la intención de las clases es la de cubrir la mayor parte de los usos. Los valores de velocidad de viento y parámetros de turbulencia son requeridos para representar los valores característicos de muchos sitios distintos y no dar una representación exacta de ningún sitio específico. El objetivo de clasificar los aerogeneradores es el de lograr la robustez, que varía claramente gobernada por la velocidad del viento y los parámetros de turbulencia. Se diferencian 4 clases de turbinas de viento según la norma 61400-1 para ajustarse a diferentes condiciones de viento. Las clases están designadas por números en romano. La Tabla 6-3 especifica los parámetros básicos que definen las clases de las máquinas. Tabla 6-3. Parámetros de la velocidad del viento para clases de turbinas de viento Parámetro Clase I Clase II Clase III Clase S Vref (m/s) 50 42,50 37,50 Diseño vave (m/s) 10,00 8,50 7,50 Diseño A Iref (-) 0,18 0,18 0,18 Diseño B Iref (-) 0,16 0,16 0,16 Diseño C Iref (-) 0,12 0,12 0,12 Diseño Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 51 La velocidad de referencia (Vref) puede expresarse mediante: Vref = 𝑉𝑎𝑣𝑒 0,2 (6-3) Ahora se van a describir brevemente cada uno de los parámetros de la Tabla 6-3: - Vref: velocidad media de referencia durante 10 minutos con periodo de retorno de 50 años - Vave: velocidad promedio anual a la altura del centro del rotor - A: designa la categoría para turbulencias altas - B: designa la categoría para turbulencias medias - C: designa la categoría para turbulencias medias - Iref: es el valor esperado de la intensidad de turbulencia a 15 m/s Sin embargo, debido a que la distribución de velocidades del emplazamiento estudiado no sigue una distribución normal, la verificación de la clase no se va a basar en calcular la velocidad media y su desviación típica. Durante la mayor parte del tiempo, la velocidad del viento en el parque se encuentra en un intervalo de entre 6 y 8 m/s para una altura media de 80 metros como demuestra el análisis de la rosa de los vientos y la distribución de densidad de Weibull, por lo cual, la velocidad de referencia estará entre los 30 y 40 m/s. Una vez calculada la velocidad de referencia, los modelos a comparar según su clase (dada por cada fabricante) son los que se muestran en la siguiente Tabla 6-4. Tabla 6-4. Clase de los aerogeneradores candidatos a ser seleccionados para la repotenciación Modelo VESTAS V136/3450 GAMESA G132/3300 GAMESA G132/5000 ENERCON E138/3500 Clase IIA IIA IIA IIIA Vref Máxima 42,5 42,5 42,5 37,5 Norma IEC APTO APTO APTO NO APTO Como puede observarse en la Tabla 6-4 el modelo E138 de 3,5 MW de Enercon, va a ser descartado según su clase y por lo tanto del proceso selectivo, ya que no asegura el cumplimento de la norma IEC 61400-1 en la zona donde se va a realizar la repotenciación del parque eólico existente. El catálogo de Enercon lo aconseja para zonas con velocidades de viento bajas, donde se aprovecha de una mejor forma su gran diámetro de rotor. Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 58 Se va a utilizar este dato en la tabla siguiente como base para determinar qué torre es más apropiada a priori, aunque en este capítulo, al no tenerse en cuenta aún las ganancias que va a obtener el parque por la venta de energía, no se va a seleccionar la altura de torre que se va a instalar. Tabla 6-10. Comparativa energética-económica de las torres disponibles para el G-132/3300 G-132 (84m) G-132 (97 m) G-132 (114 m) G-132 (134 m) G-132 (150 m) Total (MWh) 49241,38 51231,65 53466,49 55694,53 57238,19 Inc. Altura (m) - 13 30 50 66 Inc.Energía (%) - 4 9 13 16 Inc. Costes (%) - 6,5 15 25 33 La torre de menor altura ha sido usada como referencia para realizar la comparativa. Puede observarse que los costes van creciendo más rápidamente que la energía producida a medida que se aumenta la altura. Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 59 7 INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA En este capítulo se pretende analizar si tanto el cableado como la paramenta eléctrica instalada ya en el parque existente puede ser aprovechada garantizando el correcto funcionamiento de los nuevos aerogeneradores de 3,3 MW. Si puede seguir utilizándose la infraestructura eléctrica entonces no habrá que invertir dinero en comprar e instalar nuevos componentes, por el contrario, si por las exigencias de las nuevas máquinas se requiere comprar nuevos suministros y por consiguiente tener que costear el desmantelamiento de lo actual e implantación de la parte nueva, encarecerá los costes de la repotenciación. La manera de realizar el análisis va a ser realizando un cálculo de las intensidades nominales que van a circular por cada tramo de cable, y en función de dichas intensidades, el tipo de cable y el aislamiento necesario. A la hora de calcular la sección del conductor, se va a emplear el criterio térmico. Una vez obtenida, se comprobará que la sección cumple el criterio de caída de tensión máxima. Por último, se estudiará el tipo de celdas de conexión que requiere cada aerogenerador en el parque. En el capítulo anterior se carecía de información suficiente para determinar cuál de las distintas posibilidades de altura de rotor que proporciona el fabricante es el más indicado, ya que todavía no se ha realizado el análisis de viabilidad. Mediante el estudio que se lleva a cabo durante este capítulo tampoco va a ser posible llegar a un proceso de selección de una altura sobre otra, ya que a la hora de realizar los cálculos descritos en el párrafo anterior se tiene en cuenta siempre la potencia nominal de la máquina, independientemente de que pueda producir más o menos en una región determinada y a una altura específica. Por lo tanto, sólo se tendrán que realizar las comprobaciones de si es suficiente con la instalación eléctrica actual o no una sola vez. 7.1 Intensidades Nominales Cada tramo de línea tiene una intensidad nominal asociada la cual puede ser calculada según la fórmula (7-1). In (A) = 𝑃𝑛 (𝐾𝑊) √3 𝑐𝑜𝑠𝜑 𝑈𝑛(𝐾𝑉) (7-1) El factor de potencia cosφ se extrae de la hoja de características del modelo que proporciona el fabricante, va a emplearse el factor de potencia nominal de la máquina cuyo valor es de 0,95. El valor de la tensión nominal de la línea Un es de 20 KV. El valor de la potencia nominal Pn será de 3,3 MW (en el caso en el que una línea tuviera un solo aerogenerador). Con todos estos datos, se muestran en la Tabla 7-1 los resultados de la intensidad nominal en cada uno de los tramos del parque. Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 60 Tabla 7–1. Tramos de cada línea e intensidades nominales para aerogeneradores de 3,3 MW Línea Tramos de Línea Pn (KW) In (A) 1 AERO 1 2 3300 66,85 AERO 2 3 6600 133,70 AERO 3 4 9900 200,55 AERO 4 5 13200 267,40 AERO 5 6 16500 334,25 AERO 6 7 19800 401,10 AERO 7 SUB. 23100 467,95 2 AERO 10 9 3300 66,85 AERO 9 8 6600 133,70 AERO 8 SUB. 9900 200,55 3 AERO 12 11 3300 66,85 AERO 11 SUB. 6600 133,70 Figura 7–1. Numeración de nodos de la red y representación de subestación y líneas Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 61 7.2 Cálculo de conductores El cálculo de la sección del conductor se va a realizar mediante el criterio térmico y usando también como base las tablas que son proporcionadas por la ITC-LAT-06. La metodología de calculo es la que se expone a continuación: 1. Calcular el valor de I1, expresado en la siguiente fórmula (7-2) I1 = 𝐼𝑛 𝑘 (7-2) 2. Obtener de las tablas el valor de la sección del cable cuya intensidad (Itablas) es mayor o igual que I1. 3. Se ha de verificar la condición (7-3) k×Itablas > In (7-3) Se va a estudiar si se sigue usando el cable con conductor de aluminio existente (XLPE) o si por el contrario se necesita sustituir la sección de este e incluso el aislamiento y material, teniendo en cuenta criterios de funcionamiento y por supuesto el económico. La instalación se realizar mediante cables directamente enterrados. Siguiendo la ITC-LAT-06, es necesario emplear coeficientes de corrección en caso de no cumplirse las siguientes condiciones: • Temperatura del terreno a 25ºC • Terreno con resistividad térmica normal (1,5 K·m\W) • Ternas de cables unipolares agrupados en contacto mutuo, o un cable tripolar • Profundidad de la instalación de 1 metro Según la instalación existente, se ha optado por colocar cables unipolares agrupados a un metro de profundidad. El resto de las condiciones dependen del terreno y no pueden modificarse, por lo que es necesario utilizar coeficientes correctores. 7.2.1 Factor de Corrección de la Temperatura del Terreno La temperatura máxima del terreno se da en agosto, llega a los 32 ºC según el IDAE. Se va a emplear el factor de corrección a esa temperatura a pesar de ser muy poco frecuente, de esta manera se van a evitar problemas en la instalación eléctrica en los días más calurosos del año. Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 62 Tabla 7–2. Temperaturas máximas asignadas al conductor (ITC-LAT-06) Según la Tabla 7-7, la temperatura máxima de servicio permanente es de 90ºC para el polietileno reticulado (XLPE). Una vez se tiene este valor se puede calcular mediante la siguiente Tabla 7-3, el factor de corrección buscado. Tabla 7–3. Factor de corrección para temperaturas del terreno distintas a 25ºC (ITC-LAT-06) Como el valor de 33ºC no se encuentra en la tabla entonces se realiza una interpolación lineal para obtener el factor de corrección a esa temperatura del terreno que resulta ser 0,944. 7.2.2 Factor de Corrección de la Resistividad del Terreno El ITC-LAT-06 muestra el valor de la resistividad térmica del terreno para poder calcular el factor de corrección. En la Tabla 7-4 se muestran estos valores. Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 63 Tabla 7–4. Resistividad térmica del terreno en función de su naturaleza y de la humedad El tipo de suelo predominante en los términos de Monterrubio de la Serena y por lo tanto en la Sierra del Quebrajo es acrisol con una gran presencia de silicatos. Se trata de un suelo muy rico en arcilla y muy seco, sobre todo en verano, en consecuencia, se considera una resistividad térmica de 1,2 K·m/W. Tabla 7–5. Factor de corrección para la resistividad térmica del terreno (ITC-LAT-06) Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 64 Sin embargo, puede observarse para seleccionar el factor de corrección es necesario conocer la sección del conductor que se va a utilizar, por lo tanto, se va a proceder al cálculo tanto de la sección del conductor como del factor de corrección de resistividad térmica. La Tabla 7-6 también va a ser utilizada para realizar dichos cálculos. Tabla 7–6. Intensidades máximas admisibles (amperios) en servicio permanente (ITC-LAT-06) Los cables en la instalación van enterrados y aunque los que están actualmente instalados son de aluminio y con un aislamiento de polietileno reticulado (XLPE) puede que por las nuevas necesidades simplemente no sirvan porque la sección del cable no es suficiente. Si esto fuera así se valoraría si introducir nuevos cables de aluminio o por el contrario utilizar cobre, así como seguir usando polietileno reticulado como aislamiento o cambiar a HEPR (etileno-propileno de alto módulo). Se van a calcular a continuación las secciones del conductor necesarias para cada una de las líneas de la instalación, pero antes se va a calcular la sección del conductor para el tramo de línea con la potencia nominal más alta de la red. Dicha potencia según la Tabla 7-2 es de 23,10 MW a la que le corresponde una intensidad nominal (In) de 467,95 amperios. Tabla 7-7. Cálculo de la sección necesaria para In=467,95 A con conductor de cobre Itablas (A) HEPR Itablas (A) XLPE Sección (mm2) Factor corrector de resistividad (K1) Factor corrector de temperatura (K2) Ktotal (K1·K2) I1=In/k Itablas≥I1 K·Itablas>In 135 130 25 1,138 0,944 1,08 435 NO NO 160 155 35 1,138 0,944 1,08 435 NO NO 190 180 50 1,138 0,944 1,08 435 NO NO 235 225 70 1,147 0,944 1,08 432 NO NO 280 265 95 1,156 0,944 1,09 428 NO NO Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 65 320 300 120 1,156 0,944 1,09 428 NO NO 360 340 150 1,156 0,944 1,09 428 NO NO 405 380 185 1,156 0,944 1,09 428 NO NO 470 440 240 1,156 0,944 1,09 428 SI SI 530 490 300 1,164 0,944 1,10 425 SI SI 600 560 400 1,164 0,944 1,10 425 SI SI De la Tabla 7-7 se obtiene que para los dos tipos de aislamiento disponibles se necesita al menos una sección de 240 mm2, teniendo el HEPR una mayor capacidad de soportar intensidades más elevadas. Se trata de una sección de conductor grande, debido a que se ha calculado el tramo de línea que más intensidad tiene que soportar. A continuación, se va a realizar el mismo estudio, pero utilizando como material del conductor, el aluminio, material más barato que el cobre, pero el cual va a necesitar una sección mayor para soportar intensidades. Tabla 7–8. Cálculo de la sección necesaria para In=467,95 A con conductor de aluminio Itablas (A) HEPR Itablas (A) XLPE Sección (mm2) Factor corrector de resistividad (K1) Factor corrector de temperatura (K2) Ktotal (K1·K2) I1=In/k Itablas≥I1 K·Itablas>In 105 100 25 1,138 0,944 1,08 435 NO NO 125 120 35 1,138 0,944 1,08 435 NO NO 145 140 50 1,138 0,944 1,08 435 NO NO 180 170 70 1,147 0,944 1,08 432 NO NO 215 205 95 1,156 0,944 1,09 428 NO NO 245 235 120 1,156 0,944 1,09 428 NO NO 275 260 150 1,156 0,944 1,09 428 NO NO 315 295 185 1,156 0,944 1,09 428 NO NO 365 345 240 1,156 0,944 1,09 428 NO NO 410 390 300 1,164 0,944 1,10 425 NO NO 470 445 400 1,164 0,944 1,10 425 SI SI Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 66 En la Tabla 7-8 puede observarse utilizando el aluminio como material conductor se tiene menor libertad a la hora de elegir una sección para el cable ya que solamente la sección de 400 mm2 tanto para el XLPE como para el HPRE cumpliría con el criterio, aunque para el polietileno reticulado quedaría muy ajustado. Como se había dicho anteriormente el aluminio tiene una menor capacidad de soportar intensidades al compararlo con el cobre. Operando de forma análoga se obtienen las secciones necesarias para las intensidades nominales que recorren cada tramo de las líneas de la red. En la Tabla 7-9 se especifica la sección necesaria según el tipo de aislamiento y el material. Tabla 7–9. Sección de conductor para cada intensidad nominal según material y aislamiento In (A) Sección necesaria Cu (HPRE) mm2 Sección necesaria Cu (XLPE) mm2 Sección necesaria Al (HPRE) mm2 Sección necesaria Al (XLPE) mm2 66,85 25 25 25 25 133,70 25 25 35 50 200,55 50 70 95 95 267,40 95 95 150 150 334,25 120 150 185 240 401,10 185 185 300 300 467,95 240 240 400 400 Una vez que se ha calculado la sección mínima que tiene que tener el cable para cada una de las intensidades nominales posibles, se va a analizar si la instalación existente es válida o no. En la Tabla 7-10 se especifica la sección instalada en cada uno de los tramos de las tres líneas que tiene la red para poder hacer una comparativa con los datos obtenidos en la Tabla 7-9. El cable instalado tiene un conductor de aluminio y un aislamiento de polietileno reticulado (XLPE), por lo tanto, la comparativa se realizará observando la última de las columnas de la Tabla 7-10. Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 67 Tabla 7–10. Análisis de sección de conductores en instalación existente Línea Tramo de Línea Sección Instalada mm2 Sección Necesaria mm2 Válido 1 AERO 1 2 150 25 SI AERO 2 3 150 50 SI AERO 3 4 150 95 SI AERO 4 5 150 150 SI AERO 5 6 240 240 SI AERO 6 7 240 300 NO AERO 7 SUB. 400 400 SI 2 AERO 10 9 150 25 SI AERO 9 8 150 50 SI AERO 8 SUB. 150 95 SI 3 AERO 12 11 150 25 SI AERO 11 SUB. 150 50 SI En la Tabla 7-10 puede observarse que la mayoría de la infraestructura eléctrica a nivel de cableado es totalmente válida, ya que los conductores actualmente soy muy grandes. Sin embargo, existe un tramo que no cumpliría con el criterio de intensidad máxima admisible, por lo que debería de ser sustituido. Por lo que finalmente se va a optar por cambiar todos los conductores de la instalación hasta la subestación instalando una única sección de conductor con el objetivo de facilitar las labores de mantenimiento en el parque (una única sección de cable en el almacén). El fabricante Prysmian, ofrece dentro de su gama de productos cables especiales para instalaciones renovables, entre todas las posibilidades de secciones que tienen, se puede encontrar uno de 400 mm2 que será el que va a instalarse en todos los tramos del parque. Para el cableado horizontal de los parques eólicos el modelo propuesto por el fabricante es el Al EproWIND. Un cable de MT (12/20 kV, 18/30 kV) con conductor y pantalla de aluminio. La principal particularidad de este cable es la posibilidad de ser tendido directamente sin previa preparación de lecho de arena, un ahorro económico y una mejora en la seguridad. La composición especial de la cubierta y la pantalla de aluminio corrugado dotan al cable de una especial resistencia mecánica, superior a la de los cables convencionales de MT. Esta protección adicional es una garantía frente a otras agresiones mecánicas como pueden ser los roedores. Las características técnicas de este cable extraídas del catálogo del fabricante se muestran en la siguiente figura: Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 74 ZRed = 0,8 Ω ICC = 20.000 ·1,1 √3 ·(1+0,8) = 7.056 A (7-9) 7.2.5.3 Cortocircuito admisible Ahora habrá que calcular la intensidad de cortocircuito máxima que soportarán los conductores previamente seleccionados para ver si cumplen con la condición de que estos valores deben de ser mayores que (7-11). La intensidad de cortocircuito máxima admisible en conductores se calcula según 7-10: Icc · √𝑡 = S · C (7-10) Donde: - Icc es la intensidad máxima de cortocircuito - T es el tiempo de duración del cortocircuito - S es la sección del conductor C es la constante que depende del material del conductor y que, en este caso, para los conductores elegidos será de valor constante 93, (para el caso del cobre es de 142). ICC = 400 · 93 √1 = 37.200 A Hay que comprobar que la sección de cable de 400 mm2 soporta la mayor corriente de cortocircuito que puede darse en la instalación. El valor más elevado en el nivel de 20 kV es de 7.056 A como se ha calculado en los apartados anteriores, por lo tanto, el conductor de 400 mm2 de sección cumple con el criterio de intensidad de cortocircuito y por lo tanto todos los criterios necesarios para ser instalado. 7.2.6 Celdas de conexión Las celdas de conexión son necesarias para conectar los aerogeneradores a la línea de media tensión. Sin embargo, no todos necesitan el mismo tipo de celda ya que la ubicación de cada uno influye en la elección. Para este proyecto se ha decidido elegir al fabricante MESA, diseñador y fabricante de productos de media y alta tensión, proporciona un catálogo que incluye celdas como las mostradas en la siguiente Figura 7-4. Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 75 Figura 7–4. Tipos de celdas de conexión según el fabricante MESA • Celdas intermedias: se utilizan en los aerogeneradores que no son ni de final de línea ni intersección de dos líneas. • Celdas de confluencia: para las máquinas que se encuentran en la intersección de dos líneas. • Celdas de final de línea: necesarias en aerogeneradores situados al final de cada línea. Las celdas DVCAS del fabricante MESA han sido diseñadas exclusivamente para el mercado eólico, proporcionando una celda compacta, resultado de la configuración de la unión de distintos módulos. Además, podrían ser aprovechadas para instalarlas en las nuevas máquinas de potencia nominal 3,3 MW si fueran capaces de soportar las nuevas condiciones de operación. Tabla 7–14. Características de las celdas en la base del aerogenerador Tipo Aparamenta aislada SF6 Servicio Continuo Nº de Fases 3 Nº de embarrados 1 Tensión nominal asiganda 24 kV Tensión de servicio 20 kV Frecuencia nominal 50 Hz Intensidad nominal 600 A Tensión máxima a frecuencia industrial 50 kV Tensión máxima a impulso tipo rayo 125 kV Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 76 Poder de corte en cortocircuito 16 kA Intensidad nominal de cresta 40 kA Tabla 7–15. Tipo de celda para cada aerogenerador Aerogenerador Tipo de Celda AERO 1 OL1A AERO 2 OL1L1A AERO 3 OL1L1A AERO 4 OL1L1A AERO 5 OL1L1A AERO 6 OL1L1A AERO 7 OL1L1A AERO 8 OL1L1A AERO 9 OL1L1A AERO 10 OL1A AERO 11 OL1L1A AERO 12 OL1A En este proyecto no resulta útil valorar si las celdas de línea de protección actuales podrían ser reaprovechadas una vez estuvieran instalados los nuevos aerogeneradores, porque, aunque lo fueran, el fabricante no proporciona las celdas de protección de línea independientes del molino, sino que lo suministra todo junto. Sin embargo, lo que si es interesante es estudiar si las celdas de protección del transformador de la subestación son válidas para las nuevas condiciones de funcionamiento. Para a ello habrá que contemplar si la nueva intensidad de cortocircuito y la intensidad nominal total que circularían por el transformador están dentro de el rango de seguridad y buen funcionamiento de este, si no lo estuviera, habría que comprar uno que si que satisficiera los requerimientos de la nueva instalación. Para ello se emplea un interruptor automático, que será el encargado de proteger el transformador y de realizar la extinción del arco de una manera rápida y segura. El interruptor está constituido por tres polos diferentes y se encuentra dentro de la cuba de SF6. Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 77 El interruptor automático del que está dotado el módulo de protección del transformador actualmente tiene las siguientes características: Tabla 7–16. Características del interruptor automático del transformador de la subestación Tensión nominal asignada 24 kV Tensión de servicio 20 kV Frecuencia nominal 50 Hz Intensidad nominal 400 A Tensión nominal 50 kV Tensión máxima a impulso tipo rayo 125 kV Poder de corte de cortocircuito 25 kA Poder de cierre 63 kA Puede observarse como el interruptor automático instalado actualmente no es válido para la nueva instalación, ya que tienen una intensidad nominal de 400 A y con las nuevas máquinas van a circular la suma de la intensidad nominal en cada una de las tres líneas, o sea 735,35 A y aunque si sería capaz de cortar el cortocircuito más desfavorable, hay que sustituir dicha protección. Para ello, se ha decidido por seleccionar una celda modular de protección mediante interruptor automático, equipado con un interruptor automático de corte en vacío en serie con un interruptorseccionador de tres posiciones que si que es capaz de soportar tanto la intensidad nominal como la intensidad de cortocircuito de la instalación. Tabla 7–17. Características de la nueva celda de protección del transformador de la subestación Tensión nominal asignada 24 kV Tensión de servicio 20 kV Frecuencia nominal 50 Hz Intensidad nominal 630 A Tensión nominal 50 kV Tensión máxima a impulso tipo rayo 145 kV Poder de corte de cortocircuito 16 kA Poder de cierre 63 kA Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 78 No se han valorado las celdas de protección del transformador de servicios auxiliares (SSAA) ya que, en el proyecto de diseño del parque, no se consideró. Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 79 8 OBRA CIVIL En este capítulo se pretende realizar un estudio de toda la obra civil del parque existente para saber si cumple con las necesidades de los nuevos aerogeneradores que van a instalarse. Al repotenciar un parque eólico hay que sustituir las máquinas antiguas por unas actuales y debido a que las nuevas máquinas son más grandes al producir más potencia, por regla general, las cimentaciones de las máquinas antiguas no sirven para los nuevos aerogeneradores. Otro aspecto importante a parte de la cimentación es el de los caminos y viales. Se intentarán conservar los caminos actuales para realizar las tareas de transporte, accesos y montaje minimizando así los costes. Más adelante se mostrará si los actuales son válidos o no, por qué, y si no son válidos, las medidas que se llevarán a cabo. 8.1 Caminos El ancho del camino se dimensiones en función del tamaño de la góndola o “Nacelle”, ya que es la parte más ancha de un aerogenerador. Así para este proyecto la anchura requerida para los caminos es de 5 a 6 metros. No es necesario ampliar la anchura mucho más ya que se va a emplear una grúa telescópica desmontable, en lugar de una grúa de cadenas para realizar el desmantelamiento de las máquinas existentes, así como el montaje de las nuevas. El motivo de esta elección es porque este tipo de vehículo requiere menos superficie adicional y presentan un mayor ritmo de montaje. Figura 8–1. Grúa telescópica sin cadenas para desmantelamiento y montaje de los aerogeneradores Puesto que cómo se describió en el capítulo 5 la anchura de los caminos es de 4 metros y por lo tanto no se llega al mínimo, se realizará un ensanchamiento de 1 metro a cada lado de el mismo en toda su longitud conectando los dos puntos de acceso al parque, desde el kilómetro 6 de la carretera BAV-4025 hasta el kilómetro 32 de la carretera EX-211. Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 80 La longitud total del camino construido es de 4600 metros, aunque se va a considerar que mide 5000 metros siguiendo un criterio más conservador. Por lo tanto, la superficie nueva a construir será: Sn = Lc· H= 5000 · 2 = 10000 m2 (8-1) • Sn: superficie total nueva a construir de terreno • Lc: longitud total del camino • H: anchura adicional del camino Figura 8–2. Modificación de la anchura del camino de accesos La sección de los viales no va a cambiar y seguirá estando compuesta por una sub-base de zahorra natural de 35 cm de espesor sobre la que se extenderán 30 cm de zahorra artificial compactadas ambas con eventual humectación hasta el 98% de la densidad obtenida mediante el ensayo de Próctor Modificado. Considerándose así que el firme está adecuado para soportar la máxima carga (el elemento más pesado es la góndola con 120000 kg), y el continuo paso de camiones. Los caminos existentes hacen posible una correcta maniobrabilidad de las máquinas sobre el terreno en el aspecto de la longitud mínima que deben de tener cada uno de los tramos, esta longitud debería ser de 60 metros como mínimo para un vehículo que transporte una máquina de las dimensiones como las de la G-132-3.3 MW ya que el tramo más corto es de 230 metros por lo tanto en ese aspecto no habrá problemas. No se han detectado desniveles mayores al 12% en tramos rectos ni mayores al 7% en curvas, por lo que las grúas podrán realizar su recorrido correctamente. Respecto al radio de curvatura mínimo que debe de cumplirse en las zonas curvadas del camino, van a respetarse los construidos ya que son válidos para el transporte de los nuevos componentes del aerogenerador. Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 81 8.2 Plataformas de montaje Para llevar a cabo el montaje de los aerogeneradores seleccionados, es imprescindible habilitar un área reservada para esta tarea, elaborada fundamentalmente por un relleno construido a base de zahorra compactada acorde a las cargas que soporta. Actualmente las zonas de maniobra para este fin tienen una superficie de 25 m x 15 m a los pies de cada aerogenerador. Sin embargo, debido a los requerimientos del nuevo fabricante, deberán de ser ampliadas. Estas plataformas están dimensionadas en función del tamaño del aerogenerador que se va a instalar, debido a que unas dimensiones reducidas dificultan el montaje y encarecen el coste de cada máquina instalada. La superficie de esta se diseña con una pendiente mínima del 0,2 - 1% para facilitar el drenaje del agua superficial acumulada; no aceptándose en ningún caso zonas cóncavas que favorezcan la formación de charcos y a la fluencia de materiales tras la aplicación de presión sobre la superficie. Los datos proporcionados por el fabricante GAMESA para el aerogenerador G-132 de 3,3 MW de potencia nominal para torres de 84 a 150 metros son: • Reducidas: 50 x 55 m • Estándar. 65 x 65 m El diseño más adecuado es el estándar para no tener problemas en el montaje y optimizar los costes de instalación con el modelo de torre seleccionado. Se necesitarían 12 zonas, lo que supondría una ampliación de 46.200 m2. 8.3 Cimentaciones Tanto los viales interiores como las plataformas de montaje y acopio de material van a ser modificadas según los requerimientos del fabricante GAMESA cumpliendo así las exigencias de instalar máquinas más potentes y, por lo tanto, más grandes. Sin embargo, la selección de una altura de torre u otra no va a afectar a las dimensiones de estos, ya que como se ha mencionado anteriormente, la góndola, que es el factor determinante, va a ser la misma en todos los casos. Un elemento al que si que va a afectarle si se elige una altura de torre u otra va a ser la cimentación del aerogenerador ya que hay una gran diferencia entre la menor altura de torre que proporciona el fabricante para este modelo (84 metros) y la mayor (150 metros). A continuación, va a realizarse un estudio con el objetivo de conocer si las cimentaciones instaladas actualmente son aprovechables para los nuevos aerogeneradores que van a ser instalados. La información de la que se dispone para la elaboración de este proyecto de repotenciación es que las zapatas instaladas actualmente son de planta cuadrada, de 12,5 x 12,5 metros y empotrada 2 metros en el terreno natural. Tienen embebido en el fuste una sección circular de acoplamiento a la torre, denominada virola, la cual dispone en su parte superior una brida de conexión a la torre. La zapata está construida a base de hormigón de calidad C25/30 (fuerza de compresión tras 25 días: 30 N/mm2 y acero armado BST 500 S (límite de elasticidad: 500 N/mm2). Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 82 Figura 8–3. Alzado y planta de las zapatas instaladas actualmente Como el fabricante Gamesa no se ha prestado a ofrecer la tipología ni las dimensiones de cimentación necesarias para cada uno de sus modelos, se va a modelar el problema mediante un diagrama de sólido libre y se van a considerar diferentes criterios para así deducir que tipo de cimentación es necesaria en cada caso y así asegurar la correcta estabilidad de cada uno de los aerogeneradores en el terreno. 8.3.1 Cargas transmitidas a la cimentación • Cargas gravitatorias: cargas estáticas y dinámicas resultantes de la acción conjunta de las vibraciones, rotación de las palas, gravedad y actividad sísmica sobre la estructura. • Cargas aerodinámicas: cargas estáticas y dinámicas resultantes de la acción del flujo de aire y su interacción con las partes de la estructura. El flujo de aire depende de la velocidad de giro del rotor, la velocidad media del viento, la intensidad de la turbulencia, la densidad del aire y las formas aerodinámicas de los componentes de la turbina. Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 83 La determinación de las acciones producidas por la acción del viento sobre el rotor, cuando el aerogenerador se encuentra en funcionamiento, debería realizarse teniendo en cuenta consideraciones aerodinámicas o ensayos de laboratorio a escala reducida. A pesar de ello, según la experiencia, se estima la acción del viento mediante un ratio por m2 de superficie barrida por las palas. El ratio elegido es de 0,1 KN/m2, teniendo en cuenta que el área barrida por las palas de este tipo de aerogenerador de 3,3 MW de potencia de Gamesa es de 13.685 m2, se genera una fuerza puntual de aproximadamente 1368 KN aplicada en el extremo superior de la torre. Por otra parte, para calcular la fuerza que ejerce le viento sobre el fuste de la torre, se ha empleado la ecuación 8-5: F = A · P· Cd (8-2) Donde F es la fuerza o carga de viento, A es el área proyectada del objeto, P es la presión del viento y Cd es el coeficiente de arrastre. Para este caso se considera: - A = Dtorre · Htorre - P = 0,613 · Vviento2 - Cd= 1,2 (valor para cilindros largos) Tabla 8–1. Acciones que intervienen en la estructura Altura Torre (m) Peso Torre (KN) Peso rotor (KN) Peso góndola (KN) Zapata actual FV1 (KN) FV2 (KN) 84 9000 190 1500 12,5 x 12,5x 12,5 1368 534 97 10400 190 1500 12,5 x 12,5x 12,5 1368 616 114 12230 190 1500 12,5 x 12,5x 12,5 1368 725 134 14370 190 1500 12,5 x 12,5x 12,5 1368 852 150 16083 190 1500 12,5 x 12,5x 12,5 1368 953 Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 90 Tabla 9–1. Energía neta (MWh) producida por el parque actual y factor de carga asociado Potencia Instalada (MW) 30 Energía Anual Bruta (MWh/año) 109.770 Energía Anual Neta (MWh/año) 85.621 Factor de Carga 0,33 Horas Equivalentes (h/año) 2854 9.1.2 Producción del parque repotenciado de 39,6 MW Para calcular la energía anual que produce el parque ya repotenciado se va a realizar una estimación teniendo en cuenta la energía que produce cada aerogenerador según su coordenada UTM con el objetivo de ser lo más preciso posible. En la Tabla 9-2 se muestra la potencia que genera cada nuevo aerogenerador en el parque, en las 5 posibles versiones de altura que ofrece el fabricante GAMESA para el modelo G-132 de 3.3 MW. Lo interesante es calcular la energía neta que produce el parque, para ello habrá que tener en cuenta pérdidas. Algunas de las cuales se describen a continuación: • Pérdidas por disponibilidad: se producen debidas a las tareas de mantenimiento de los aerogeneradores o por fallos que impiden su normal funcionamiento. • Pérdidas por efecto parque: son proporcionales al número de aerogeneradores • Pérdidas eléctricas: las cuales han sido estimadas en un 5 por ciento • Otras pérdidas Tabla 9–2. Energía bruta (MWh) producida por el parque repotenciado para cada altura de buje disponible Aerogenerador 84 m 97 m 114 m 134 m 150 m 1 16775 17430 18170 18900 19410 2 16800 17650 18200 18990 19350 3 16770 17900 18150 18800 19500 4 16950 17775 18300 18750 19420 5 16750 17650 18100 18970 19430 6 16880 17420 18230 18960 19520 7 16900 17450 18235 18965 19450 8 17100 17500 18280 18970 19465 Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 91 9 16920 17600 18300 18950 19460 10 16775 17700 18280 18800 19470 11 15620 16500 17100 17835 18370 12 15630 16301 17200 17950 18500 TOTAL 199870 208876 216545 224840 231345 Tabla 9–3. Energía neta (MWh) producida por el parque repotenciado para cada altura de buje disponible y factor de carga asociado Alternativas 84 m 97 m 114 m 134 m 150 m Energía anual bruta (MWh/año) 199870 208876 216545 224840 231345 Pérdidas disponibilidad (%) 5 Pérdidas efecto parque (%) 7 Pérdidas eléctricas (%) 5 Otras pérdidas (%) 5 Energía anual neta (MWh/año) 155900 162930 168905 175375 180450 Factor de carga 0,45 0,47 0,49 0,51 0,52 Horas equivalentes (h/año) 3940 4120 4270 4430 4560 Se observa que la opción de repotenciar resulta muy atractiva con estos primeros datos. La mejor tecnología, y la mayor altura de buje, se traducen en un mejor aprovechamiento del viento, aumentando de forma considerable las horas equivalentes. Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 92 9.2 Estudio de la inversión necesaria para la repotenciación Según el PER 2011-2020, un aerogenerador de 2 MW de potencia nominal y 66 metros de altura de torre está valorado en 840.000 €/MW. Para calcular el precio de los aerogeneradores G114-2.5 de 68 metros de Gamesa hay que tener en cuenta costes adicionales: • Cada MW de más supone un 6% • Cada metro de altura extra un añade un 0,5% al coste Con estos parámetros, puede estimarse el precio por megavatio de cada aerogenerador, lo cual se muestra en la Tabla 9-4. Debido a la poca experiencia en repotenciación es España y la ausencia de know-how específico se va a considerar una posición conservadora, optando por unos costes de inversión altos, similares a los de un parque eólico nuevo. Para ello se tienen en cuenta los porcentajes detallados en el PER, aunque ajustados en función de las características del nuevo parque (no hace falta construir una nueva subestación transformadora, por ejemplo): • Aerogeneradores: 60% de la inversión total • Obra civil: 20% de la inversión total • Ingeniería: 5% de la inversión total • Instalación y conexión eléctrica: 15% de la inversión total Por lo tanto, la ecuación para obtener el coste total de la compra de cada uno de los aerogeneradores se define por la ecuación 9-4: Coste aerogenerador = 840.000 €/MW· (1+(0,06·1,3) +0.005· (Altura buje- 66))*3,3 MW (9-4) Tabla 9–4. Estimación (€) de la inversión inicial para cada alternativa de altura de buje 84 m 97 m 114 m 134 m 150 m Aerogenerador (12 Unidades) 38.852.352 41.014.512 43.841.952 47.168.352 49.829.472 Obra Civil 12.950.784 13.671.504 14.613.984 15.722.784 16.609.824 Ingeniería 3.237.696 3417876 3.653.496 3.930.696 4.152.456 Instalación y Conexión Eléctrica 9.713.088 10.253.628 10.960.488 11.792.088 12.457.368 TOTAL 64.753.920 68.357.520 73.069.920 78.613.920 83.049.120 Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 93 9.3 Estimación de los costes fijos El parque eólico necesita de un personal fijo que lleve a cabo las tareas de mantenimiento y supervisión, a lo que hay que sumar el alquiler del terreno, los gastos de administración, los seguros, las reposiciones y otros gastos. En total, los costes fijos de explotación se estima que asciendan a 700.000 € al año. Sin embargo para cada una de las alternativas se estima que a medida que se vaya aumentando la longitud de la torre los costes se incrementarán 25.000 € al año. 9.4 Renta anual En este apartado se va a calcular la tarifa de exportación de energía que va a tener el parque en función de la alternativa seleccionada. El Real Decreto 413/2014 establece que las instalaciones eólicas ubicadas en tierra forman parte del subgrupo b.2.1. A partir este dato, se pueden obtener los siguientes parámetros de la orden IET/1045/2014: • Vida útil regulatoria: 20 años • Código instalación tipo: IT-00666 (obtenido señalando una potencia a instalar de más de 5 MW y 2016 como año de autorización de explotación) El precio de mercado de 52,00 €/MWh según el Operador de Mercado Ibérico de la Electricidad (OMIE), este precio se irá actualizando año a año según el IPC. 9.5 Análisis financiero 9.5.1 Producción restante del parque actual Como el parque entró en funcionamiento en 2010 va a completar este año 2018 su noveno año de vida, como fue diseñado para una vida útil de 25 años, todavía le restan 16 años de vida, aún así ya se ha recuperado gran parte de la inversión inicial, ya que se estimó que el tiempo de retorno de la inversión de la construcción del parque fue de 9 años y medio. Pueden observarse en la Tabla 9-9, la productividad del parque a 2854 horas anuales y sus 30 MW. El beneficio neto después de impuestos y descontados los gastos de explotación. Se ha tenido en cuenta que la producción anual es siempre la misma, a partir del año veinte, debido a la antigüedad del parque bajará su disponibilidad ya que se incrementará el número de reparaciones. El precio de mercado irá fluctuando según el IPC que para el mes de abril en 2018 es del 1,1 %. Por otro lado, la cuota de impuestos se ha situado en un 35% y el coeficiente de actualización para el aumento de los costes de explotación del 1,5%, ya que con el paso de los años los costes por mantenimiento van aumentando. Puede observarse también como a partir del año 20 de vida disminuye la cantidad de energía generada debido a la antigüedad del parque y los problemas que esto ocasiona. Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 94 Tabla 9–5. Producción y beneficio restante de la configuración actual AÑO ENERGÍA GENERADA (MWh) PRECIO ENERGÍA (€/MWh) INGRESOS BRUTOS (€) GASTOS DE EXPLOTACIÓN (€) BENEFICIO NETO (€) 2019 85.621 52,572 4.501.267 658.252 2.267.571 2020 85.621 53,15 4.550.781 668.125 2.289.882 2021 85.621 53,73 4.600.839 678.148 2.312.398 2022 85.621 54,32 4.651.4449 688.125 2.335.122 2023 85.621 54,92 4.702.614 698.645 2.358.055 2024 85.621 55,52 4.754.343 709.125 2.381.199 2025 85.621 56,14 4.806.641 719.761 2.404.555 2026 85.621 56,76 4.859.514 730.557 2.428.127 2027 85.621 57,38 4.912.969 741515 2.451.914 2028 85.621 58,01 4.967.011 752.638 2.475.919 2029 83.909 58,65 4.921.240 763.928 2.434.878 2030 82.231 59,29 4.875.877 775.387 2.393.933 2031 80.586 59,95 4.830.899 787.017 2.353.066 2032 78.975 60,60 4.786.401 798.823 2.312.338 2033 77.395 61,27 4.742.240 810.805 2.271.650 2034 75.847 61,94 4.698.510 822.967 2.231.064 Si el parque continuara en funcionamiento hasta el final de su vida útil generaría un total de 37.701.675 € netos. 9.1.2. Rentabilidad de la repotenciación La rentabilidad el proyecto se estudia en base a la determinación del valor actual neto (VAN). Tasa interna de rentabilidad (TIR) y el tiempo de retorno de la inversión “Pay Back”. • VAN (valor actual neto), se define para un cierto periodo. El VAN de una inversión se calcula sumando todos los cash-flows anuales actualizados originados por la inversión. Para actualizar los flujos de caja es preciso fijar una tasa de descuento k, que representa la tasa mínima a la que está dispuesta a invertir la empresa sus capitales, y que suele fijarse como la suma del coste del capital más una cierta cuota de riesgo. Si un proyecto de inversión tiene Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 95 un VAN positivo, el proyecto es rentable. Un VAN nulo significa que la rentabilidad del proyecto es la misma que colocar los fondos en él invertidos n el mercado con un interés equivalente a la tasa de descuento. • TIR (tasa interna de rentabilidad), se denomina a la tasa de descuento que hace que el valor actual neto de una inversión sea igual a cero (VAN=0). Representa el tipo de interés compuesto que se percibe durante la vida de la inversión por la inmovilización del capital invertido, es decir, a qué interés se remunera el capital inmovilizado. Se considera que una inversión es aconsejable si la TIR resultante es igual o mayor a la tasa exigida por el inversor y entre varias alternativas, la más conveniente será aquella que ofrezca un TIR mayor. • PAY-BACK (plazo de recuperación), es el número de años que la empresa tarda en recuperar la inversión. Este método selecciona aquellos proyectos cuyos beneficios permiten recuperar más rápidamente la inversión, es decir, cuanto más corto sea el plazo de recuperación de la inversión mejor será el proyecto. La financiación del presente proyecto será la siguiente: 90% de la inversión de la instalación del parque es a través del banco y el 10% restante va a ser solventado por el propietario. Ello deriva en unos costes de financiación, que son los costes financieros derivados de la constitución de un préstamo bancario necesario para la puesta en marcha de la explotación. El plazo de devolución se ha establecido en 10 años siendo la periodicidad de un año, el tipo de interés fijo del 3% y la comisión de cancelación anticipada del 1%. Para calcular el cuadro de amortizaciones del préstamo se ha empleado el modelo francés, en el que la cuota del préstamo es constante. Debido a que las cuotas son constantes, cada mes el banco recibe los intereses en función del capital pendiente de amortizar. Por ello, durante los primeros años de la hipoteca, se paga una cantidad mayor de intereses que de capital y en cambio, durante el período final del préstamo, por pagar más capital e intereses menores. Puede observarse en la Figura 9-1 lo comentado en el párrafo anterior. Se expone el cuadro de amortizaciones para la segunda alternativa (torre con 94 metros de altura). Figura 9–1. Amortización según modelo francés torre de 94 metros 0 1000000 2000000 3000000 4000000 5000000 6000000 7000000 8000000 12345678910 Pago anual (€) Año C. Intereses C.Amortización Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 96 Tabla 9–6. Parámetros de la inversión según la financiación Altura Torre (m) Fondos Propios (€) Saldo deudor a banco (€) Cuota mensual (€) 84 6.475.392 68.320.210 6.832.021 97 6.835.752 72.122.280 7.212.228 114 7.306.992 77.094.210 7.709.421 134 7.861.392 82.943.540 8.294.354 150 8.298.912 87.623.010 8.762.301 En la Tabla 9-6 se observa como a medida que hay aumenta la inversión aumenta también la aportación de capital mediante fondos propios y la cuota mensual que hay que devolver al banco (amortización más intereses). A continuación, se muestran 5 tablas en las que puede observarse de forma detallada todos los parámetros que son necesarios como dato para poder realizar el análisis de rentabilidad. El objetivo es una vez que todos los cálculos han sido resueltos poder saber que alternativa es la mejor y la más rentable a la hora de ser instalada. Pueden verse por ejemplo los ingresos año a año en lo largo de la vida útil del parque, los intereses que cobra el banco debido al préstamo, flujos de caja… Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 97 Una vez analizada cada una de las alternativas han sido calculadas cada uno de los parámetros que marcan la rentabilidad del proyecto como se ha descrito al comienzo de este subcapítulo. Pueden verse junto con el beneficio neto en la Tabla 9-12. Tabla 9–12. Indicadores de rentabilidad del proyecto y beneficio neto Altura Torre (m) VAN (€) TIR (%) PAY-BACK (años) Beneficio Neto (€) 84 21.712.479 6,2 6,95 63.522.954 97 22.344.514 6,3 6,98 66.017.224 114 21.881.251 6,1 7,1 66.949.495 134 21.137.617 5,6 7,2 67.687.556 150 20.458.610 5,5 7,3 68.126.113 Puede observarse que cualquier opción de repotenciación es rentable ya que cualquiera de ellas supera el beneficio neto de 37.701.675 € que genera el parque actual al finalizar el año 15. Sin embargo, teniendo en cuenta el VAN va a seleccionarse la opción de instalarse un aerogenerador con una torre de 97 metros de altura ya que tiene el VAN y TIR más altos. Por otra parte, la inversión estará recuperada en algo menos de 7 años, produciendo un beneficio neto de solamente 2.109.900€ menos que la opción que más beneficios genera (pero no la más rentable). Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 97 Tabla 9–7. Análisis de rentabilidad para la alternativa con una altura de torre de 84 metros de altura Año Producción (MWh) Cuota (€/MW) Ingresos (€) G.Explotación(€) C.Financieros (€) Amortización (€) BAI (€) Beneficio Neto (€) Flujo de Caja (€) Acumulado (€) 2019 155900 52,572 8195974,8 700000 1748355,84 5083665,522 663953,438 431569,7349 8207693,302 -56546226,7 2020 155900 53,150292 8286130,523 710500 1595845,874 5236175,487 743609,161 483345,9548 8564489,453 -47981737,25 2021 155900 53,73494521 8377277,959 721157,5 1438760,61 5393260,752 824099,097 535664,413 8930978,44 -39050758,81 2022 155900 54,32602961 8469428,016 731974,8625 1276962,787 5555058,574 905431,792 588530,6648 9307440,337 -29743318,47 2023 155900 54,92361594 8562591,724 742954,4854 1110311,03 5721710,332 987615,877 641950,3202 9694163,507 -20049154,96 2024 155900 55,52777571 8656780,233 754098,8027 938659,72 5893361,642 1070660,07 695929,0448 10091444,85 -9957710,11 2025 155900 56,13858124 8752004,816 765410,2848 761858,8707 6070162,491 1154573,17 750472,5601 10499590,07 541879,9556 2026 155900 56,75610564 8848276,869 776891,439 579753,996 6252267,366 1239364,07 805586,6443 10918913,9 11460793,85 2027 155900 57,3804228 8945607,914 788544,8106 392185,975 6439835,387 1325041,74 861277,1323 11349740,43 22810534,28 2028 155900 58,01160745 9044009,601 800372,9828 198990,9134 6633030,448 1411615,26 917549,917 11792403,34 34602937,62 2029 155900 58,64973513 9143493,707 812378,5775 0 0 8331115,13 5415224,834 5415224,834 40018162,45 2030 155900 59,29488222 9244072,138 824564,2562 0 0 8419507,88 5472680,123 5472680,123 45490842,58 2031 155900 59,94712592 9345756,931 836932,72 0 0 8508824,21 5530735,737 5530735,737 51021578,31 2032 155900 60,60654431 9448560,258 849486,7108 0 0 8599073,55 5589397,805 5589397,805 56610976,12 2033 155900 61,27321629 9552494,42 862229,0115 0 0 8690265,41 5648672,516 5648672,516 62259648,64 2034 155900 61,94722167 9657571,859 875162,4467 0 0 8782409,41 5708566,118 5708566,118 67968214,75 2035 155900 62,62864111 9763805,149 888289,8834 0 0 8875515,27 5769084,923 5769084,923 73737299,68 2036 155900 63,31755616 9871207,006 901614,2316 0 0 8969592,77 5830235,303 5830235,303 79567534,98 2037 155900 64,01404928 9979790,283 915138,4451 0 0 9064651,84 5892023,695 5892023,695 85459558,68 2038 155900 64,71820382 10089567,98 928865,5218 0 0 9160702,45 5954456,595 5954456,595 91414015,27 Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 98 Tabla 9–8. Análisis de rentabilidad para la alternativa con una altura de torre de 97 metros de altura Año Producción (MWh) Cuota (€/MW) Ingresos (€) G.Explotación(€) C.Financieros (€) Amortización (€) BAI (€) Beneficio Neto (€) Flujo de Caja (€) Acumulado (€) 2019 162930 52,572 8565555,96 725000 1845653,04 5366574,99 628327,93 408413,1546 8617283,324 -59740236,68 2020 162930 53,150292 8659777,076 735875 1684655,79 5527572,24 711674,046 462588,1297 8993452,798 -50746783,88 2021 162930 53,73494521 8755034,623 746913,125 1518828,623 5693399,407 795893,469 517330,7545 9379849,758 -41366934,12 2022 162930 54,32602961 8851340,004 758116,8219 1348026,641 5864201,389 880995,152 572646,8491 9776769,817 -31590164,3 2023 162930 54,92361594 8948704,744 769488,5742 1172100,599 6040127,431 966988,14 628542,2911 10184517,34 -21405646,96 2024 162930 55,52777571 9047140,496 781030,9028 990896,7763 6221331,254 1053881,56 685023,0165 10603405,71 -10802241,25 2025 162930 56,13858124 9146659,042 792746,3664 804256,8387 6407971,191 1141684,65 742095,0197 11033757,59 231516,3431 2026 162930 56,75610564 9247272,291 804637,5619 612017,703 6600210,327 1230406,7 799764,3548 11475905,2 11707421,54 2027 162930 57,3804228 9348992,287 816707,1253 414011,3932 6798216,637 1320057,13 858037,1354 11930190,6 23637612,14 2028 162930 58,01160745 9451831,202 828957,7322 210064,8941 7002163,136 1410645,44 916919,5358 12396966 36034578,14 2029 162930 58,64973513 9555801,345 841392,0981 0 0 8714409,25 5664366,01 5664366,01 41698944,15 2030 162930 59,29488222 9660915,16 854012,9796 0 0 8806902,18 5724486,417 5724486,417 47423430,56 2031 162930 59,94712592 9767185,227 866823,1743 0 0 8900362,05 5785235,334 5785235,334 53208665,9 2032 162930 60,60654431 9874624,264 879825,5219 0 0 8994798,74 5846619,182 5846619,182 59055285,08 2033 162930 61,27321629 9983245,131 893022,9048 0 0 9090222,23 5908644,447 5908644,447 64963929,53 2034 162930 61,94722167 10093060,83 906418,2483 0 0 9186642,58 5971317,676 5971317,676 70935247,2 2035 162930 62,62864111 10204084,5 920014,522 0 0 9284069,97 6034645,483 6034645,483 76969892,69 2036 162930 63,31755616 10316329,43 933814,7399 0 0 9382514,69 6098634,546 6098634,546 83068527,23 2037 162930 64,01404928 10429809,05 947821,961 0 0 9481987,09 6163291,608 6163291,608 89231818,84 2038 162930 64,71820382 10544536,95 962039,2904 0 0 9582497,66 6228623,478 6228623,478 95460442,32 Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 106 Figura 10-4. Mapa geológico de la región del parque eólico 61. Cenozoico indiferenciado 60. Conglomerados, areniscas, lutitas y lechos de carbón (Cuencas intramontañosas tardivariscas) 59. Vulcanitas ácidas 58. Calizas fétidas y calizas negras recristalizadas 57. Diabasas 56. Areniscas y pizarras con intercalaciones de calizas y vulcanitas 55. Pizarras y grauvacas con intercalaciones de vulcanitas (Flysch de Terena) 54. Pizarras, cuarcitas y areniscas ferruginosas con calizas recifales 53. Pelitas y limos en alternancias milimétricas ("Xistos Raiados") y calizas bioclásticas (Capas de Russianas) 52. Lutitas sapropélicas con graptolites, limolitas negras y areniscas 51. Ampelitas y liditas 50. Diamictitas y cuarcitas 49. Cuarcitas, areniscas feldespáticas y lutitas ampelíticas a techo 48. Lutitas negras fosilíferas con intercalaciones areniscosas 47. Ortocuarcitas blancas, areniscas y lutitas (Cuarcita Armoricana) 46. Areniscas, arcosas y lutitas con niveles de Skolithos 45. Arcosas con niveles conglomeráticos Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 107 44. Lutitas y areniscas micáceas microlaminadas (Formación Barrancos) y grauvacas a techo (Formación Sierra Colorada) 43. Lutitas y limolitas arenosas con pasadas volcánicas 42. Pizarras oscuras, filitas, areniscas y calizas microlaminadas (Formación Sierra Velita) 41. Pizarras con laminaciones grauváquicas, cuarcitas y vulcanitas (Formación Azuaga) 40. Basaltos espilíticas, pillow-lavas y alternancias vulcanosedimentarias 10.2.3 Hidrología La región en la que se encuentra el parque eólico pertenece a la cuenca del Guadiana. Se pueden encontrar cerca de la ubicación el parque embalses importantes como el embalse de la Serena, ubicado sobre el río Zújar. Se trata de el embalse con la segunda mayor bolsa de agua de la península, siendo el de mayor superficie en España. El embalse de La Serena se levanta sobre gran parte del embalse del Zújar, quedando este último como contraembalse del primero. La principal utilización es la regulación y almacenamiento de agua para el posible riego de unas 14. 000 ha de cultivo, aunque también es utilizado para el abastecimiento de agua a poblaciones cercanas, y para la producción de energía hidroeléctrica. El río Zújar es el afluente más caudaloso del río Guadiana por la margen izquierda. Tiene 214 km de longitud y una cuenca hidrográfica de 8.508 km². Figura 10-5. Mapa hidrológico de Extremadura Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 108 10.2.4 Áreas protegidas Zonas LIC y ZEPA: Algunas zonas del parque forman parte de Red Natura 2.000 bajo la denominación de Lugar de Interés Comunitario (LIC) o Zona de Especial Protección para las Aves (ZEPA). Se pueden distinguir dos grandes zonas: • LIC Estrecho (también se considera zona ZEPA): es de especial importancia en el flujo migratorio de aves entre África y Europa. También destaca por la diversidad de hábitats coexistentes. • LIC Estrecho Oriental: posee colonias de especies marinas en peligro de extinción. Figura 10-6. ZEPA Extremadura Además, se establece una separación por zonas con diferente grado de protección según sus características. Puede verse dicha zonificación en la Figura 10-7. Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 109 Figura 10-7. Espacios protegidos en Extremadura • Zonas de protección A (zonas de reserva): las actividades humanas no están permitidas debido al gran valor histórico y natural. Se subdivide en zonas A1 (espacios naturales costeros) y zonas A2 (espacios culturales costeros). • Zonas de protección B (zonas de regulación especial): se permite la actividad humana, aunque sólo si es compatible con la protección. Existen zonas B1 (espacios costeros de interés paisajístico), zonas B2 (espacios serranos de interés paisajístico) y zonas B3 (espacios con instalaciones de Defensa Nacional). • Zonas de protección C (zonas de regulación común): se permite llevar a cabo actividades que puedan modificar el medio, ya que se encuentra algo deteriorado. Zonas IBA: Las zonas IBA (Important Bird Area) son lugares importantes para la conservación de distintas especies de aves. En la Figura 10-8 y 10-9 se puede ver los términos municipales de Monterrubio de la Serena y Paraleda del Zauc (delimitado por la línea amarilla) y las zonas IBA presentes (señaladas en verde). Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 110 Figura 10-8. Zonas IBA en Monterrubio de la Serena Figura 10-9. Zonas IBA en Peraleda del Zaucejo La Sociedad Española de Ornitología (SEO) detalla las IBA presentes en las inmediaciones de la Sierra del Quebrajo y sus características: • IBA-284 Sierra de Pela-Embalse de Orellana-Zorita: ssta inmensa IBA de más de 145.000 ha. descansa parte de su territorio (concretamente la parte noroeste) en la comarca Miajadas-Trujillo (buena parte de los términos municipales de Alcollarín, Campo Lugar y Zorita). Esta parte de la IBA, combina, además del embalse de mediano tamaño de Sierra Brava, dehesas, zonas pseudoestepáricas, cultivos de secano y Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 111 regadíos (preferentemente arrozales y maizales, que en invierno conforman el principal cuartel invernal de algunas especies de limícolas y acuáticas). Puede destacarse en esta área el Embalse de Sierra Brava, probablemente uno de los espacios de interior mejores de España para la invernada de aves. • IBA-298 Monfragüe: de sus casi 180.000 ha, la totalidad del término de Jaraicejo cede sus tierras a esta IBA. La parte de la IBA situada en la comarca está ocupada por dehesas de encina, en menor medida de alcornoque, y marginalmente bosquetes de castaño y fresno, así como por parte del río Almonte y parte de las Sierras que forman parte del Parque Nacional. 10.2.5 Fauna La escasa distancia entre el Sur de la península y el Norte de África hace que la zona del Estrecho sea idónea para el paso de aves de un continente a otro. Los cientos de especies que frecuentan el Parque Natural de Monfragüe y sus inmediaciones aparecen en el listado extraído de (Revista digital Waste, 2016). Cabe destacar que en negrita se muestran las especies en peligro de extinción según la comunidad europea, mientras que las especies subrayadas son consideradas vulnerables por la legislación española. También aparecen en la lista los mamíferos de la zona. -Aves • Accipiter gentilis (Azor) • Accipiter nisus (Gavilán) • Acrocephalus arundinaceus (Carricero tordal) • Acrocephalus scirpaceus (Carricero común) • Actitis hypoleucos (Andarríos Chico) • Aegypius monachus (Buitre negro) • Alauda arvensis (Alondra común) • Alca torda (Alca común) • Alcedo atthis (Martín Pescador) • Alectoris rufa (Perdiz roja) • Alopochen aegyptiacus (Oca del Nilo, ganso egipcio) • Anas penelope (Silbón europeo) • Anas platyrhynchos (Anade azulón) • Anser anser (Ganso común) • Anthus spinoletta (Bisbita alpino) • Apus caffer (Vencejo Culiblanco Cafre) • Aquila adalberti (Aguila imperial ibérica) • Aquila chrysaetos (Águila real) • Aquila fasciata (Águila-azor perdicera) • Aquila pomarina (Äguila pomerana) • Ardea cinerea (Garza real) • Ardea purpurea (Garza imperial) • Asio flammeus (Búho campestre) Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 112 • Bubo bubo (Buho real) • Bubulcus ibis (Garcilla Bueyera) • Burhinus oedicnemus (Alcaraván común) • Buteo buteo (Busardo ratonero) • Buteo rufinus (Busardo moro) • Calidris alba (Correlimos tridáctilo) • Calidris alpina (Correlimos común) • Calidris canutus (Correlimos gordo) • Calonectris diomedea (Pardela Cenicienta) • Caprimulgus ruficollis (Chotacabras pardo) • Carduelis cannabina (Pardillo común) • Carduelis carduelis (Jilguero) • Carduelis chloris (Verderón) • Charadrius alexandrinus (Chorlitejo Patinegro) • Charadrius dubius (chorlitejo chico) • Charadrius hiaticula (Chorlitejo grande) • Chlidonias hybrida (Fumarel cariblanco) • Chlidonias niger (Fumarel común) • Ciconia ciconia (Cigueña común) • Circaetus gallicus (Águila culebrera) • Circus aeruginosus (Aguilucho lagunero) • Circus cyaneus (Aguilucho pálido) • Circus pygargus (Aguilucho cenizo) • Clamator glandarius (Críalo europeo) • Corvus corax (Cuervo) • Delichon urbica (Avión común) • Egretta alba (Garceta grande) • Egretta garzetta (Garceta Común) • Elanus caeruleus (Elanio azul) • Falco eleonorae (Halcón de Eleonor) • Falco biarmicus (Halcón Borní) • Falco naumanni (Cernícalo primilla) • Falco peregrinus brookei (Halcón Peregrino) • Falco tinnunculus (Cernícalo) • Fratercula arctica (frailecillo común) • Fulmarus glacialis (Fulmar boreal) • Gallinago gallinago (Agachadiza común) • Garrulus glandarius (Arrendajo) • Gavia immer (Colimbo grande) • Ciconia nigra (Cigueña negra) -Mamíferos • Capreolus capreolus (Corzo) • Cervus elaphus (Ciervo) • Felis silvestris (Gato montés) Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 113 • Genetta genetta (Gineta) • Erinaceus europaeus (Erizo europeo) • Eliomys quercinus (Lirón careto) • Oryctolagus cuniculus (Conejo) • Herpestes ichneumon (Meloncillo) • Lutra lutra (Nutria) • Martes foina (Garduña) • Meles meles (Tejón) • Pitymys duodecimcostatus (Topillo) • Talpa occidentalis (Topo ibérico) • Vulpes vulpes (Zorro) 10.2.6 Vegetación • Pinus pinea (Pino piñonero) • Juniperus oxycedrus subsp. macrocarpa (Enebro costero) • Juniperus phoenicea subsp. turbinata (Sabina) • Pistacia lentiscus (Lentisco) • Thymelaea hirsuta • Chamaerops humilis (Palmito) • Retama monosperma • Rhamnus lycioides (Espino negro) • Quercus coccifera (Coscoja) • Cistus monspeliensis (Jaguarzo negro) • Cístus salvifolius • Chamaerops humilis • Olea europaea subsp sylvestris (Acebuche) • Osyris quadripartita (Bayón) • Phillyrea angustifolia • Asparagus albus • Asparagus acutifolius • Asparagus aphyllus • Daphne gnidium (Torvizco) • Calicotome villosa (Jerguen) • Stauracanthus boivini • Ulex parviflorus (Tojo) • Teline linifolia (Retama fina) • Phlomis purpurea (Matagallo) • Smilax aspera (Zarzaparrilla) • Quercus Suber(Alcornoque) • Quercus Ilex(Encina) Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 114 10.3 Factores afectados En este apartado se obtiene el impacto que sufre cada factor ambiental mediante la matriz de Leopold. De esta forma puede calcularse cuantitativamente cuáles son los factores más afectados y establecer el tipo de medidas correctoras a tomar. La matriz de Leopold (creada en 1971) evalúa la interacción entre los procesos de una actividad desarrollada y los factores ambientales a los que afecta. Leopold creó una lista con hasta 100 procesos o actividades distintas y 88 factores ambientales. Además, Domingo Gómez Orea y Mª Teresa Gómez Villarino expresan una forma de cuantificar dicha interacción en su libro “Evaluación de Impacto Ambiental (2013)”. Se puede ver el código en la Tabla 10-1. Tabla 10-1. Ponderación de los atributos ATRIBUTO CARÁCTER DEL ATRIBUTO CÓDIGO VALOR Signo del efecto Benéfico + Perjudicial - Indeterminado x Inmediatez Directo 3 Indirecto 1 Acumulación Simple 1 Acumulativo 3 Sinergia Leve 1 Media 2 Fuerte 3 Momento A corto plazo 3 A medio plazo 2 A largo plazo 1 Persistencia Temporal 1 Permanente 3 Reversibilidad A corto plazo 1 A medio plazo 2 Irreversible 3 Recuperabilidad Fácil 1 Media 2 Difícil 3 A continuación, se define cada atributo: • Signo del efecto: indica si el impacto es perjudicial o beneficioso. • Inmediatez: la repercusión se puede dar en el momento de la acción o con el paso del tiempo. • Acumulación: un efecto acumulativo aumenta su impacto si la acción se mantiene. • Sinergia: expresa que la coexistencia de varios procesos crea un mayor efecto que la suma de los procesos por separado. Estudio de viabilidad para la repotenciación de un parque eólico 115 • Momento: a corto plazo (un año), a medio plazo (cinco años) o a largo plazo (más de 5 años). • Persistencia: el proceso puede tener consecuencias temporales o permanentes. • Reversibilidad: indica si el medio ambiente puede asimilar el proceso. • Recuperabilidad: expresa la posibilidad de que el efecto producido pueda eliminarse. Para evaluar cada interacción se debe obtener el índice de incidencia de impactos con la fórmula (10-1): I = ∑ 𝐴𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑡𝑜𝑠 (10-1) En la matriz de interacción hay que introducir el índice estandarizado, cuya fórmula se representa en (10-2): Iestandarizado = 𝐼−𝐼𝑚𝑖𝑛 𝐼𝑚𝑎𝑥−𝐼𝑚𝑖𝑛 (10-2) Donde Imin vale 7 e Imax vale 21. Además, se ha empleado una ponderación adicional para evaluar los efectos según la duración de las actividades. Los índices estandarizados se van a multiplicar por los siguientes factores: • Fase de construcción: la duración aproximada es de un año y el impacto alto. Su factor de ponderación es 2/10. • Fase de funcionamiento: el tiempo de vida estimado es de 20 años, con un impacto medio. El factor de ponderación es 7/10. • Fase de desmantelamiento: dura menos de un año, aunque con un impacto alto. Se pondera con 1/10 En función de estos criterios se ha desarrollado un ejemplo en la Tabla 10-2, donde se cuantifica el impacto que genera el desarme de equipos en cuanto a ruido. Tabla 10-2. Ruido generado en el desarme de los equipos ATRIBUTO CARÁCTER DEL ATRIBUTO VALOR Signo del efecto Perjudicial - Inmediatez Directo 3 Acumulación Simple 1 Sinergia Media 2 Momento A corto plazo 3 Persistencia Temporal 1 Reversibilidad A corto plazo 1 Recuperabilidad Fácil 1 Sumando los valores de la Tabla 10-13 se obtiene un total de 12 puntos. Utilizando la fórmula (10-2) se calcula que el 𝐼𝑒𝑠𝑡𝑎𝑛𝑑𝑎𝑟𝑖𝑧𝑎𝑑𝑜 vale 0,37. 122 12 BIBLIOGRAFÍA Y REFERENCIAS Agencia Extremeña de la Energía (AEE).www.agenex .net/es/ Asociación Empresarial Eólica (AEE). www.aeeolica.org Ayuntamiento de Monterrubio de la Serena. www.monterrubiodelaserena.es/ Catálogo GAMESA. /www.siemensgamesa.com/es-es Catálogo ENERCON. www.enercon.de Catálogo VESTAS. www.vestas.com Climate Data. www.climate-data.org Danish Wind Industry Association. www.windpower.org Gómez Orea, Domingo; Gómez Villarino, Mª Teresa. “Evaluación de Impacto Ambiental” Instrucción Técnica Complementaria ITC-LAT Plan de Energías Renovables (PER) 2011-2020. Madrid: Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) Revsita digital “Waste”. www.waste.ideal.es Sociedad Española de Ornitología (SEO). www.seo.org Wind Power. www.thewindpower.net Operador del Mercado Ibérico Español (OMIE). www.omie.es Celdas de distribución MESA. www.mesa.es Sanchís, J; “Arquitectura del parquet eólico”. Diapositivas Máster en Energías Renovables y Mercado Energético de la Escuela de Organización Industrial de Madrid