estudio de viabilidad técnico-económica de un parque eólico de ...

ESTUDIO DE VIABILIDAD TÉCNICO-ECONÓMICA DE UN PARQUE EÓLICO DE 40MW DE POTENCIA

MEMORIA

Autor: JUAN MANUEL MOLINA MEDINA

Director: MIGUEL VILLARRUBIA

Convocatoria: EXTRAORDINARIA PRIMAVERA 2012

Màster Interuniversitari UB-UPC d’Enginyeria en Energia

http://mastersuniversitaris.upc.edu/

Estudio de viabilidad Técnico Económico de un parque eólico de 40MW

a Aitana,

Juan Manuel Molina Medina 2 Abril 2012


Máster Interuniversitario UB-UPC de Ingeniería en Energía

Solicitud de aceptación de presentación del Proyecto Final de Máster y Solicitud de defensa pública

Alumno: Juan Manuel Molina MedinaDNI: 74639807T

Título: Estudio de Viabilidad Técnico-Económica de un parque eólico de 40MW de potencia

Director: Dr. Miguel Villarrubia

Aceptación de la presentación del proyecto:Confirmo la aceptación de la presentación del Proyecto Final de Máster.

Hago constar,

Apellidos, nombre (director del Proyecto) Villarrubia, Miguel

Solicito:La defensa pública de mi Proyecto Final de Máster.

Hago constar,

Apellidos, nombre (alumno) Molina Medina, Juan Manuel

Barcelona, 02 de Abril de 2010



INDICE

1.- INTRODUCCION

1.1.-Breve reseña histórica: Orígenes y evolución de explotación de recursos eólicos 6

1.2.-Situación actual de la energía eólica mundial. Potencia instalada 7

1.3.-Estado del arte de la tecnología 10

1.4.-El mercado de la energía Eólica en España 12

1.5.-Principales promotores de proyectos eólicos 18

2.-MEMORIA JUSTIFICATIVA 19

2.1.-Objetivos principales del proyecto 20

2.2.-Método de desarrollo y análisis 21

3.-MEMORIA DESCRIPTIVA 24

3.1.-Datos de partida y acotación del análisis a realizar 25

3.2.-Localización del parque 27

3.3.-Caracterización de las condiciones de viento 30

3.4.-Selección y caracterización de los aerogeneradores más comunes 35

3.5.-Calculo de la energía producida 39

3.6.-Diseño del parque: tipo y número de aerogeneradores 44

3.7.-Costes de inversión 47

3.8.-Costes de producción (explotación y financiación) 49

3.9.-Viabilidad económica del proyecto 56

3.10.-Análisis de sensibilidad de la viabilidad 60

4.-CONCLUSIONES 65

5.-REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 66



INTRODUCCIÓN

1.1.-Breve reseña histórica: Orígenes y evolución de la explotación de los recursos eólicos

1.2.-Situación actual de la energía eólica mundial. Potencia instalada

1.3.-Estado del arte de la tecnología

1.4.-El mercado de la energía Eólica en España

1.5.-Principales promotores de proyectos eólicos



1.1.-Breve reseña histórica: Orígenes y evolución de la explotación de los recursos eólicos

Conjuntamente con la energía térmica, la eólica es una de las más antiguas. Ya Cervantes lo escribía de este modo:

“La ventura va guiando nuestras cosas mejor de lo que acertáramos á desear; porque ves allí, amigo Sancho Panza, donde se descubren treinta ó pocos mas desaforados gigantes con quien pienso hacer batalla y quitarles á todos las vidas (...). -Mire vuestra merced, respondió Sancho, que aquellos que allí se parecen no son gigantes, sino molinos de viento, y lo que en ellos parecen brazos son las aspas que, volteadas del viento, hacen andar la piedra del molino.”

Su origen esta es el sol, como para el resto de las energías renovables. El viento movía desde hace muchos años los grandes barcos de vela impulsando sus velas. Grandes maquinarias convertían en energía mecánica el viento que movía sus aspas.

Las primeras referencias escritas

Se tienen referencias escritas del siglo I acerca de molinos de viento utilizados en el funcionamiento de órganos. Pero es en el siglo VII cuando se construyen los primeros molinos de viento en Afganistán con la finalidad de moler trigo y extraer agua. Se trataba de molinos de eje vertical y con 6u 8 aspas rectangulares de tela.

En Europa se hizo frecuente su uso a partir del siglo XII, cuando grandes estructuras de madera que giraban alrededor de un eje. Fue a partir del siglo XIV cuando se construyó el primer molino de torre en Francia. A partir de ahí se extendió su uso por toda Europa para moler trigo. Famosos han sido los molinos en Holanda y que decir los aun existentes en las llanuras manchegas.

Molinos de bombeo

Los molinos para el bombeo del agua fueron importantes en el desarrollo de la infraestructura ferroviaria en Estados Unidos, ya que permitía abastecer los consumos de agua de las primeras locomotoras a vapor. Se trataba de estructuras metálicas con múltiples palas y que funcionaban con regímenes bajos de viento, adaptándose de ese modo bien a cualquier tipo de localización.


Imagen 1


1.2.-Situación actual de la energía eólica mundial. Potencia instalada

Durante el año 2009 se superó nuevamente el record de potencia instalada en un año con 37.466 nuevos MW. Dos años antes, en 2007, y a pesar de haberse batido un nuevo record respecto a 2006, no llegó a instalarse ni la mitad que en el histórico 2009.

Este último año, sin embargo se ha roto ese crecimiento en la tendencia. La coyuntura económica mundial ha pasado factura al sector en 2010.

Gráfico 1. Potencia nueva que se ha instalado cada año Fuente GWEC, EWEA y AEE

Estos son datos de Global Wind Energy Council (GWEC) que cifra ya en más de 200.000 MW la potencia eólica instalada a nivel mundial. Implica un crecimiento del 21% respecto en año anterior y se convierte en el primer año de bajada tras seis años consecutivos en el que este porcentaje se incrementaba.

Gráfico 2. Potencia instalada acumulada y Tasa de variación Fuente GWEC, EWEA y AEE



Por regiones, las tasas de variación de potencia total instalada nos muestran que en valor absoluto, Norteamérica y Asia ya instalan más potencia anual que Europa, y a pesar de que sus carreras en eólica empezaron prácticamente en 2005, sus tasas de crecimiento rondan el 39% y 60% respectivamente. En 2010 Asia ha tenido una tasa de crecimiento del 50% mientras que Europa y Norte América están en torno al 15%.

Gráfico 3. Potencia acumulada por regiones y Tasas de variación Fuente GWEC, EWEA y AEE

Podemos ver cómo ha variado el reparto porcentual de la potencia instalada acumulada a nivel mundial entre 2009 y 2010

Gráfico 4. Reparto porcentual de potencia mundial instalada 2009-10. Fuente GWEC, EWEA y AEE



Se recortó el pastel de Europa de un 54,53% a un 48,23% en 2009. En 2010 este recorte continúa, quedando Europa con un 43% al ganar Asia puntos hasta 30%. Este último continente destaca por pasar de haber instalado 14.000 MW en 2009 a más de 19.000 MW en 2010. Europa instala 10.000 y 9.000 MW respectivamente en 2009 y 2010.

Chica, que en 2009 desbancó a España de su tercera posición en el ranking de potencia instalada instalando un total de 13.000 MW, se convierte desde 2010 en la primera potencia mundial en energía eólica instalada. En segunda posición esta EEUU que superó en 2.000 MW a Alemania en 2008.

De hecho, China ha instalado en 2010 tan solo 4.000 MW menos que España en toda su carrera eólica.

Gráfico 5. Potencia instalada (MW) por años y países. Ranking acumulado. Fte. GWEC,EWEA y AEE

España fue el tercer país con mayor potencia instalada en 2009 con 2.500 MW, pero muy alejado de las primeras posiciones (China 13.000 MW y EEUU 10.000 MW).



1.3.-Estado del arte de la tecnología

El ritmo con el que aumenta la tecnología de generación de energía es vertiginoso. La altura de los aerogeneradores actuales se ha incrementado y la potencia media por unidad está actualmente rozando los 2MW. En la gráfica vemos como ha variado esta potencia promedio instalada.

Gráfico 6. Potencia promedio por aerogenerador desde 1997 Fuente AEE

Hasta el año 2004 la meda de potencia instalada por aerogenerador era inferior a 1MW. Si vemos el número de maquinas instaladas por año en España y la potencia de las mismas, podemos apreciar cómo, a pesar de que el número de aerogeneradores que se instalan en los últimos años no supera los niveles de 2002, la potencia acumulada total es mucho mayor.

En 2010 el 76% de los aerogeneradores que se instalaron en España superan los 2MW de potencia.



Gráfico 7. Número de aerogeneradores instalados y Potencia anual acumulada Fuente AEE

Entre los principales fabricantes a nivel mundial, destaca VESTAS con casi el 50% de potencia instalada más que el segundo clasificado, SINOVEL.

Gráfico 8. Principales fabricantes: Potencia instalada y acumulada 2010 Fuente BTC Consult AP5

Gamesa acumula al cierre de 2010 un total de 21.812 MW que supone un incremento de un 6,6% respecto al año anterior.

Westas, GE Wind, Enercon y Gamesa acumulan el 55% de la potencia mundial instalada.



1.4.-El mercado de la energía Eólica en España

La aportación total de los parques eólicos instalados en España durante todo el 2010 llegó al 14% de la energía total consumida. Algunos de los hitos alcanzados sorprenden, como la punta de 54,47% del suministro durante 1 hora, o el 44,9% durante todo un día. Esto confirma la energía eólica como la tercera en aportación al sistema energético español por detrás de las centrales de ciclo combinado y las nucleares.

Hay sin embargo algunas metas a conseguir durante los próximos años, como son el evitar recortes en la aportación en horas valle, debido a se ha de contar con un mínimo de producción térmica, la interconexión de muy alta tensión con Francia que nos abriría las puertas a la exportación de ese sobrante energético y la implantación del vehículo eléctrico que evitaría la existencia de periodos durante el día con bajo consumo.

En cuanto a potencia eléctrica instalada, la eólica se sitúa ya en segunda posición por detrás del Ciclo Combinado. Veamos este mix de potencia instalada donde el 50% de la potencia instalada proviene de fuentes renovables (eólica 20%, hidráulica 16% y resto de energías de régimen especial 13,6%)

Gráfico 9. Reparto de potencia instalada en España Fuente REE y AEE



Las variaciones respecto al año anterior 2009 son significativas en eólica que disminuye su potencia instalada respecto al ciclo combinado. Esta es la única que registra aumento en 2010. Ninguna otra fuente tiene variación significativa.

Gráfico 10. Potencia nueva instalada en 2010 en España Fuente REE y AEE

En la grafica 11 podemos ver una composición de la potencia total instalada en cada fuente de energía y los incrementos que han experimentado desde 2006. Vemos que las únicas fuentes que aumentan son la eólica, solar y las centrales de ciclo combinado.

La energía proveniente de las centrales térmicas de fuel/gas mantiene su potencia instalada y el resto de fuentes energéticas de Régimen especial siguen aumentado pero a un ritmo menor que en el caso de la eólica.

Gráfico 11. Potencia instalada por tipo de energía desde 2005 en España Fuente REE y AEE



Veamos cómo han influido los planes de compra de energía eólica en la potencia total instalada.

Gráfico 12. Potencia eólica instalada bajos los distintos planes de fomento Fuente REE y AEE

El fomento de las energías renovables se hace por medio de Regímenes Especiales de compra energética producida. En el caso de la energía eólica el precio de compra es el más bajo, al ser una tecnología madura y con mayor rentabilidad. Conforme se van evolucionando el resto de fuentes energéticas los planes de gobiernos dejan de primar su compra. Todos estos regímenes de compra de renovables repercuten negativamente en el precio final del KWh consumido en los hogares y empresas pero es totalmente necesario el incentivo para el desarrollo de la tecnología.

Gráfico 13.

Potencia eólica instalada por comunidad. Incremento en 2010 Fuente AEE



Castilla León en 2010, con 917 MW, instaló el 60% de la total del estado Español. Contrasta con el incremento nulo de comunidades como Baleares, La Rioja, Cantabria y Comunidad Valenciana.

La cobertura de la demanda peninsular por tecnologías durante 20010 se representa en la gráfica 14.

Gráfica 14: Cobertura de la demanda peninsular por tecnologías Fuente REE y AEE

En comparación con el resto de las fuentes energéticas, podemos ver en la gráfica 15 que el bloque de renovables está creciendo año tras año en el conjunto del estado en decremento del share de la energía producida por medio de centrales de Ciclo Combinado.



Gráfica 15: Energía generada por tecnologías Fuente REE y AEE

La energía eólica producida por eólica en 1998 en España no llegaba a los 1.000 GWh. En 2010 se alcanzaron los 44.000 GWh, que en comparación con los 80.000 GWh de ciclo combinado es un ratio bastante importante.

Gráfica 16:

Mix de generación por fuentes renovables en 20010 Fuente CNE y REE



Si vemos el ratio de energía producida por los parques eólicos españoles, en comparación en el resto del mix energético renovable, vemos que asciende a un 72%.

Por último veamos cual ha sido la producción real de energía de todos los parques eólicos del país. La progresión ha sido prácticamente lineal desde 2004, llegando a una producción que en 2010 se espera supere los 42.000 GWh.

Gráfica 17: Generación del parque eólico español y grado de cobertura en 2010 Fuente AEE



1.5.-Principales promotores de proyectos eólicos

El 45% de la potencia eólica instalada en España pertenece a dos únicas sociedades: Iberdrola Renovables, con un 25,50% y Acciona Energía con el 20,87%.

Existen cientos de sociedades empresariales que poseen potencia eólica instalada pero el 50% de la misma está en manos de tan solo 3 de ellas: Iberdrola Renovables, EDPR y Vapat.

Veamos este reparto por sociedades propietarias de la potencia eólica instalada acumulada a finales del año 2010

Gráfica 18: Reparto por sociedades propietarias de la potencia eólica instalada acumulada en el año 2009 Fuente AEE



MEMORIA JUSTIFICATIVA

2.1.-Objetivos principales del proyecto

2.2.-Método de desarrollo y análisis



2.1.-Objetivos principales del proyecto

Dentro del programa del Máster de Ingeniería en Energía se han abordado de un modo generalista el estado del arte y las principales tecnologías asociadas a las principales fuentes de energía actuales; haciendo hincapié en los métodos de producción y en el análisis de las repercusiones socio-económicas asociadas a cada una de ellas.

En este proyecto fin de Máster intentaré, de un modo didáctico educativo, profundizar en el análisis de unas de las principales fuentes de energía renovable: la eólica. Y dentro de las distintas variantes de generación energética que hay en el campo de la eólica, se ha seleccionado una de las más comunes e implantadas en el mundo: el parque con generadores eólicos terrestres.

Se ha definido de partida una energía instalada de 40MW, que viene a ser un tamaño medio y bastante común entre los construidos en nuestro país.

La caracterización del viento es una de las partes más importantes de un proyecto eólico, por lo que dedicaré parte del tiempo a seleccionar un modelo de viento estándar de los que pueden permitir que el proyecto sea viable. Haré una búsqueda de los principales parámetros de los modelos de aerogenerador existentes en los parques eólicos ya implantados.

Trabajaré el cálculo matemático de la energía producida por varios modelos de aerogenerador, intentando hacer una selección justificada de entre los más comunes del mercado. Sin olvidar incluir criterios económicos en cada una de las decisiones que tome. Una vez seleccionados los modelos, buscaré información sobre las posibles disposiciones de los aerogeneradores dentro del parque eólico.

La distancia de interconexión a la red de alta tensión queda definida una vez que se fija el emplazamiento del parque, y este no es un dato que se puede seleccionar al azar en un proyecto real. Como no se pretende que el proyecto sea de implantación real, buscaré una ubicación con potencial definido por el mapa eólico genérico del estado español.

Investigaré cuales son los desgloses económicos de algunos parques eólicos para poder describir una memoria económica propia y fundada de mi parque en estudio. Desglosaré los distintos componentes que integran el sistema y cada uno de ellos será valorado individualmente. Sin duda alguna que el análisis de la viabilidad del proyecto centrará gran parte de los esfuerzos. No olvidemos que esta tecnología debe ser sostenible y rentable en el marco actual de subvención energética estatal.

Por último y en vista de que muchos proyectos eólicos rozan el límite de viabilidad, haré un estudio de sensibilidad de los factores principales que la determinan dicha viabilidad: los tipos de interés aplicados a las financiaciones que re realizan en el proyecto, que son un reflejo de la situación económica del país; las características del viento, para lo que tomaremos la velocidad media anual; y el % de horas efectivas de funcionamiento del parque que nos caracterizan la fiabilidad técnica del sistema y la disponibilidad del recurso eólico.



2.2.-Método de desarrollo y análisis

Veamos a grandes rasgos el método a seguir para analizar y desarrollar los principales objetivos del proyecto planteados en el apartado anterior.

Caracterización energética del viento: Potencial eólico

Existe una expresión matemática, obtenida a lo largo de los años, a partir de datos empíricos de diferentes estudios de implantación de parques eólicos. Se trata de la ley de distribución de Weibull de la velocidad del viento. Se ha comprobado que la velocidad del viento sigue aproximadamente una densidad de distribución de este tipo:

k = 2 c = 8

0

0,02

0,04

0,06

0,08

0,1

0,12

0 5 10 15 20 25

Densidad de probabilidad Weibull p(v)

Gráfico 19: Representación de la distribución de Weibull para c=8 y k=2

p (v )= kc ( v

c )k−1

e−( v

c )k

Expresión 1

Expresión matemática de la ley de distribución de Weibul de la velocidad del viento

v velocidad del viento (m/s)p(v) función densidad de probabilidad de Weibullc factor de escala(m/s), valor que suele ser próximo a la velocidad mediak factor de forma que caracteriza la asimetría o sesgo de la función probabilidad



Esta distribución está caracterizada por los parámetro c y k. Es decir, teniendo esos parámetros de forma y escala podemos obtener una distribución de velocidad del viento que se ajustará bien a los datos empíricos.

En los casos reales, los cálculos van en el sentido contrario:

1.- Primero se obtienen una serie de mediciones de velocidades de viento durante uno o varios años en una posición geográfica concreta y una altura específica.

2.- A partir de esas medidas se obtiene una distribución de velocidades de viento y un número de horas anuales para cada valor. Normalmente se organizan en intervalos de 1m/s.

3.- Se puede ahora con esta tabla calcular la velocidad media ponderada con las frecuencias relativas de cada velocidad a lo largo del año.

4.- Se calcula también la desviación típica de los datos obtenidos.

5.- Conjuntamente con la velocidad media <v>, y usando algunas expresiones matemáticas se pueden saber los parámetros k y c de la distribución de Weibull que mejor se ajusta a los datos empíricos.

Para el cálculo del proyecto podemos partir de algún conjunto de valores reales de prospecciones eólicas que encontremos en la web (velocidad, aa/mm/dd/hh/mm) a partir del cual poder calcular los parámetros de la distribución de Weibul que se adapta mejor. Como se comprueba que casan bien con estas formulas empíricas trabajaremos con tablas de valores generadas a partir de las misma expresiones

El siguiente paso será encontrar fichas técnicas de algunos de los aerogeneradores más comunes y utilizados en las que veremos la famosa curva de potencia de cada uno de ellos. Se trata de una relación que proporciona el fabricante entre la potencia generada para cada velocidad a la altura del buje.

Multiplicaremos las frecuencias relativas de velocidad de viento por la potencia generada en base a cada velocidad, pudiendo de ese modo conseguir un valor de potencia eléctrica generada.

A pesar de que existen problemas de fiabilidad en algunos aparatos y en otros no, cada aerogenerador tendrá un comportamiento similar en nuestros cálculos teóricos.

Compararemos los resultados obtenidos de energía generada para varios modelos comerciales comunes.



En cuanto a la parte económica del proyecto, serán necesarias definir unas condiciones de financiación del proyecto de parque eólico alineadas con la situación actual económica. De los parámetros de intereses dependerá que tengamos o no un proyecto rentable.

Será importante ver el desglose total de gastos del proyecto y el reparto entre:

-proyecto,-material, -obra civil, -infraestructuras,-instalación -y puesta en marca.

Tendremos en cuenta también, para tener los movimientos contables de capital desglosados en años, los costes de explotación del parque:

-operación y mantenimiento,-alquiler de terrenos,-gestión y administración,-y seguros e impuestos

Con todos esos datos podemos calcular un coste de explotación y uno de producción, que nos permitirán hacer algunos cálculos básicos de rentabilidad.

Veremos exactamente cuál es el payback del proyecto de una forma teórica y las rentabilidades medias del proyecto.

Por último haremos un estudio de sensibilidad respecto de algunos parámetros importantes del proyecto. Podremos comprobar cómo afectan los posibles errores de cálculo y predicciones de características de viento en la viabilidad del proyecto.



MEMORIA DESCRIPTIVA

3.1.-Datos de partida y acotación del análisis a realizar

3.2.-Localización del parque

3.3.-Caracterización de las condiciones de viento

3.4.-Selección y caracterización de los aerogeneradores más comunes

3.5.-Calculo de la energía producida

3.6.-Diseño del parque: tipo y número de aerogeneradores

3.7.-Costes de inversión

3.8.-Costes de producción (explotación y financiación)

3.9.-Viabilidad económica del proyecto

3.10.-Análisis de sensibilidad de la viabilidad



3.1.- Datos de partida y acotación del análisis a realizar

Los datos de partida para el estudio del parque eólico serán los siguientes:

1.- Velocidad media del viento a 10m de altura <v>10= 6m/s y un factor k=2 dadas las características del terreno que tenemos. Extrapolaremos las velocidades a la altura del buje del aerogenerador seleccionado.

2.- Curvas de potencia de los 2 aerogeneradores más estándar del mercado. Tendremos que investigar la tipología existente y seleccionar el que mejor convenga para un parque de las dimensiones que queremos desarrollar (40MW).

3.- Para hacer el estudio de viabilidad consideraremos un interés financiero y una tasa de inflación fijos para todos y cada uno de los años de estudio (20 años)

4.- Para los distintos componentes del parque eólico, la valoración de su adquisición e instalación se hará en base a documentación de proyectos similares.

5.- Se establece que, dentro del plan de regulación de precios de energías renovables, y en particular de la energía eólica, el precio de compra de la energía total producida será en base a dos opciones de venta:

5A.- venta con Tarifa regulada de 2012 y por tanto un precio fijo de:

8,1270 céntimos €/kW entregado a la red durante los 20 primeros años

6,7921 céntimos €/kW entregado el resto de los años.

5B.- venta en el mercado organizado de la electricidad según tarifa 2012

1,0142 céntimos €/kW de Prima de referencia

9,4273 céntimos €/kW de Límite Máximo

7,9103 céntimos €/kW de Límite Mínimo

(datos del Informe de Precios Energéticos Regulados de Enero 2012 apartado b.2)



6.- Así mismo, una vez establecido el coste del desarrollo del proyecto y la construcción del mismo, se fijarán una serie de gastos de mantenimiento y explotación. Conjuntamente con los gastos de amortización de la deuda pendiente y el reparto de dividendos a los inversores y accionistas, se dibujará el plan de viabilidad del proyecto acorde con el marco de intereses a fecha de Enero 2012 para financiaciones de este tipo de proyectos.

7.- Para el estudio de sensibilidad del proyecto tomaremos las siguientes variables:

Precio de venta del kW generado

Tipo de interés de la financiación del proyecto

Velocidad media anual del viento en el parque

Disponibilidad del recurso energético/horas de funcionamiento medio del parque



3.2.-Localización del parque

Existe un mapa eólico de España a 80m de altura y para velocidades mayores de 6m/s.

Intentando buscar un buen emplazamiento hay que tener en cuenta múltiples factores, pero principalmente:

A.- calidad del viento: velocidad media anual alta con un reparto del histograma de velocidades que permita disponer de vientos con velocidades medias anuales mayores de 5-6m/s como mínimo durante unas 2200 horas al año.

Se trata de unos datos de partida mínimos.


Imagen 2


B.- distancia de interconexión de alta tensión. Si toda la energía producida la hemos de transportar a larga distancia hasta hacer la interconexión, las pérdidas pueden hacer que el proyecto no sea rentable. No solo por las pérdidas de transporte eléctrico si no porque los costes de instalación de ese tendido eléctrico sería elevado.

C.- orografía adecuada. Debe permitir la instalación de los distintos componentes del parque sin excesivas complicaciones.

D.- precio de alquiler del m2 asumible. Además hay que tener en cuenta que si estamos cercanos a núcleos urbanos, el precio por arrendamiento de terrenos puede multiplicarse.


Imagen 3


Seleccionamos una localización en la provincia de Almería. Existen ya varios parque eólicos instalados en la zona por lo que la distancia de interconexión es pequeña; los terrenos no son caros al estar en un área no dedicada al cultivo y alejada de centro urbanos.

En el siguiente mapa se representan las líneas eléctricas y subestaciones actuales y las recogidas en los distintos planes de inversión del estado español. Como podemos observar, en la zona Almería que hemos seleccionado ya existe desde 2007 una línea que nos permite inyectar la energía generada a la red con una inversión razonable.

Fuente REE y CNE. Elaboración AEE

Hay previstas incluso la creación de varias subestaciones por la zona. Son inversiones contempladas en el plan 2008-2016.


Imagen 4


3.3.- Caracterización de las condiciones de viento

Para hacer una buena caracterización del recurso energético es necesaria una fuerte inversión en prospección eólica en el emplazamiento potencialmente a seleccionar.

Partiremos de la expresión de la ley de distribución de Weibul.

p (v )= kc ( v

c )k−1

e−( v

c )k

Expresión 2

Expresión matemática de la ley de distribución de Weibul de la velocidad del viento

v velocidad del viento (m/s)p(v) función densidad de probabilidad de Weibullc factor de escala(m/s), valor que suele ser próximo a la velocidad mediak factor de forma que caracteriza la asimetría o sesgo de la función probabilidad

Al tratarse de una ley empírica y totalmente aceptada por los expertos, una forma de generar un mapa de viento real sería el dar valores a la variable v con una velocidad media de viento aceptable y usual en cualquier parque eólico de los que se están implantando hoy en día por todo el mundo.

Este valor de velocidad media sería de 5,8 m/s a 10m de altura, que permite obtener velocidades por encima de los 7m/s a la altura del buje.

Existe una expresión empírica que relaciona la velocidad media de un viento con las diferentes alturas de medición. Por tanto, para esta velocidad de 6m/s de partida, obtendremos varios valores en función de la altura de buje de los aerogeneradores que consideremos en el estudio.

v 'v

=( z 'z )

α

Expresió n3

v velocidad del viento (m/s) a la altura zv’ velocidad del viento (m/s) a la altura z’α Parámetro relacionado directamente con la rugosidad del terreno.

Para cálculos de viento a largo plazo se ha determinado un valor de α de 1/7



Por usar un valor ejemplo en el primer cálculo, tomaremos el generador GAMESA G90-2.0MW que dispone de palas de 44m de longitud y una altura e buje de 100m. Será un valor bastante común para los generadores que potencialmente podamos seleccionar para el estudio. La potencia media instalada mundial por aerogenerador esta en todo a los 1.900KW. Considerando que aquellos mayores de 2GW son en muchos casos aun experimentales, se deduce que en su mayoría, los actualmente instalados son de esa potencia nominal (2GW).

Con estos valores de alturas (10m y 100m) y la velocidad media de partida de 6m/s se obtiene el siguiente resultado:

v '5,8

=( 10010 )

1 /7

→ v '=8,07 m /s Expresión 4

Esta será por tanto la velocidad media anual que caracterizará en gran medida nuestro recurso energético.

Otro parámetro importante a definir en la ley de Weibull es k y c. El primero es un factor de forma de la curva de densidad de probabilidad y el segundo es el factor de escala, muy próximo en valor a la velocidad media.

La relación que existe entre c y <v> es la siguiente:

¿ v> ¿c=Γ (1+ 1

k )=Γ (1,5 )=0,886 Expresió n 5¿

Donde la función Γ tiene esta forma en función del parámetro k:



Es ahí donde vemos que para un valor de K=2, el valor de la función Gamma es algo inferior a la unidad.

Por ello vamos a considerar de ahora en adelante los siguientes valores de k y c:

k = 2 que es un valor estándar para caracterizar el viento medio terrestre

c = <v>/0,886 = 9,11m/s con valores de k próximos a 2

Hagamos algunas representaciones de la función de probabilidad de Weibull con estos valores.


Imagen 5

0 5 10 15 20 250.000

0.020

0.040

0.060

0.080

0.100

0.120

0.140



k = 2 c = 9,11

Representemos también, para el mismo valor de k=2, las curvas que corresponden a velocidades medias de 8 y de 10m/s respectivamente. De ese modo podemos ver de un modo muy gráfico cómo se comporta esta ecuación de densidad de probabilidad.

0

0,02

0,04

0,06

0,08

0,1

0,12

0,14

0,16

0 5 10 15 20 25


<v>=6 m/s

<v>=8 m/s

<v>=10 m/s

Esta ley empírica nos permite calcular, del total de las horas de un año, cuantas tendrán vientos de una determinada velocidad.

De ese modo, con las 8.760 horas del año, iremos multiplicando por la probabilidad para cada velocidad. Obtendremos un histograma de velocidades de este tipo:

v (m/s) p(v) Horas /año1 0,024 208,42 0,046 402,03 0,065 567,84 0,079 695,95 0,089 780,56 0,094 820,4


Imagen 6

Imagen 7


7 0,093 818,58 0,089 780,99 0,082 715,9

10 0,072 632,811 0,062 540,612 0,051 447,113 0,041 358,514 0,032 278,915 0,024 210,816 0,018 154,817 0,013 110,618 0,009 76,819 0,006 51,9

….. …….. ..……

Que representado en barras para valores enteros de la velocidad, queda de este modo:

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 250

200

400

600

800

1,000

1,200

Histograma de velocidades del viento (periodo anual 8760 h)

Donde podemos observar que habrá más de 800horas con velocidades comprendidas entre 5,5m/s y 6,5m/s y tan solo 6 horas con velocidades por encima de los 24m/s.

Es sencillo por tanto, calcular la producción energética de un aerogenerador dado, que vendrá caracterizado por una cierta curva de potencia en función de la velocidad.


Imagen 8


3.4.- Selección y caracterización de aerogeneradores más comunes

En nuestro empeño por buscar una optimización de todos y cada uno de los componentes del parque eólico, nos decantamos por los modelos de aerogeneradores de los 2 principales fabricantes que comercializan sus productos en nuestro país:

GAMESA Modelo G90-2.0 MW

VESTAS Modelo V90-2.0 MW

GAMESA es una empresa nacional y VESTAS alemana, pero ambos fabricantes poseen plantas de producción en España. Veamos donde se encuentran dichas plantas de producción:


Imagen 9


VESTA es una compañía alemana con 110 años de historia. GAMESA tiene su sede en Madrid

Veamos ahora una comparativa de ambos modelos, que son los más comercializados en las nuevas implantaciones de parques eólicos de España. Representemos la potencia vs v(m/s):

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

4 6 8 10 12 14 16 18

G90

V90

Estas son las curvas de potencia de ambos generadores que vamos utilizar en nuestro estudio. Como vemos, son muy parecidas, arrancando ambas desde los 4m/s, ya que se considera que con velocidades menores el beneficio no compensa el mayor gasto en mantenimiento y aumento de fiabilidad.

Se trata de curvas obtenidas de las especificaciones técnicas aportadas por los fabricantes en sus webs corporativas.

Existen otros muchos modelos en estas dos empresas y en otras muchas, pero he querido trabajar con valores de cálculo que sean muy estándar.

Las posibles variaciones que presentan otros equipos de otros fabricantes las podremos analizar en uno de los apartados del proyecto dedicado al análisis de sensibilidad de valores iniciales, donde podremos hacer unas suposiciones de aumento o disminución de producciones energéticas.

Centrándonos ya en estos dos modelos de aerogeneradores, vamos a ver algunas características técnicas de los mismos. Las principales que determinan la idoneidad de un aerogenerador vienen dadas por su curva de potencia pero la altura de buje, longitudes de palas, peso de la góndola y el sistema de generación eléctrica que utiliza nos datos sobre el coste de producción, la fiabilidad y el precio de la conversión y entrega de la energía a la red.


Imagen 10

v[m/s]


Trabajaremos con la torre a 100m que suele ser la habitual en las instalaciones actuales.


Imagen 11



Imagen 12


3.5.- Calculo de la energía producida

Uno de los objetivos principales del proyecto es estudias la viabilidad económica del proyecto de un parque eólico de 40MW. Las inversiones son importantes y la venta de la energía producida debe compensar los costes productivos que engloban los de explotación y financiación.

Se han de estudiar en detalle todos y cada uno de los aspectos técnicos ya que la fiabilidad del sistema total nos permitirá tener una disponibilidad del campo mayor.

En el supuesto de que tengamos una disponibilidad total, las horas de producción eléctrica vienen marcadas por aquellas en los que los valores de la velocidad del viento sean superiores a 3m/s. Es ese el rango de valores entre los cuales el aerogenerador entra en funcionamiento.

Para cada valor de velocidad, la producción energética vendrá marcada por la relación descrita en las curvas de potencia del fabricante.

Para el cálculo de la energía producida necesitamos esos 2 parámetros descritos:

A.- un histograma de velocidades que caracterizan el viento

B.- la relación velocidad / potencia del aerogenerador en cuestión

El histograma es el siguiente, descrito por la ley de Weibull con parámetros de k=2 y c=9,11m/s, que recordemos era la velocidad media anual a la altura del buje de 100m.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 250

200

400

600

800

1,000

1,200

Histograma de velocidades del viento (periodo anual 8760 h)


Imagen 13


Desde las velocidades superiores a 3m/s los aerogeneradores se pondrán en marcha. Veamos por tanto una tabla donde representar las distintas generaciones eléctricas que se producen en cada rango de velocidades.

La producción eléctrica total será la suma de todas y cada una de las aportaciones en cada escalón.

GAMESA G90v (m/s) Potenca (kW) Horas año Producción (kWh)

1 0 248,5 0,002 0 475,9 0,003 21,3 664,4 12093,774 84,9 800,9 59078,555 197,3 879,6 153994,046 363,8 901,0 298475,517 594,9 871,9 486931,608 900,8 803,0 703426,589 1274,4 707,4 912360,3610 1633 598,0 1033392,4911 1863 486,2 1007137,8012 1960,4 381,0 876509,8513 1990,4 288,1 713518,6714 1997,9 210,4 557259,4415 1999,6 148,5 421470,6416 1999,9 101,4 309586,3117 2000 67,0 221103,8118 2000 42,9 153612,6119 2000 26,6 103862,3920 2000 16,0 68364,1321 2000 9,3 43818,1922 2000 5,2 27355,0823 2000 2,9 16636,6724 2000 1,5 9858,6325 2000 0,8 5693,18

G90 8.195.540x20 aerogeneradores 163.910.806

Factor de carga 0,47

c 9,114k 2


Tabla 1


Se producirían en total 163.911 MWh con el aerogenerador de GAMESA G90 que hemos descrito con anterioridad.

El factor de carga de 0,47 quiere decir que este aerogenerador produce la misma energía que si trabajase al 100% de eficiencia durante el 47% del año. Consideramos el 100% como los 2MW nominales.

Vamos a ver qué generación con el segundo aerogenerador en estudio, el VESTAS V90.

VESTAS V90v (m/s) Potenca (kW) Horas año Producción (kWh)

1 0 248,5 0,002 0 475,9 0,003 21,3 664,4 12093,774 80 800,9 55668,835 180 879,6 140491,276 340 901,0 278949,077 550 871,9 450180,508 820 803,0 640330,599 1130 707,4 808982,4210 1470 598,0 930243,0811 1785 486,2 964971,0012 1965 381,0 878566,5513 1990,4 288,1 713518,6714 1997,9 210,4 557259,4415 1999,6 148,5 421470,6416 1999,9 101,4 309586,3117 2000 67,0 221103,8118 2000 42,9 153612,6119 2000 26,6 103862,3920 2000 16,0 68364,1321 2000 9,3 43818,1922 2000 5,2 27355,0823 2000 2,9 16636,6724 2000 1,5 9858,6325 2000 0,8 5693,18

V90 7.812.617x20 aerogeneradores 156.252.337

Factor de carga 0,45

c 9,114k 2


Tabla 2


Reducimos en este caso el factor de carga de 0,47 al 0,45, lo que se ve también reflejado en que hay una producción menor de energía.

Las diferencias son sustanciales (en torno al 5%) por lo que es determinante para nuestro estudio seleccionar el aerogenerador de GAMESA en lugar del VESTAS V90.

Pequeñas mejoras tecnológicas en cada uno de los modelos van consiguiendo esos aumentos de energía producida. Como ejemplo podemos ver la comparación del modelo G90 de GAMESA con el G87. LA curva ya indica que genera menos energía para cada velocidad:

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

4 6 8 10 12 14 16 18

G90

G87

En esta gráfica se comparan las curvas de potencia entregada en función de la velocidad del viento para los dos modelos más estándar de GAMESA, el G90 y el G87.

Y las producciones del G87 son similares a las del VESTAS V90


Imagen 14


GAMESA G90 GAMESA G87v (m/s) Potenca (kW) Horas año Producción (kWh) Potenca (kW) Horas año Producción (kWh)

1 0 248,5 0,00 0 248,5 0,002 0 475,9 0,00 0 475,9 0,003 21,3 664,4 12093,77 21,3 664,4 12093,774 84,9 800,9 59078,55 80 800,9 55668,835 197,3 879,6 153994,04 180 879,6 140491,276 363,8 901,0 298475,51 340 901,0 278949,077 594,9 871,9 486931,60 550 871,9 450180,508 900,8 803,0 703426,58 830 803,0 648139,509 1274,4 707,4 912360,36 1150 707,4 823300,7010 1633 598,0 1033392,49 1500 598,0 949227,6411 1863 486,2 1007137,80 1770 486,2 956862,0012 1960,4 381,0 876509,85 1920 381,0 858446,7013 1990,4 288,1 713518,67 1990,4 288,1 713518,6714 1997,9 210,4 557259,44 1997,9 210,4 557259,4415 1999,6 148,5 421470,64 1999,6 148,5 421470,6416 1999,9 101,4 309586,31 1999,9 101,4 309586,3117 2000 67,0 221103,81 2000 67,0 221103,8118 2000 42,9 153612,61 2000 42,9 153612,6119 2000 26,6 103862,39 2000 26,6 103862,3920 2000 16,0 68364,13 2000 16,0 68364,1321 2000 9,3 43818,19 2000 9,3 43818,1922 2000 5,2 27355,08 2000 5,2 27355,0823 2000 2,9 16636,67 2000 2,9 16636,6724 2000 1,5 9858,63 2000 1,5 9858,6325 2000 0,8 5693,18 2000 0,8 5693,18

G90 8.195.540 G87 7.825.500x20 aerogeneradores 163.910.806 x20 aerogeneradores 156.509.995

El modelo G90 genera 7MWh más que el G87 en el periodo de un año.

Por último vemos que el factor de carga del modelo G87 es el mismo que elV90 de VESTAS.

G90 8.195.540 G87 7.825.500 V90 7.812.617x20 aerogeneradores 163.910.806 x20 aerogeneradores 156.509.995 x20 aerogeneradores 156.252.337

Factor de carga 0,47 Factor de carga 0,45 Factor de carga 0,45

c 9,114 c 9,114 c 9,114k 2 k 2 k 2


Tabla 3b

Tabla 3a


3.6.- Diseño del parque: tipo y número de aerogeneradores

De cara a hacer una buena elección de aerogeneradores, no solo es importante tener en cuenta la producción anual del mismo si no el coste de la unidad y el de su instalación.

Al ser GAMESA una compañía nacional, con varios centros de producción de palas, aerogeneradores y torres, los costes de transporte e instalación serán menores.

A parte, de los dos principales suministradores de este tipo de tecnología en España: VESTAS y GAMESA, el modelo G90 de este último supera ligeramente al de VESTAS en energía total producida para un mismo modelo de viento.

Vamos ahora a ver qué tipo de configuración sería necesaria realizar para optimizar el espacio maximizando la energía total producida.

Es importante tener en cuenta la rugosidad del terreno a la hora de decidir la altura de instalación de las góndolas.

En zonas donde no existan grandes obstáculos (irregularidades del terreno, vegetación, montañas,..) es posible hacer una optimización de la altura de instalación. Es decir, para un aerogenerador como el que hemos elegido, que tiene las siguientes características:

-longitud de las palas 44m,

-diámetro de barrido 90m,

Existen varias posibles configuraciones de instalación, en función de la altura que queramos elegir para la torre:

Vemos que la altura influye bastante en el peso final del aerogenerador y por tanto en el precio de inversión.


Tabla 4


Como el terreno en nuestra ubicación es algo escarpado e irregular, os decantamos por una de las instalaciones más comunes que consiste en situar el buje a una altura de 100m. Esto nos permite tener menos influencia del tipo de terreno y ganar en velocidad media del viento.

Con unos datos de partida de 5,8 m/s para la velocidad media anual del viento a 10m de altura, obtendríamos una equivalencia a 100m de 8,07 m/s según lo calculado en la expresión 2 del capítulo anterior, obtenida a partir de una fórmula matemática empírica que relaciona las velocidades del viento a varias alturas:

v '5,8

=( 10010 )

1 /7

→ v '=8,07 m /s

Como queremos hacer el estudio de implantación de un parque de 40MW, y los aerogeneradores seleccionados tienen una potencia nominal de 2MW, serán necesarios un total de 20 aparatos completos.

La configuración del parque eólico es muy importante ya que se ha de optimizar el terreno. No tanto por el precio del mismo si no porque las distancias de interconexión serán mayores.


Imagen 15

Expresion 5


Las ubicaciones de cada uno de los aerogeneradores no suelen adquirirse en propiedad, así como los caminos necesarios para desplazarse entre unos y otros. Se opta por firmar un contrato de arrendamiento y utilización de los recursos. Estos gastos se tendrán que tener en cuenta en el estudio de viabilidad.

De ese modo, es más sencillo llegar a un acuerdo con los propietarios, y despojarse de problemas en el caso en que se decida finalizar con la explotación del recurso eólico.

Todos y cada uno de los aerogeneradores han de estar interconexionados con una línea de corriente que será la encargada de transportar la energía producida al punto de entrega o enlace con la red eléctrica del operador que nos la compra. Normalmente este tipo de redes a las que hemos de ir a enlazar son propiedad de a REE (Red Eléctrica Española), como entidad encargada de la distribución y recogida de energía.

Viendo algunos ejemplos de configuraciones de parques eólicos encontrados en proyectos ya implantados, concluimos en unas reglas básicas para el terreno en el que vamos a implantar el parque eólico:

1. Debe presentar una baja rugosidad, y estar libre de obstáculos principalmente en las direcciones predominantes del viento

2. Cada aerogenerador debe estar situado en un lugar alejado al menos de 500m de un obstáculo. Se producen una serie de interferencias en el régimen laminar del viento que puede hacer que se pierda hasta el 10% de la potencia eólica esperada.

3. Es necesario mantener unas distancias de separación de al menos 10 veces el diámetro del aerogenerador en la dirección dominante del viento y de al menos 5 en la perpendicular del mismo.

4. Las colinas donde se pueda instalar una unidad, pueden hacer un efecto acelerador del viento siempre y cuando las pendientes sean suaves y con baja rugosidad.

5. La accesibilidad al parque ha de ser adecuada6. Los emplazamientos óptimos están elevaciones suaves, cadenas montañosas,

llanuras elevadas, pasos entre montañas con grandes gradientes de presión, y en general lugares cercanos a la costa o a grandes embalses para aprovechar el efecto de las brisas. Estas brisas están compuestas de aire húmedo que tiene una densidad mayor y por tanto un potencial eólico optimo.

La tensión de producción de los aerogeneradores es de 690 kV pero las de inyección de a red son de entre 5 y 30kV. Es por ellos que debemos estar en un sitio donde haya una red de alta tensión próxima y así minimizar los costes de transporte de la energía y de la infraestructura de interconexión.

No es conveniente que haya núcleos de población cercanos que pudieran ser perturbados por el ruido que generan estos dispositivos.



3.7.- Costes de inversión

De cara a hacer una estimación de costes de inversión, he recurrido a analizar algunos estudios de costes de parques eólicos en EU y USA. El tamaño de parque sujeto a estudio en este proyecto es de 40MW por lo que se enmarca en una denominación de “Gran Parque Eólico”.

Para esta clasificación se suele tener en cuenta así mismo la potencia instalada por equipo. En nuestro estudio consideramos aerogeneradores por encima de los 1,5MW.

Los costes totales de inversión se encuentran condicionados en gran parte por el elevado coste de los aerogeneradores, que suponen la partida principal en los cálculos de costes de inversión.

Un valor importante que sirve de referencia internacional a la hora de realizar una comparativa entre distintas tecnologías y configuraciones es el precio del kW instalado (€/kW). Se puede ver la reducción con el tiempo de este parámetro como el resultado del desarrollo de la tecnología eólica en un momento determinado. A mayor desarrollo de una tecnología, menor coste de inversión y producción.

Se trata precisamente de esta reducción de los costes de inversión, lo que se intenta fomentar con los planes de subvención de la generación de muchos tipos de energías renovables. Si no se apostase por una protección y aseguramiento de ciertas tarifas de compra de electricidad, a este tipo de energías, no sería posible un avance en la tecnología que propiciase una rebaja de los costes. Es en este camino, en el que se pretende llegar a conseguir una producción rentable en comparación con otros métodos productivos más habituales como puede ser el carbón o las centrales de generación por combustión diesel en ciclo combinado.

Cuanto mayor son los aerogeneradores que se instalen, mayor será también el porcentaje que suponga su precio respecto a la inversión total realizada. Se tiende a aumentar este porcentaje ya que los costes de instalación de los aerogeneradores no son proporcionales al precio de los mismos. Se aplican conceptos de economía de escala.

Por poner un ejemplo, el coste de instalación de un aerogenerador de 2MW no es 4 veces superior al de uno de 500kW. Multiplicamos la producción por 4 pero no se corresponde esa equivalencia en los costes de instalación. Esto hace que cuanto mayor sean las potencias de las unidades que se instalen, se reduzcan los costes de explotación unitarios.

Veamos la siguiente tabla donde se desglosan los conceptos principales a tener en cuenta en el estudio económico de nuestro parque eólico en cuestión.

Al trabajar con grandes aerogeneradores, el coste de los mismos supone ya un 76% del coste de instalación del parque completo. La obra civil no llega al 7% del coste del proyecto no supera el 5%.



Hemos particularizado el presupuesto al modelo G90 de GAMESA, pero tanto el G97 como el VESTAS V90 tienen costes muy parecidos.

COSTES DE INVERSIÓN DEL PROYECTO

Apartado Concepto Precio %

1. Aerogeneradores

1.1 Aerogeneradores GAMESA G90 (2 MW). Torre de 80m. Incluye dispositivos de transformación en el interior, la virola de anclaje a la zapata, transporte, montaje, conexionado interno, puesta en marcha de la instalación y sistema de control.

1.900.000 €

x 20 unidades 38.000.000 € 76,3%

2. Equipos eléctricos2.1 Equipos eléctricos adicionales en tierra para hacer la adaptación eléctrica de conexionado a red

4.725.000 €

4.725.000 € 9,5%

3. Obra civil 3.1 Cimentaciones para la colocación de los aerogeneradores 1.750.000 €

3.2 Accesos y caminos interiores del parque: viales y plataformas, Zanjas y Sistemas de drenaje

1.650.000 €

3.400.000 € 6,8%4. Infraestructuras eléctricas y de comunicaciones

4.1 Red de media tensión MT 20KV acompañada de red de fibra óptica en tierra 1.250.000 €

1.250.000 € 2,5%

5. Documentación y proyectos

5.1 Proyecto 325.000 € 5.2 Estudio Geotécnico 343.000 €

5.3 Diseño de cimentaciones 75.000 € 5.4 Dirección Facultativa 360.000 € 5.5 Seguridad y Salud 60.000 € 5.6 Control de Calidad 87.000 € 5.7 Documentación 57.000 € 5.8 Revegetación 102.000 € 5.9 Revegetación 1.000.000 € 2.409.000 € 4,8%

Total presupuesto 49.784.000 € Precio/kW instalado 1.245 €


Tabla 5


Un dato importante, referente de comparación entre distintas tecnologías, es el Precio del kW instalado. Con kW nos referimos a la potencia pico instalada y nos da una idea del coste de inversión unificado para nuestro sistema.



3.8.- Costes de producción (explotación y financiación)

En un estudio de viabilidad económica de un parque eólico es necesario conocer cuánto vale producir cada unidad de energía eléctrica (kWh). Es un término importante que se expresa en c€/kWh.

Los costes de producción engloban dos conceptos bien diferenciados:

1.- Costes de explotación, que comprenden explotación, mantenimiento, alquiler de terrenos, gestión, administración, seguros e impuestos.

2.- 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 hecho de aumentar la potencia de los aerogeneradores instalados ha hecho que por economía de escala, se hayan reducido los costes de producción del kWh en energía eólica.

Hagamos un análisis de los costes de explotación de nuestro parque eólico en base a los estándares mas normalizados de implantaciones eólicas terrestres en la EU y USA.

COSTES DE EXPLOTACIÓN DEL PROYECTO

Apartado Concepto Precio %

1. Operación y mantenimiento

Personal encargado de llevar a cabo la operativa del parque y gastos de mantenimiento

810.000 € 60%

2. Alquiler de terrenos

Pagos en concepto de alquiler de los terrenos ocupados por el parque eólico 216.000 € 16%

3. Gestión y administración Gestión de la explotación y administración 153.000 € 11%

4. Seguros e impuestos Seguros e impuestos 180.000 € 13%

Total coste anual de explotación 1.359.000 € Coste de explotación (c€/kWh) 0,94 c€/kWh


Tabla 6


Estos costes de explotación en torno al céntimo de euro por kWh producido esta en la línea de los datos proporcionados por los informes anuales de producción de la AEE.

Si no hubiera más gastos productivos que los asociados a la explotación, este tipo de producción energética sería bastante más interesante, pero debido al enorme desembolso inicial de inversión, en una explotación a 20 años, se han de repercutir todos esos gastos de financiación sobre el coste de producción.

Este gasto financiero está en un factor aproximado 2 respecto al coste de explotación, para grandes aerogeneradores como los estudiados en este proyecto.

Veamos por tanto, antes de estudiar los costes financieros del proyecto, una simulación del coste unitario de explotación en función del valor de velocidad media a la altura del buje. La influencia es importante.

Tabla de valores representados (c€/kWh)

<v> (m/s) a la altura del buje G90 V904 5,95 6,435 2,96 3,216 1,82 1,967 1,29 1,388 1,01 1,07

9 0,840,89

10 0,74 0,77


Tabla 7

c€/k

Wh

velocidad media en buje (m/s)

rango de trabajo


Estas graficas representan los costes unitarios de explotación del recurso eólico en función de la velocidad media del viento a la altura del buje del aerogenerador. Para velocidades medidas a 10m de altura de 6m/s, como es el caso de partida de nuestro estudio, las velocidades equivalentes a 100m que es la altura del buje, son de 8,33m/s. Se trata de la velocidad media que hemos considerado para nuestro estudio.

Para esa velocidad media los costes unitarios de explotación son de 0,94c€/kW producido.

Para nuestro caso particular de aerogeneradores de 2MW VESTAS y GAMESA, los costes unitarios de producción son prácticamente iguales, ya que sus producciones no varían mucho para cada valor de velocidad media, y los costes de inversión son muy parecidos.

En función de las condiciones de operación de los aerogeneradores, los gastos de mantenimiento serán mayores o menores, pudiendo influir de forma notable en la viabilidad del proyecto.

Se trata de dos modelos de aerogenerador muy utilizados y estándares en aplicaciones eólicas terrestres de medio y gran tamaño. (>20MW).

Para poder calcular los costes de financiación hay que plantear una serie de datos iniciales. Algunos de estos datos son los ya calculados en apartados anteriores:

Escenario técnico energético -La potencia instalada por medio de 20 aerogeneradores de 2MW de potencia 40 MW-Velocidad media <v> a la atura del buje (100m) 8,337m/s -Factor de carga para el aerogenerador GAMESA G90 0,41-Factor de carga para el aerogenerador VESTAS V90 0,39

Escenario económico -Suponemos que la inversión la hacemos en año 0. En año 1 ya hay gastos e ingresos-Suponemos una inflación constante de anual durante los 20 años de la operación 2,5%-El interés financiero de la operación será fijo 6%-Valor residual del campo eólico tras los 20 años de operación / Coste Inversión 20%-Valor Residual (unidad monetaria Nominal año 20 de explotación) 9.956.800 € -El coste de explotación a una <v> de 8,33m/s en el buje 0,94 c€/kWh-El coste de inversión unitario

1.245€/kW


Tabla 8


Mediante las tablas de amortización normales (interés compuesto) se puede calcular de una forma sencilla el gasto financiero de nuestro parque eólico a lo largo de los años de explotación.

Con un interés del 6% y sin tener en cuenta el efecto de la inflación, los pagos a la financiera o grupo de inversores serían siempre constantes a lo largo de los años. Inversiónaño 0 =49.784 .000 € → 20 años → Gasto Financiero=35.816.329 €

Coste Financiero anual=Gasto FinancieroTotal20 años deexplotación

=1.790 .816 €

Si dividimos este coste Financiero anual por la producción anual en kWh obtenemos un valor unitario de Coste de financiación:

Coste Financierounitario= Gasto FinancieroanualProducción eléctrica anual

=1,09 c € /kWh

Cuanto mayor es el interés financiero, mayores serán las cuotas que deberemos abonar en el conjunto del año y por tanto, este Coste Unitario de financiación aumentará.

Veamos una representación de estos valores en función del interés financiero:

Interés bancario

%

Coste Unitario financiación

c€/kWh2Coste unitario financiacionc€/kWh con inflación 2,5%

1,0 0,121,5 0,22,0 0,292,5 0,383,0 0,483,5 0,574,0 0,674,5 0,775,0 0,885,5 0,996,0 1,096,5 1,217,0 1,327,5 1,448,0 1,558,5 1,679,0 1,799,5 1,92

0

0,5

1

1,5

2

2,5

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

5,0

5,5

6,0

6,5

7,0

7,5

8,0

8,5

9,0

9,5

10,0

Coste unitario financiacionvs Interés bancario sin efectos de inflación

% interes

c€/k

Wh

rango de trabajo


Tabla 9

Expresión 6

Expresión 7


Si ahora consideramos que existe un efecto inflación en el desarrollo de cálculo, los valores pueden cambiar radicalmente. Tenemos en este caso que considerar que a lo largo de los años un mismo capital rinde menos que el anterior y en un porcentaje que viene fijado por ese ratio de inflación.

Existe una expresión matemática que relaciona todos estos conceptos con el objetivo de calcular el coste unitario de producción referido al año “0” de instalación del parque eólico. Para ello se trasladan unidades monetarias Nominales a Constantes de ese año de partida. Se consigue así tener en cuenta los efectos de la inflación.

c=I−V R(1+r )−n+∑

j=1

n

(OM j+F j )(1+r )− j

∑j=1

n

E j

c: Coste unitario de producción en unidades monetarias constantes (año 0)n: número de años de vida operativa del parque eólicoI: Coste inversión inicial (año 0)

VR: Valor residual del parque en el año 20 (fin de explotación del parque)

Omj: Coste de operación y mantenimiento en el año j (kWh)

Fj: Costes financieros del año j (unidad monetaria nominal año j)

Ej: Energía eléctrica producida en el año j (kWh)r: Tasa unitaria de descuento real incluidos los efectos de la inflación (r= k+g+kg)k: tasa unitaria de descuento aparenteg: tasa unitaria de inflación anual

Esta expresión se puede simplificar teniendo en cuenta algunas consideraciones:

1.- que tanto g como k sean fijos para cada año de operación del parque

2.- que los costes financieros sean los derivados del cálculo de interés simple F= ixI, donde i es el interés simple e I es la inversión inicial.

3.- que los costes de explotación se determinen a partir de una corrección o incremento fijo de los mismos, por medio de un parámetro o tasa de aumento anual de costes de explotación (z)

OMT=OM0( 1+zr−z )[1−( 1+z

1+r )n]


Expresión 8

Expresión 9


FT =i I [1−1

(1+r )n ] 1r

c=I−V R0+OMT +FT

nE

Podemos por tanto hacer el cálculo de algunos de esos valores para poder así proceder a listar los valores completos de nuestra tabla de costes en cada uno de los años de explotación.

Inflación (g) 2,5 2,50%

Interés (k) 6 6%

Tasa descuento real con inflación 8,65

En la siguiente tabla se muestran esos cálculos parciales necesarios para la expresión del coste unitario de producción por el método desarrollado en primer lugar. Podremos comparar este valor con el obtenido del las operaciones de explotación y mantenimiento que estaba en torno al 1%.

Fj OM OMj Fj + OMj

Año "j"

Coste financiero referiro al año "j"

(valor nominal)

Coste de explotación

(valor nominal)

Coste de explotación

referido al año "j"

Suma anual de costes de producción ref. al

año "0"01 2.987.040 1.359.000 1.399.770 4.037.561 2 2.987.040 1.359.000 1.441.763 3.751.690

3 2.987.040 1.359.000 1.485.016 3.486.728 4 2.987.040 1.359.000 1.529.566 3.241.107 5 2.987.040 1.359.000 1.575.453 3.013.378 6 2.987.040 1.359.000 1.622.717 2.802.203 7 2.987.040 1.359.000 1.671.399 2.606.347

8 2.987.040 1.359.000 1.721.541 2.424.667

9 2.987.040 1.359.000 1.773.187 2.256.109

10 2.987.040 1.359.000 1.826.382 2.099.697 11 2.987.040 1.359.000 1.881.174 1.954.531 12 2.987.040 1.359.000 1.937.609 1.819.778

13 2.987.040 1.359.000 1.995.737 1.694.669


Tabla 10

Expresión 10

Expresión 11


14 2.987.040 1.359.000 2.055.609 1.578.493

15 2.987.040 1.359.000 2.117.278 1.470.590 16 2.987.040 1.359.000 2.180.796 1.370.355 17 2.987.040 1.359.000 2.246.220 1.277.223 18 2.987.040 1.359.000 2.313.607 1.190.676 19 2.987.040 1.359.000 2.383.015 1.110.232 20 2.987.040 1.359.000 2.454.505 1.035.446

59.740.800 27.180.000 37.612.344

44.221.482

El resto de valores que necesitamos para hacer el cálculo del coste unitario de producción en unidades monetarias contantes son las siguientes:

VR0: € 1742405z: 3%I: € 49.784.000 r: 8,65%∑ Ej: (kWh) 3.278.216.125

OM0 € 1.359.000 €

FTj €

2.987.040

c: c€/kWh 2,81

De las expresiones simplificadas podemos obtener el valor del Coste de Explotación Total y el de Financiación referenciados al año “0”.

OMT =1.359.000 ( 1+0,030,0865+0,03 )[1−( 1+0,3

1+0,0865 )20 ]=16.260 .211 €

FT=0,06 x 45.784 .000[1− 1(1+0,0865 )20 ] 1

0,0865=27.961.272 €

V R0=V R (1+r )−n=9.156.800 (1+0,865 )−20=1.742.405 €

Y sustituyendo estos valores en la última expresión, obtenemos por la segunda vía el valor del coste unitario de producción en unidades monetarias constantes referidas al año “0”.


Tabla 11

Tabla 12

Expresión 12

Expresión 13

Expresión 14


c=I−V R 0+OMT +FT

nE=45,784−1,742+16,260+27,961

2877,59=2,81 c €

kWh

Como podemos comprobar, las dos expresiones nos han llevado al mismo resultado.

Podemos por tanto hacer una comparativa de este valor de coste unitario de producción, teniendo en cuenta la inflación y sin hacerlo:

c csin considerar inflación considerando inflación

1,97 < 2,81



3.9.- Viabilidad económica del proyecto

En un estudio de viabilidad económica son muchos los personajes que entran en escena. Incluso hay actores espontáneos que mejoran o empeoran la escena a lo largo del desarrollo de la función.

Intentaremos analizar los factores más importantes y hacer un análisis de sensibilidad de los siguientes factores, que a mi juicio son los más relevantes:

1.- Precio de venta de la energía eléctrica producida. Es al fin y al cabo el único ingreso de la contabilidad y su influencia en la cuenta de resultados es básica y directa. La haremos variar en un ±25% del valor actual del régimen de precios energéticos regulados, para la opción de venta en precio fijo (8,127 ±25% c€/kwh)

2.- Velocidad media del viento <v>. La consideraremos a la altura del buje y variará entre los 6 y los 9m/s

3.- Interés financiero (ratio k). Será el interés bancario o la rentabilidad pactada del conjunto de inversores. La haré variar entre el 4 y el 9%

Veamos, para el primer caso, como han variados los precios de compra de la energía eólica durante los últimos años para poder fijar el parámetro z para el resto de los 20 años de estudio de nuestro proyecto.

z: Tasa unitaria de incremento del precio de la electricidad producida

Año mercado fijo Max. Mercado organizado

Min. mercado organizado

% incremento anual

2007 7,3228 8,4944 7,1275 -2008 7,4534 8,6460 7,2547 4,1%2009 7,7590 9,0005 7,5521 -0,3%2010 7,7358 8,9735 7,5295 1,8%2011 7,8750 9,1350 7,6650 3,2%2012 8,1270 9,4273 7,9103 -


Tabla 13


Los precios de compra de la energía eólica se mantienen con las variaciones propias del IPC desde el decreto del 2007 donde se fijaba una prima de referencia un unos valores máximos y mínimos de compra de electricidad proveniente de esta fuente de energía.

Nosotros vamos a considerar una tasa de crecimiento del precio de compra de electricidad del 3% anual fija para nuestro estudio a 20 años.

Para tener en cuenta el efecto de la inflación, tendremos que hacer una conversión continua de los valores nominales anuales a los referenciados al año 0 de nuestro estudio. Es necesario para esta traslación de precios, conocer:

r: Tasa real de descuento incluidos los efectos de la inflación r = k + g + kg = 0,0865

Esta tasa es la que nos permite hacer la referencia al año “0” de estudio de nuestro parque eólico, de la siguiente manera:

A0=Aj(1+r)-n

donde A0 es el valor en año “0” y Aj el que tiene “j” años después.

Vamos a plantear una tabla donde expresar la cuenta de resultados de nuestro parque eólico. Indicaremos las retribuciones provenientes de la venta de energía e imputaremos los gastos financieros, de explotación y mantenimiento.

Las variables de nuestro estudio serán:

k 6,0% Interés financieroc 9,11 m/s parámetro de cálculo para Weibullg 2,5% Inflaciónz 3,0% Tasa crecimiento precio electricidad y costes OM

Precio kWh 8,127 c/kWh Tarifa regulada (precio fijo compra electricidad)

de los cuales se calcula automáticamente los siguientes:

FC 0,41 Factor de cargar 8,65% Tasa real de descuento incluida inflación

Inversión 49.784.000 €c 2,99 c/kWh Coste unitario de producción

Rentabilidad media anual 5,75%


Tabla 14

Tabla 15

Expresión 16


Se han monitorizado los cálculos de producción eléctrica en función del factor de carga y de la velocidad media a la altura del buje.

El factor de forma que caracteriza la asimetría o sesgo de la función probabilidad de nuestro modelo de viento queda fijado a 2, y para este estudio pormenorizado de viabilidad económica tomamos la elección de aerogenerador G90 de GAMESA, a pesar de que las características técnicas y económicas del V90 de VESTAS son similares.

<v> bujem/s

cm/s Factor carga Produccion G90

kWh anuales6 6,77 0,28 981.120

6,5 7,34 0,33 1.156.320

7 7,90 0,33 1.156.320

7,5 8,47 0,42 1.471.680

8,07 9,11 0,47 1.646.880

9 10,16 0,53 1.857.120

Para todos estos valores de partida, la cuenta de resultados referida al año de inversión queda del siguiente modo:

Año Inversión Producción

kWh

Venta recurso energético (año "0")

OMj(nominal)

(FJ + OMJ) referido al

año "0"

VAN (Valor Actual Neto

)(año "0")

Variación anual

Rentabilidad anual de la inversión

inicial0 49.784.000 € - - - - 49.784.000 €- 0 0,0%1 - 163.813.116 12.620.787 € 1.359.000 € 4.000.037 € 41.163.250 €- 8.620.750 € 17,3%2 - 163.813.116 11.964.483 € 1.399.770 € 3.716.117 € 32.914.884 €- 8.248.366 € 16,6%3 - 163.813.116 11.342.307 € 1.441.763 € 3.453.005 € 25.025.582 €- 7.889.303 € 15,8%4 - 163.813.116 10.752.487 € 1.485.016 € 3.209.137 € 17.482.233 €- 7.543.349 € 15,2%5 - 163.813.116 10.193.337 € 1.529.566 € 2.983.071 € 10.271.966 €- 7.210.266 € 14,5%6 - 163.813.116 9.663.265 € 1.575.453 € 2.773.473 € 3.382.174 €- 6.889.793 € 13,8%7 - 163.813.116 9.160.758 € 1.622.717 € 2.579.110 € 3.199.474 € 6.581.647 € 13,2%8 - 163.813.116 8.684.381 € 1.671.399 € 2.398.847 € 9.485.008 € 6.285.534 € 12,6%9 - 163.813.116 8.232.778 € 1.721.541 € 2.231.631 € 15.486.154 € 6.001.146 € 12,1%

10 - 163.813.116 7.804.658 € 1.773.187 € 2.076.492 € 21.214.320 € 5.728.166 € 11,5%11 - 163.813.116 7.398.801 € 1.826.382 € 1.932.533 € 26.680.588 € 5.466.268 € 11,0%12 - 163.813.116 7.014.050 € 1.881.174 € 1.798.924 € 31.895.714 € 5.215.126 € 10,5%13 - 163.813.116 6.649.307 € 1.937.609 € 1.674.900 € 36.870.121 € 4.974.407 € 10,0%14 - 163.813.116 6.303.530 € 1.995.737 € 1.559.751 € 41.613.900 € 4.743.779 € 9,5%15 - 163.813.116 5.975.735 € 2.055.609 € 1.452.823 € 46.136.812 € 4.522.912 € 9,1%16 - 163.813.116 5.664.986 € 2.117.278 € 1.353.512 € 50.448.286 € 4.311.474 € 8,7%17 - 163.813.116 5.370.396 € 2.180.796 € 1.261.256 € 54.557.426 € 4.109.140 € 8,3%18 - 163.813.116 5.091.126 € 2.246.220 € 1.175.539 € 58.473.013 € 3.915.586 € 7,9%19 - 163.813.116 4.826.378 € 2.313.607 € 1.095.882 € 62.203.508 € 3.730.495 € 7,5%20 - 163.813.116 4.575.397 € 2.383.015 € 1.021.843 € 65.757.063 € 3.553.554 € 7,1%

∑ = 232 %


Tabla 16

Tabla 17


Vemos que el PAY-BACK de la inversión esta en 6 años, pero durante el estudio de sensibilidad, veremos cómo va variando. Se trata del momento en el que se recupera el gasto de inversión inicial y lo represento en la tabla con valores en verde.

Una suma del 232% de rentabilidad quiere decir que, restando el gasto de la inversión inicial (100%) obtenemos un 132 % de rentabilidad en 20 años, o lo que es lo mismo, una rentabilidad media anual del proyecto del 6,60%.

Vamos a obtener una serie de curvas de viabilidad para cada uno de los análisis de sensibilidad que nos van a permitir apreciar como varía la rentabilidad del proyecto en cada caso.



3.10.- Análisis de sensibilidad de la viabilidad

En un estudio de sensibilidad de toman una serie de variables del sistema. Se toman valores de referencia para cada una de ellas y de forma sucesiva variamos tan solo una mientras el resto permanece constante.

El valor que vamos que a analizar es el VAN que nos permite ver una fotografía de la viabilidad del parque eólico por medio del Pay-back y del valor máximo al final de los 20 años de estudio.

En cada análisis vamos a calcular la rentabilidad anual media del parque actualizada a valor de año “0”.

A.- Sensibilidad del VAN respecto al tipo de interés (k)

Comencemos por ver la sensibilidad del VAN respecto al interés financiero:

9

Año 3 4 5 6 7 8

0 -49.784.000 -49.784.000 -49.784.000 -49.784.000 -49.784.000 -49.784.000 1 -39.497.507 -40.063.433 -40.618.579 -41.163.250 -41.697.741 -42.222.334 2 -29.421.706 -30.618.567 -31.782.556 -32.914.884 -34.016.710 -35.089.136 3 -19.553.580 -21.443.348 -23.266.344 -25.025.582 -26.723.911 -28.364.030 4 -9.890.075 -12.531.723 -15.060.444 -17.482.233 -19.802.708 -22.027.141 5 -428.105 -3.877.653 -7.155.463 -10.271.966 -13.236.857 -16.059.156 6 8.835.443 4.524.871 457.865 -3.382.174 -7.010.544 -10.441.364 7 17.903.698 12.681.825 7.788.670 3.199.474 -1.108.404 -5.155.680 8 26.779.806 20.599.137 14.845.931 9.485.008 4.484.463 -184.674 9 35.466.921 28.282.682 21.638.462 15.486.154 9.782.473 4.488.423

10 43.968.199 35.738.272 28.174.909 21.214.320 14.799.556 8.879.70511 52.286.799 42.971.656 34.463.740 26.680.588 19.549.145 13.004.59612 60.425.873 49.988.505 40.513.238 31.895.714 24.044.183 16.877.85013 68.388.566 56.794.415 46.331.498 36.870.121 28.297.116 20.513.56214 76.178.011 63.394.897 51.926.421 41.613.900 32.319.904 23.925.17215 83.797.327 69.795.377 57.305.713 46.136.812 36.124.021 27.125.48616 91.249.614 76.001.193 62.476.885 50.448.286 39.720.469 30.126.68817 98.537.953 82.017.587 67.447.246 54.557.426 43.119.782 32.940.35718 105.665.403 87.849.708 72.223.909 58.473.013 46.332.040 35.577.48519 112.634.996 93.502.609 76.813.789 62.203.508 49.366.877 38.048.50020 119.449.738 98.981.245 81.223.602 65.757.063 52.233.497 40.363.281

Pay-Back 5 5 5 6 7 8% rentab 12,00 9,91 8,16 6,60 5,52 4,05

Análisis sensibilidad - [Interes k]Cash Flow


Tabla 18


En negrita el valor de referencia de nuestro estudio inicial.

Estos son los valores de referencia que consideraremos en nuestro estudio de sensibilidad:

k 6,0%c 9,11 m/sg 2,5%z 3,0%

precio kWh 8,1270 c/kWhFC 0,47

r8,65%

Inversión 49.784.000 €c 2,81 c/kWh

Rentabilidad media anual 6,60%

Estos valores se pueden representar en una gráfica donde se puede ver el momento en que se recupera el valor de la inversión. Al tiempo trascurrido desde año “0” hasta que entramos en VAN positivo se denomina Pay-back. En el valor k=6% de referencia, dicho valor de Pay-back es de 6 años.

Sensibilidad del VAN respecto al tipo de interés k

-60

-40

-20

0

20

40

60

80

100

120

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Mill

ones

€

3

4

5

6

7

8

Pasamos de tener Pay-Backs de 5 a 8 con rentabilidades anuales medias de entre 12% y el 4,5% respectivamente.


Tabla 19


B.- Sensibilidad del VAN respecto al precio del kWh vendido

9

Año 6,

0000

7,00

00

7,91

03

8,12

70

9,42

73

10,5

000

0 -49.784.000 -49.784.000 -49.784.000 -49.784.000 -49.784.000 -49.784.0001 -44.466.365 -42.913.420 -41.499.773 -41.163.250 -39.143.955 -37.478.1112 -39.349.346 -36.324.211 -33.570.431 -32.914.884 -28.981.302 -25.736.2403 -34.428.554 -30.007.787 -25.983.562 -25.025.582 -19.277.258 -14.535.1014 -29.699.348 -23.955.523 -18.726.919 -17.482.233 -10.013.537 -3.852.1375 -25.156.884 -18.158.803 -11.788.450 -10.271.966 -1.172.362 6.334.4796 -20.796.163 -12.609.050 -5.156.321 -3.382.174 7.263.529 16.045.8457 -16.612.071 -7.297.757 1.181.062 3.199.474 15.310.875 25.302.3398 -12.599.414 -2.216.517 7.235.034 9.485.008 22.985.889 34.123.6239 -8.752.952 2.642.961 13.016.660 15.486.154 30.304.260 42.528.655

10 -5.067.423 7.288.827 18.536.721 21.214.320 37.281.151 50.535.70011 -1.537.570 11.729.077 23.805.706 26.680.588 43.931.210 58.162.34212 1.841.837 15.971.539 28.833.807 31.895.714 50.268.566 65.425.49813 5.075.986 20.023.863 33.630.916 36.870.121 56.306.846 72.341.43414 8.170.004 23.893.510 38.206.617 41.613.900 62.059.174 78.925.77915 11.128.946 27.587.745 42.570.190 46.136.812 67.538.189 85.193.54316 13.957.779 31.113.636 46.730.612 50.448.286 72.756.047 91.159.13517 16.661.378 34.478.044 50.696.555 54.557.426 77.724.438 96.836.37518 19.244.514 37.687.626 54.476.391 58.473.013 82.454.592 102.238.51819 21.711.849 40.748.830 58.078.194 62.203.508 86.957.296 107.378.26620 24.067.929 43.667.898 61.509.750 65.757.063 91.242.902 112.267.789

Pay-Back 11 8 6 6 5 4% rentab 2,42 4,39 6,18 6,60 9,16 11,28

Sensibilidad - precio kWhCash Flow

-60

-40

-20

0

20

40

60

80

100

120

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Mill

ones

€

6,0000

7,0000

7,9103

8,1270

9,4273

10,5000


Tabla 20


C.- Sensibilidad del VAN respecto <v> en el buje

9

Año 6,5 7 7,5

8,07 9 9,5

0 -49.784.000 -49.784.000 -49.784.000 -49.784.000 -49.784.000 -49.784.0001 -44.897.933 -43.632.119 -42.433.907 -41.163.250 -39.349.847 -37.909.0082 -40.190.040 -37.724.237 -35.390.122 -32.914.884 -29.382.378 -26.575.6263 -35.657.099 -32.053.709 -28.642.759 -25.025.582 -19.863.369 -15.761.7344 -31.295.575 -26.613.753 -22.181.967 -17.482.233 -10.775.060 -5.445.8795 -27.101.672 -21.397.500 -15.997.963 -10.271.966 -2.100.176 4.392.7176 -23.071.387 -16.398.029 -10.081.064 -3.382.174 6.178.072 13.774.1627 -19.200.547 -11.608.402 -4.421.719 3.199.474 14.075.972 22.717.8918 -15.484.854 -7.021.700 989.474 9.485.008 21.609.312 31.242.6749 -11.919.912 -2.631.044 6.161.747 15.486.154 28.793.376 39.366.624

10 -8.501.263 1.570.380 11.104.142 21.214.320 35.642.945 47.107.20411 -5.224.413 5.589.300 15.825.501 26.680.588 42.172.302 54.481.23712 -2.084.851 9.432.342 20.334.455 31.895.714 48.395.234 61.504.92113 921.924 13.106.017 24.639.412 36.870.121 54.325.039 68.193.83714 3.800.393 16.616.704 28.748.554 41.613.900 59.974.534 74.562.96815 6.554.994 19.970.647 32.669.830 46.136.812 65.356.062 80.626.71016 9.190.113 23.173.941 36.410.955 50.448.286 70.481.504 86.398.88917 11.710.071 26.232.528 39.979.406 54.557.426 75.362.283 91.892.77418 14.119.115 29.152.192 43.382.419 58.473.013 80.009.382 97.121.09619 16.421.412 31.938.555 46.626.996 62.203.508 84.433.350 102.096.06320 18.621.037 34.597.073 49.719.901 65.757.063 88.644.315 106.829.373

Pay-Back 12 9 7 6 5 4% rentab 1,87 3,47 4,99 6,60 8,90 10,73

Sensibilidad - <v>Cash Flow

-60

-40

-20

0

20

40

60

80

100

120

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Mill

ones

€

6,5

7

7,5

8,07

9

9,5


Tabla 20


CONCLUSIONES



4.- Conclusiones

Comenzamos nuestro estudio haciendo una caracterización del viento en una zona potencialmente favorable a la instalación de este tipo de parques eólicos de gran tamaño. Bien situados e interconexionados con una gran autopista eléctrica. Ambas son condiciones necesarias e indispensables.

En segundo lugar caracterizamos los equipos con los que hemos trabajado y hemos identificado las mejores opciones tecnológicas del mercado de los principales fabricantes del sector eólico mundial. La fiabilidad de los equipos determina la disponibilidad del parque y aumenta en la medida en la que los fabricantes tengan un amplio know-how del producto que fabrica.

En el estudio económico vemos los componentes físicos, medios técnicos y recursos humanos necesarios para la instalación y el desarrollo de la actividad eólica del parque. Se analiza el peso ponderado de cada uno de los términos económicos y descubrimos que es la economía de escala la que está permitiendo actualmente el reducir los costes de producción a límites no imaginados hace unos años.

Importantísimo el análisis del estado del arte del mercado regulado de las energías renovables, ya que sin una participación del estado, no sería posible el desarrollo de la tecnología eólica, tal y como la conocemos hoy en día, y que ha conseguido que los escenarios de rentabilidad sean cada vez más favorables. En una escalada de precios de los hidrocarburos, acompañada de una optimización de la tecnología se podría llegar a hablar de la Energía Eólica como una fuente energética rentable sin necesidad de ayudas estatales.

La viabilidad económica a día de hoy pasa por una buena elección de los factores que más influyen en la rentabilidad del proyecto: velocidad del viento en el buje por encima de los 7m/s, intereses financieros que no superen el 7% y precios de compra de la energía eólica que aumenten en la misma proporción que lo vaya haciendo la inflación. Gracias al decreto de ley del 2007 se asegura un futuro aceptable para continuar instalando potencia de eólica.

De los factores que elegimos en el análisis de sensibilidad, vemos que la velocidad del viento tiene una influencia muy grande en la rentabilidad del proyecto. Una variación del 5% en este valor, hace que la rentabilidad varíe en un ±1,5%.

La variación de un 1% en los intereses financieros hace que perdamos o ganemos un 2% en rentabilidad. Respecto al precio de compra, de estar en el límite máximo fijado en el mercado organizado de las energías renovables, al mínimo (1,5c€/kWh menos), hace que perdamos hasta un 3% de rentabilidad.

La variación del aerogenerador del GAMESA G90 al VESTAS V90 nos hace pasar de 6,6% de rentabilidad a 5,84%, a pesar de que reducimos la producción tan solo en un 4,7%.



REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

-Energía Eólica. Miguel Villarrubia, Apuntes de clase

-Wind Energy Technology. Departament of energy. USA

-Informe de precios energéticos regulados. IDEA 2012

-Análisis económico de un parque eólico. V. Olmos, JJ. Romero, B Venabides, IDEA, 1999

-Proyecto eólico de 50MW. Comisión Federal de la electricidad. México, Octubre 2002

-www.gamesa.com - Technical Specifications G90 & G87

-www.vestas.com - Technical Specifications V90

-www.siemens.com

-Plan Eólico. Enhol Energía. Parque eólico Arinaga II, 2006

-Predicción de viento para molinos. El Pais.com

- Wind in power 2009 European statistics. The European Energy Wind Association, Feb 2010

- The European offshore wind industry – Key trends and statistics: 1st half 2010

- Key World Energy Statistics. International Energy Agency, IEA 2010

-Mapa eólico español. Velocidad media a 80m. IDEA 2006

- Estudio macroeconómico del impacto del sector eólico en España. Datos 2009. AEE

- Renewabes Information. IEA Statistics. International Energy Agency 2010

-Valoración de un Parque Eólico con opciones reales. Universia Bussines Review 2010



Màster Interuniversitari UB-UPC d’Enginyeria en EnergiaActa d’Avaluació de Projecte Curs: 2011-2012

Codi UPC: 33563

Data defensa: Qualificació:

Alumne: JUAN MANUEL MOLINA MEDINA

DNI: 74639807T

Títol: ESTUDIO DE VIABILIDAD TÉCNICO-ECONÓMICA

DE UN PARQUE EÓLICO DE 40MW DE POTENCIA

Director: MIGUEL VILLARRUBIA

Director:

Ponent:

Tribunal

President:

Vocals:

Suplents:

Observacions

Signatura


Convocatòria Ordinària,

Cognoms, nom (President)

Cognoms, nom (Vocal)


Convocatòria Extraordinària,

Cognoms, nom (President)



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