isla de generacion eolica flotante hexagonal ......isla de generacion eolica flotante hexagonal...
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ISLA DE GENERACION EOLICA FLOTANTE HEXAGONAL SEMISUMERGIBLE
COMBINADA EOLICA Y CINETICA (VIENTO + AGUA - JUNTAS)
PRESENTACION:
Hoy en día, la energía eólica se está convirtiendo en una parte integral de la matriz energética global. Debido a los desafíos paralelos de un continuo aumento de la demanda de energía y la idea de que la producción de energía debe ser sostenible, la energía eólica - es una fuente de
energía renovable - se espera que crezca rápidamente. Para facilitar esa ampliación, los
gobiernos de todo el mundo han decidido las metas nacionales ambiciosas para la producción de energía eólica.
Sin embargo, hasta la fecha, la producción de energía eólica ha sido cuestionada por una serie de desafíos comerciales, administrativos y tecnológicos.
La energía eólica terrestre se ha expandido rápidamente, pero se ve obstaculizada, entre otras cosas, por las condiciones de viento óptimas y procesos licencia largos, que a menudo son
seguidos por las apelaciones, por lo que el riesgo y costo aumentan significativamente. En alta mar, donde las condiciones de viento son significativamente mejores que, fabricantes y
desarrolladores de energía en tierra han sido limitados por la profundidad del agua y las condiciones del fondo marino adecuado para instalaciones de parques eólicos inferior
montados. Más, los costos de instalación, servicio y mantenimiento de parques eólicos inferior montados han demostrado ser importantes.
Para habilitar los servicios públicos y desarrolladores para basar sus decisiones en las instalaciones de energía eólica marina en condiciones favorables de viento en lugar de las
profundidades del agua y las condiciones del fondo del mar, el aumento de interés y los recursos están dirigidos al desarrollo de plataformas flotantes para la escala de la producción
de energía eólica marina de gran tamaño. Hoy en día, es ampliamente aceptado que la producción de energía eólica marina se está moviendo hacia aguas más profundas lejos de la
costa, creando una demanda creciente de plataformas flotantes. BIOD2-LMG se dedica a tomar el papel principal en el diseño de las plataformas flotantes de última generación para la producción de energía eólica marina eficiente, flexible y rentable
LA TECNOLOGIA:
La tecnología que aplicamos en BIOD2-LMG para plataformas flotantes en alta mar para la producción eólica de gran escala es, al contrario que el resto de los conceptos actuales de
plataformas flotantes, está basado en la tecnología de la construcción naval y con equipos de aerogeneradores verticales . Mediante el uso de las ventajas de la tecnología de la construcción naval offshore, (semi-sumergibles) , BIOD2-LMG puede diseñar estructuras flexibles que son a
la vez una mayor escala, más estable y más adecuado para hacer frente a los retos específicos de los ambientes marinos , mejorando el rápido desarrollo de estas estructuras “wind farm” y
mucho mas económicas , y montados los aerogeneradores, tal como otras plataformas flotantes que lo están desarrollando actualmente.
La plataforma BIOD2-LMG también estará cubierto por la capa protectora externa compuesta
del sistema de pintura para fondos de buques -”antifouling” + ánodos de zinc, que prepara además la plataforma para abordar con eficacia la corrosión marina, las vibraciones y los
factores de fatiga. El tamaño y la estabilidad de resultado BIOD2-LMG la plataforma en una estructura de costes
altamente competitivos. Al aumentar el efecto instalado por volumen de acero y disminuyendo el costo de montaje por efecto instalados, los costos de inversión pueden ser limitados. Al
permitir que el personal de servicio y mantenimiento acceda muy fácilmente a la torre y el equipo, (sistema vertical a bordo de la misma “isla”) , hace que pueda ser mayor su vida en años de trabajo a bordo de la unidad , y la misma plataforma a la que solo se le debe hacer un · ” S/S & D/D “ para mantenimiento y antifouling nuevo cada mucho tiempo (5/6 años) , (mas aun que las semis offshore jackets , usadas en la industria del petróleo) con lo que se reducen al mínimo
los costos de operación y mantenimiento y aun pueden ser reducidos con mejoras y avances que se desarrollaran en futuras unidades.
Excelente para la tecnología de plataforma de BIOD2-LMG , también es el sistema de anclaje giratorio centralizado. El giro, que se coloca en el centro de la plataforma, le permite a esta
girar sobre su propio eje y de tal modo para alinear automáticamente al viento. Los aerogeneradores de la plataforma BIOD2-LMG por lo tanto siempre se enfrentan al viento en
una configuración optimizada, lo que aumenta significativamente la eficiencia de la producción de electricidad.
Objetivo:
El objetivo del proyecto es el desarrollo de un aerogenerador fiable, de fácil instalación en sobre cubierta en la plataforma yel uso de varias unidades en una misma torre . De bajo coste
de mantenimiento, además de respetuoso con el medio ambiente y las aves, y además ocupando menos espacio que unidades únicas .
PLATAFORMA ESTABILIZADA POR EJE CENTRAL FIJO EN EL CENTRO DE CADA ISLA
Como se puede observar en la Ilustración A1 , las islas están formadas básicamente por un cuerpo cilíndrico, con una relación entre su altura y su diámetro considerablemente grande.
Son plataformas que logran la estabilidad mediante el uso lastre en la parte baja del eje, consiguiendo que el centro de masas se desplace lo más abajo posible. Este eje también realiza
el equilibrio sumado a una alta resistencia inercial al cabeceo y balanceo. La forma alargada sirve para minimizar el movimiento de oscilación vertical debido a la acción de las olas, y la isla “sube y baja” , según las mareas y el oleaje manteniendo siempre su horizontabilidad..(similar
a los métodos usados en pantalanes flotantes) .-Ver foto debajo) Esta isla tiene la forma más segura de todas las plataformas flotantes, siempre a poca distancia
de la costa y s marino , bien fijada y anclada, pero debido a que la isla tendrá ejes y turbinas verticales en sus lados, centro y transversales, es mas segura contra las malas condiciones
climatológicas de la costa y sus variantes posibles.
El poder de la eólica marina
BIOD2-LMG una empresa de diseño y proyectos Española y en especial en el desarrollo de la
ingeniería para plataformas flotantes de producción de energía eólica marina. BIOD2-LMG ofrece servicios y desarrolladores de todo el mundo de forma eficiente, flexible y rentable de
gestionar y utilizar el poder de la energía eólica marina.
Las dimensiones aproximadas generales (EN ESTUDIO DE EQUIPOS POSIBLES)
Longitud de la plataforma: aprox. 300 m Anchura de la plataforma: aprox. 300 m
Completa Hexagonal : 11 torres con 33 equipos offshore 050 Altura total (incluyendo 3 turbinas ): 40 m Baja altura de eje: 30 m Alta altura de eje: 35 m
Desplazamiento en la plataforma: aprox. t
Capacidad instalada Capacidad instalada: 33 x 8,6 +/- Mw/Hora
Total: 283 MW/h
Apuntes de Prefactibilidad Estudio técnico-financiero
“Construcción Plataforma Hexagonal Combinada Offshore”
RESUMEN: El objetivo del trabajo es analizar, desde un punto de vista financiero, las diversas soluciones técnicas para un emplazamiento “tipo” en aguas profundas en el litoral español. Se examinará
exhaustivamente los elementos que intervienen en el diseño, construcción, instalación, operación, mantenimiento y desmantelamiento de dicha infraestructura, optando por aquellas soluciones que se estimen óptimas tanto técnica como económicamente. Además se analizarán todos aquellos aspectos referentes a los buques necesarios para dar el soporte
logístico al parque. Para ello se plantearán diversos escenarios, considerando buques de nueva construcción, transformación de buques y buques fletados bajo las distintas modalidades de
flete, estudiando el impacto que representan las distintas opciones en la totalidad de los costes y de esta forma poder definir la viabilidad del parque.
NORMATIVA Y LEGISLACION APLICABLE:
Hay dos tipos de régimen que regulan la producción de energía mediante aerogeneradores marinos. Según el régimen especial del RD 661/2007, con su formato de primas que
suplementan el precio pactado entre promotor y empresa distribuidora, variable según rentabilidad del parque, o según el RD 1028/2007, que establece el procedimiento
administrativo para la tramitación de las solicitudes de autorización de instalaciones de generación eléctrica en el mar territorial.
En la resolución de 30 de abril de 2009, se aprueba el estudio estratégico del litoral español para la instalación de parques eólicos marinos. (www.marm.es o www.mityc.es)
La LEY 9/2006 versa sobre cómo ha de hacerse el análisis o estudio sobre el impacto ambiental. A quién hay que presentarlo, responsables, alcance del mismo y demás requisitos.
El REAL DECRETO 1028/2007 a cerca del procedimiento para instalar un parque eólico en el mar territorial, es clave en el análisis normativo.
Serán competentes en sus diferentes atribuciones el Ministerio de Industria, Política Energética y Minas (el principal), el de Medio Ambiente, el de Fomento (para lo que afecte a seguridad y
vida humana en la mar), la autoridad portuaria en caso de hacer algún uso de su espacio y el de Agricultura, Pesca y Alimentación para todo lo referente a la pesca en la zona.
Los parques eólicos marinos están sometidos a un régimen de autorización y concesión administrativa. Es decir, tras la concurrencia pública de los posibles promotores, la
Administración tomará una decisión y otorga al solicitante la reserva de zona. Esta zona se compone de zonas eólicas marinas, las cuales tienen una extensión de dos
paralelos y dos meridianos, cuya separación sea de un grado, que deberá coincidir con grados y minutos enteros. El tamaño es a elegir por el promotor pero coincidiendo con múltiplos de
grados y minutos (detallado en el Artículo 6 de este decreto). Procedimiento para la autorización de una instalación eólica marina:
1) Presentación de solicitud ante el Ministerio de Industria, Dirección General de Política Energética y Minas.
2) Contenido: memoria resumen explicando que acciones se quieren llevar a cabo en la zona propuesta, con duración, impacto, anteproyecto de la instalación prevista, potencia,
aerogeneradores, planos de la instalación, etc. 3) Caracterización de área eólica marina: se entiende por ello a la recopilación de todos los
informes emitidos por las Instituciones afectadas en relación al impacto del futuro parque en el área concreta pedida. El Ministerio de Industria procederá a consultar al operador de la red
eléctrica a la que se conectaría el parque, así como a otros entes afectados.
Esos entes podrán hacer los comentarios que crean oportunos, y la operadora eléctrica deberá
elaborar un informe de capacidad de evacuación de energía producida por el parque con un horizonte de 5 años. Esta caracterización de zona se hará pública, con todos los informes, y no
supondrá ningún derecho para nadie. 4) A continuación se hace pública la caracterización de una zona en el BOE, de modo que
cualquier interesado podría consultar los datos allí recopilados. Esto a su vez abrirá el proceso de concurrencia para esta zona.
5) En tres meses, cualquier promotor interesado podrá concurrir con un proyecto de instalación de parque eólico marino en el área eólica marina que se determine. Será necesario depositar un aval del 1% del presupuesto. En el proyecto hay que incluir una solicitud u oferta
de prima, expresada en €/kWh producido y que se aplicará a lo largo de toda la vida útil del parque.
6) Se crea un comité para evaluar los proyectos presentados, y en base a unos criterios concretos se valoran. Este comité podrá fijar un límite máximo de prima por encima del cual los
proyectos quedan desechados. 7) Así se comunicará a los elegidos del fallo, y se les atribuye el derecho a ejercer las acciones presentadas en su solicitud en la zona afectada. Deberán aumentar el aval con un 1% más del presupuesto. Desde este momento el promotor elegido tendrá la exclusividad durante, 2 años
prorrogable otro más, de realizar las investigación sobre el parque descritas en su proyecto. El titular de la reserva está obligado a proporcionar la información que le sea requerida sobre los
trabajos que lleve a cabo. 8) El promotor del parque habrá de llevar a cabo la evaluación de impacto ambiental para las
actividades de investigación, descritas en el Real Decreto 1302/1986. Previamente a la autorización el proyecto deberá someterse a evaluación de impacto ambiental de acuerdo con
lo preceptuado en este Decreto. 9) El promotor entregará la solicitud de autorización cuando haya terminado su investigación sobre el recurso eólico y el análisis ambiental. La potencia del parque podrá variar un 15% de
la estimación inicial. 10) Por último, será la Dirección General de Costas la que resolverá a la vista de la declaración
impacto ambiental y la resolución del procedimiento de autorización de la instalación efectuada por la Dirección General de Política Energética y Minas. La DGMM tendrá que
verificar la viabilidad desde el punto de vista de la seguridad marítima, de la navegación y de la vida humana en la mar.
OBJETIVO DEL ANTE-PROYECTO Emplazamiento
Estudio del emplazamiento seleccionado según el anterior mapa eólico español.
Se establecerá seguramente, que la infraestructura sería un parque eólico flotante offshore , y en zonas de aguas semi-profundas, entendiendo como tales aquellas con una profundidad no
mayor de 50 m. La potencia a instalar en la Fase 1 será de Mwh con 33 máquinas verticales de 1.5 MW. según
sea el fabricante escogido. A la vista del mapa eólico publicado por el ministerio, los emplazamientos de mayor recurso
eólico se encuentran en la zona Mediterranea, de la Provincia de . Otros criterios de selección serán la proximidad de puertos con la infraestructura apropiada
que satisfaga las necesidades logísticas del parque, astilleros e industria auxiliar en la proximidad del emplazamiento con capacidad de construcción de las plataformas, buena
aceptación del gobierno regional para que los requisitos administrativos no entorpezcan la tramitación del parque y buena infraestructura eléctrica para la integración a la red.
Se ha seleccionado la zona de la , en las aguas de la provincia de cuyas coordenadas son : ( a determinar según el proyecto y el inversor )
Latitud : E - W Longitud : N -S
Profundidad : m El emplazamiento se encuentra en. ( VARIABLE)
Y la profundidad oscila entre los m y m.
En zona de aguas semi-profundas, a millas de la costa, de excelente recurso eólico, con una red industrial naval puntera a nivel europeo que podría afrontar el reto tecnológico y logístico, a
priori, sin demasiadas dificultades, para construir esta plataforma y las demás del llamado “sistema panal” .-
Tecnología del parque Análisis y selección de plataformas soporte de los aerogeneradores.
Para situar un aerogenerador en este emplazamiento no se puede recurrir a una solución pilotada como es habitual en las aguas de los parques eólicos offshore del Norte de Europa. Se ha
de pensar en soluciones flotantes. En los primeros pasos del desarrollo de la eólica marina flotante parece lógico que la industria se apoye en la experiencia del offshore del gas y el petróleo, no obstante, se ha de tener presente las peculiaridades que añade una “carga” tan especial como
un equipo de varios aerogenerador de 1,5 MW c/u cuyas características se detallan a continuación.
Características generales del parque eólico. (en total)
Potencia instalada : 4,5 MWh/unidad Plataformas : 4 uds. - FASE 1 –( 7 EN FASE 2)
Capacidad A instalar: 33 x 4.5 Mwh +/- Total: 49.5 MW/h ( 433.620 Mw /año) x isla
Profundidad : [ 30 m- 50 m]
Distancia media a la costa : 10/30 km. Viento medio : 10,05 m/s
Dirección predominante: según ubicación final Altura de ola característica : 1 / 2,5 m
Dirección predominante: Ola extremal (50 años) : 12 m
Ola máxima: 20 m Tipo de suelo : Arenoso-rocoso
Área ocupada : m2 x unidad
Criterios de comparación entre plataformas El objetivo de este estudio no es diseñar una plataforma. No obstante, se plantean las
características principales de las tres tecnologías que se presentan como solución: Semisumergible, Tensión Leg Platform (TLP), y Spar (ver Figura.). En base a ello se
selecciona y diseña un modelo sencillo de plataforma para tener una base sobre la que presupuestar. Ver Figura
1. La semisumergible y la TLP puede operar en un rango de profundidades más amplio que la spar.
2. El escantillón aumenta considerablemente con el calado por lo que es presumible que la spar precise más peso de acero que semis y TLP
3. La TLP es la tipología más estable, ya que por su propia concepción restringe los movimientos de arfada, el cabeceo y el balance. El sistema de fondeo en semis y spar es mucho menos restrictivo por lo que estas plataformas se mueven en mayor o menor medida en los 6
GdL.. 4. La spar tiene mejor comportamiento en arfada que la semi al tener fuerzas de excitación
verticales menores y un gran calado. Se comporta peor en balance y cabeceo ya que se reduce el área de la flotación, y con ello la
inercia de la flotación.]. 5. Los sistemas a bordo de las plataformas son simples. Cada tipología presenta sus
particularidades pero no es un factor crítico. Se descartan soluciones autopropulsadas y los posicionamientos dinámicos con costes
prohibitivos y que además requieren una tripulación permanente a bordo. 6. La construcción de semi y TLP es relativamente sencilla y tan sólo los nodos entre las
columnas-pontones y columnas-cubiertas presentan dificultades. Los procesos para la spar son similares con la peculiaridad de que se tiene que idear cómo armarlas flotando
horizontalmente teniendo en cuenta que el funcionamiento de la Spar es en posición vertical. 7. El proceso de instalación de la semi es el más simple. TLP y Spar es algo más complejo y
costoso. 8. Una gran ventaja de semis y TLP es que permiten el montaje del aerogenerador en el
astillero, mientras que con la Spar por su propia concepción, debería hacerse a posteriori en alta mar, con un buque específico, lo cual supone un coste considerable.
9. Los cables de evacuación eléctrica (elemento de alto coste) sufrirán menores esfuerzos y se moverán en menor medida en el caso de la TLP.
10. La operación de las plataformas ha de ser lo más sencilla posible. La TLP requiere un sistema que mantenga la tensión en las líneas con la variación de las mareas. La semi precisa un sistema de trasiego de lastre para compensar las escoras producidas por el viento. En el caso de
la Spar el proceso más crítico es la instalación. Los mantenimientos de la Spar son los más complejos al tener que realizarse siempre en alta mar y ser una estructura de gran calado. La semi y la TLP presentan la gran ventaja de poder ser reflotadas a dique con el aerogenerador
instalado, aunque es una maniobra que debería restringirse lo más posible.
11. Por último, un factor que se considera muy importante, es la posibilidad de realizar un fondeo integral en el que varias plataformas compartan punto de anclaje y de este modo
reducir el número de anclas/pilotes y de maniobras de instalación de los mismos. En este caso el sistema TLP es el que sale peor parado ya que sólo admite tensiones verticales en las líneas.
PLATAFORMA SEMISUMERGIBLE CON EL AEROGENERADOR CENTRADO
La primera plataforma que se ha analizado es una estructura semisumergible con planta triangular que soporta un aerogenerador en el centro de cada eje de la misma. Como se puede
ver en las figuras, la parte de la base en la plataforma está formada básicamente por 3 columnas unidas entre sí (y a la torre del aerogenerador) mediante vigas cilíndricas. Similares
pero en la parte inferior (obra viva) otras iguales pero estas en el fondo de las columnas disponen de tanques de lastre. Además, con el fin de mejorar el comportamiento de la
estructura, se disponen en la base de cada una de las columnas de unas planchas
estabilizadoras, que amortiguarán los movimientos (señalar que los cálculos se han realizado sin contar la presencia de estas planchas).
Se trata de una plataforma que logra la estabilidad a traves de la flotabilidad de la misma, por lo que en principio podria clasificarse dentro de este tipo de estructuras que aprovechan de la inercia de la flotacion para corregir el posible momento escorante que se produzca sobre el
sistema. Ademas los cilindros que componen la plataforma podran lastrarse, de modo que se baja el centro de gravedad, lo cual tambien beneficiara a la estabilidad de la estructura. Es importante senalar que este analisis se considera suponiendo que la estructura flota
libremente (sin sistema de amarre y fondeo) en el medio marino.
Otros sistemas a bordo y características generales.
Sistema de lastre. Sirve para realizar maniobras de inmersión/emersión de la plataforma. Control de estabilidad
activo. Trasiego de agua de lastre para controlar las escoras/trimados inducidos por el viento.
Sistema de señales y comunicaciones. Transmite las señales del aerogenerador : régimen de giro, potencia, incendios, etc
Transmite señales de la plataforma: situación de llenado de los tanques de lastre de maniobra y de trasiego, incendios, posición.
Esto se consigue mediante sistema SCADA, vía fibra óptica integrada en los cables de evacuación.
Sistema de emergencia y contraincendios.
Se encarga del suministro eléctrico en caso de fallo o desconexión del cable umbilical. Sistema de protección catódica.
La protección catódica se realiza con ánodos de aluminio protegiendo tanto estructura externa como tanques de lastre .
Sistema eléctrico El consumo propio de la plataforma puede ser cubierto alimentando desde tierra.
Podría tomarse la corriente directamente del aerogenerador, en cuyo caso habría que disponer de medios de almacenamiento de energía a bordo.
En todo caso es una decisión económica que se debe definir en la fase de diseño de la plataforma.
Conexión y evacuación eléctrica.
Principales parámetros que influyen en el criterio de selección. Distancia a la costa : 10 km.
Potencia a evacuar : 500 MW. (CON PARQUE COMPLETO Y EN PLENO RENDIMIENTO)
Transporte en corriente alterna o corriente continua. Presencia o no en el parque de la subestación
Descripción del sistema.
En cada aerogenerador se transforma de 2.900 kV a kV. Transporte es en alterna a kV. y posteriormente en el punto de conexión en tierra se adapta a la
tensión de la red de tierra de 220 kV. (LMG) El parque se conecta en anillo para que la disponibilidad de los aerogeneradores sea máxima y
no se vea interrumpida la producción del parque. Resumen elementos principales del parque.
33 aerogeneradores de 1,5 MW + 4 plataformas de ton
Diversos sistemas a bordo: SCADA, bombas, ánodos de sacrificio…
40 líneas de cadena de eslabón sin contrete de 70 mm, 3500 ton aprox 24 pilotes ( 4 PLAT. X 6 PILOTES CADA UNA )
Subestación kV / kV Cable de 100 MW : 40 km
Cable de 3 MW : 5 km
Estrategia operación y mantenimiento. Monitorización de equipos.
Control en tiempo real. Mantenimiento predictivo. Mantenimiento correctivo.
Estrategia desmantelamiento.
El desmantelamiento del parque queda reflejado en la contabilidad interna del promotor. Se cubren estos costes con la reserva obligatoria más la reserva voluntaria, (10% del flujo anual
después de los impuestos). Reserva acumulada al cabo de 20 años: + 70 MILLONES Euros
Esta reserva sirve tanto como reserva en caso de imprevistos o desembolsos adicionales a los ya previstos (2% del precio de los aerogeneradores anualmente para contingencias) como para
afrontar los costes de: Desmantelar el parque Renovación/inspección total de los equipos y plataformas.
Objetivo Final
-> Prolongación de la vida del parque -> Amortización Costes
PRESUPUESTO
Grupos de coste Nombre de grupo SUB-TOTAL
Estudios previos y otros 3.800.000 € Plataformas .000.000 €
Equipos a bordo y sistemas 8.000.000 € Aerogeneradores .000.000 € Mantenimiento de la posición 30.000.000 € Cable 34.000.000 € Operación y mantenimiento 75.000.000 € Buque de apoyo 60.000.000 € Seguros, sueldos y 80.000.000 €
servicios jurídicos
TOTAL 290 .800.000 € (*)
(*) NO INCLUYE AUN EL COSTE DE: EQUIPOS VERTICALES 33 UNIDADES DE 1,5 MW C/U
PLATAFORMAS X 4 UNIDADES NI TRANSFORMADORES, CELDAS, SUBESTACION.
Nota: A estos gastos añadimos los gastos variables de operación:
Buques de apoyo, batimetrias de la zona, buzos para acoples, soldaduras subacuáticas, honorarios profesionales de Ingenieria y servicios técnicos y licencias.-
SOBRE LOS EQUIPOS:
Aerogenerador Exawind de turbina horizontal Patentado por Quim Bastán con sistema
compensador de resistencia al viento. Este aerogenerador abre un mundo de posibilidades en las aplicaciones de energía eólica.
Descripción:
Turbina de eje vertical de superficie variable en todo el diagrama de rotación.
La elección de eje vertical permite aprovechar la fuerza de Coriolis. El giro de la turbina sobre un eje vertical causa el efecto giroscopio (igual a la peonza) proporcionándole el propio
equilibrio sobre su base. Esta propiedad reduce los costes de cimentación y facilita su instalación sobre plataformas.
Las velas de cada brazo giran sobre su propio eje orientándose en todo el diagrama de giro para ofrecer la resistencia óptima en el meridiano de presión y reducir la superficie en su avance a
contraviento. Las dimensiones de la turbina de cada aerogenerador Exawind dependerán de la potencia del
generador eléctrico y la velocidad de viento media de la zona. Cada turbina del aerogenerador Exawind está compuesta de dos brazos riostrados de perfil
especial de aluminio fabricado a medida para el proyecto. Incluso después del montaje en obra, estos brazos pueden ser alargados añadiendo velas para mejorar el rendimiento y
productividad de la inversión.
Ventajas:
- Silencioso. La turbina no se cruza con el mástil. En los aerogeneradores de eje vertical las aspas hacen ruido cada vez que pasan por delante de la torre.
- Sin vibraciones. Por la misma causa la turbina de eje vertical carece de vibraciones. - Respetuoso con las aves. Las aves no son sorprendidas por el corte del aspa, al nivel de turbina ven una pared o reja de frente. Este aerogenerador está bien considerado por los defensores de
medio ambiente. - Fácil fijación. No necesita grandes refuerzos por equilibrarse por compensación de fuerzas.
- Facilidad de transporte y montaje. Todas las piezas del aerogenerador son ensamblables a pie de obra. Los brazos de las turbinas son de varios tramos en contra de las aspas de un
aerogenerador de eje horizontal. - Menor altura total. El giro horizontal de la turbina permite reducir la altura de la torre y la
altura máxima penalizada en un aerogenerador de eje horizontal. - Posibilidad de montar varias turbinas en un mismo mástil.
- Facilidad de mantenimiento. La turbina se desliza hasta el suelo para facilitar el mantenimiento.
- Instalación del generador electrico en la base del aerogenerador. Tambien permite montar más de un generador electrico por turbina para aprovechar las diferenteas velocidades de las
rachas de viento.
NOTA: Son ideales para la implantación en el mar debido a la menor cimentación, la posibilidad de
montar la turbina a nivel del agua para subirla después automaticamente por el mástil, y has tres unidades en el mismo mástil .
La ventaja de estos aerogeneradores sobre los similares de eje vertical es el giro constante de las velas de cada brazo para conseguir la mayor resistencia al sentido de dirección del viento y
la menor resistencia a contraviento. La turbina de estos aerogeneradores consta de seis brazos con un número de velas diferente en
cada modelo según la superficie deseada según velocidad del viento de la zona y potencia requerida.
Su construcción permite ampliarlos incluso después de estar instalados. Al no disponer de largas aspas como en los aerogeneradores de eje horizontal el transporte y el
montaje en obra se reduce permitiendo incluso instalarlos en parajes de difícil acceso. Respetuosos con el medio ambiente. Es el mayor argumento de interés por el respeto con las
aves. Estas no son sorprendidas por el corte de las aspas. Silenciosos. Al no cruzarse las aspas con la torre vertical la turbina carece de vibraciones y
ruido. Este aerogenerador tiene más mecanismos que cualquier molino de eje horizontal. Los brazos
con las velas en continua rotación, los mecanismos de orientación, etc. Esta complejidad se compensa por las superiores prestaciones y ventajas sobre los otros
Aerogeneradores. Para mantener su alto nivel se construye con los componentes más adecuados para garantizar una larga vida de trabajo con en mínimo mantenimiento.
La turbina se construye en aluminio anti-corrosivo o en fibras de aleación de poliéster. Las velas también son de fibra, los rodamientos son inoxidables y en algunos modelos la torre o
mástil también es de este material anti-oxidante para soportar cualquier inclemencia sin envejecer.
En algunos modelos, cada aerogenerador Exawind puede montar más una turbina por mástil. Cada una de ellas contiene un solo generador varios generadores. Estos generadores van
controlados por un PLC que los conecta o desconecta según la velocidad de viento. Cuando el último llega a la potencia máxima se conecta el siguiente o viceversa. De esta forma
conseguimos una presión y velocidad constante de la turbina, mejorando el rendimiento según la velocidad de aire del momento. Este sistema simplifica en mantenimiento post venta y no
perjudica a todo el aerogenerador en casos de mantenimiento o avería. La potencia del conjunto de turbinas va gestionada por el mismo inversor de salida o igualmente pueden
montarse inversores independientes para facilitar el mantenimiento. Cada turbina del aerogenerador Exawind está compuesta de dos brazos riostrados de perfil especial de aluminio fabricado a medida paracada modelo. Incluso después del montaje en obra, estos brazos pueden ser alargados añadiendo velas para mejorar el rendimiento si la
velocidad de viento estimada no fuera real o simplemente para aumentar potencia. La ventaja de montar generadores pequeños en cadena facilita este aumento de prestaciones. La
superficie de un aerogenerador convencional de eje horizontal se calcula por el área de barrido de la circunferencia de las aspas, no por la superficie de estas. La diferencia entre un
aerogenerador de una a tres o cuatro aspas radica solo en la velocidad y las vibraciones de este. En el aerogenerador Exawind se ha comprobado en cálculos y pruebas de campo que la
superficie útil son los metros cúbicos de la parte de presión real del cilindro que genera el movimiento de la turbina.
Aumento de rendimiento por m2 de superficie
SOBRE LA SOCIEDAD PROPIETARIA DEL PARQUE: Sociedad tipo creada para promoción del parque.
50 % Socios Fundadores 50 % Socio Capitalista El socio capitalista aporta el 50 % del presupuesto.
Beneficios/atractivo: -> Empresa adquiere deuda con el accionista del 9% a 20 años de cantidad invertida
-> Propiedad 50 %: dividendos, futura continuidad, propiedad activo, capacidad de decisión, capacidad de veto. Atraer inversores
Hacer atractivo el negocio Mantener gestión
Posición fuerte en el mercado Realismo
Financiación. Socio capitalista ………M€ (47.5%)
9% rentabilidad anual 20 años deuda tipo “empresa con accionista” Financiación externa ……..M€ 5% interés anual fijo (swap en futuros) (47.5%)
Socio Fundador : (este humilde servidor) con 5% del Capital total (*) ( ya incorporado en los pasos previos, factibilidad y diseño del proyecto, estudios, y costes varios)
Sistema francés pagos fijos 18 años 1 año de carencia
DESARROLLO:
Financiación del parque El primer y más laborioso capítulo del proyecto ha sido la elaboración del diagrama total de
costes. Esto es debido a nuestro criterio de implementar valores lo más reales posibles, y por tanto sacados de un sondeo del mercado y la colaboración de las diversas empresas
consultadas. La variación del valor del dinero en el tiempo la hemos tenido en cuenta del siguiente modo:
• Actualización anual de los valores a partir de 2014 del 2%. • En el periodo de instalación no se actualiza el valor del dinero debido a que los contratos
están cerrados en sus cuantías con las diferentes empresas. • Los sueldos de los socios fundadores tiene un crecimiento anual del 5%.
En la tabla cash flow se han imputado los desembolsos descritos en el capítulo de costes de acuerdo a las fechas establecidas en la planificación. Junto con la inflación antes mencionada
quedan claros los pagos a realizar en la vida del parque. Para explicar la financiación y los niveles de ingresos requeridos, partiremos de un precio de kWh que fije unos niveles de financiación necesarios. Este precio es 0,14 €/kWh. Es algo alto
para el año 2013, ya que el tope fijado por el gobierno con la prima estaba en 0,17€/kWh, pero se considera realista ya que es un valor para todo el período con la simple variación del IPC
menos el 0,5% (el precio de la electricidad crece menos que el IPC por ley), y el mercado de la producción energética que en los próximos 20 años puede crecer fácilmente.
Los ingresos de la empresa promotora provienen de:
1. Aportación socios fundadores 50.000 euros 2. Aportación socio capitalista 250 M euros
3. Financiación externa – bancos 250M euros 4. Subvenciones en materia de I+D+i 1.000.000 euros
Este diseño de financiación se ha elaborado con los siguientes criterios:
• Financiación vía “Project Finance”: los ingresos generados por el propio proyecto cubren la devolución del préstamo. La financiación externa tiene el mismo volumen que la aportación del socio capitalista (apalancamiento del 50%). Esto es muy importante para atraer a los bancos a
un proyecto como este. Con la situación financiera actual, si no hay riesgo compartido de modo que el banco no sea el que más arriesga en la operación es inviable pensar
en una concesión de préstamo. • Los socios fundadores hacen una aportación simbólica que muestra también su compromiso
con el proyecto. • Conseguiremos más subvenciones públicas, aparte de la prima en el kWh, siempre enfocadas a I+D+i, formación de empleados en energías renovables, etc., y por ello hacemos esa partida
para que conste en los libros. • Esta es la financiación necesaria con la tarifa de 0,14 €/kWh establecida como base. En las
conclusiones hacemos varios escenarios con variaciones en las tarifas y algunos de los costes, de modo que podremos ver la gran variación de los números según la situación del mercado
eléctrico.
Ingresos provenientes de la generación de energía eléctrica, €/kWh El parque eólico genera ingresos únicamente mediante la venta del kWh a la compañía
distribuidora a un precio pactado de antemano. Con el dinero que así se genera, es necesario cubrir los gastos de operación, y ser capaces de devolver la financiación prestada en el plazo de tiempo establecido, y además cumplir con el coste de inversión que como promotores tengamos
establecido.
Como está expuesto en el capítulo de Análisis Jurídico, la Administración a iniciativa privada saca a concurso una zona en el Mar Territorial, de modo que el promotor que presente un
proyecto de parque con una producción de potencia mayor y un precio de kWh más razonable, a la vez que tenga viabilidad técnica, será el adjudicatario.
Así, el proyecto se presenta en disposición de analizar cuál es nuestra cifra mínima de kWh para entrar en el concurso, y a partir de la cual no nos interesa ganar el proyecto. Este precio de
kWh cubrirá los pagos y devoluciones de préstamos desarrolladas a continuación. El precio de kWh base tomado es de 0,14 €/kWh (incrementado anualmente con el IPC general para todo del 2% menos un 0,5%, es decir un crecimiento anual del 1,5%). No obstante al final
vamos a ilustrar diversos escenarios con variaciones en el kWh y otros más para sacar conclusiones interesantes.
Socio capitalista
Nuestro socio capitalista ha entrado en el proyecto aportando una gran cantidad de dinero, y hemos conseguido que así lo haga mediante un proyecto técnicamente viable, operativo, y
además con una rentabilidad determinada: 9 %. Además el socio capitalista va a formar parte de la empresa promotora en un 50%, de modo que tendrán la mitad de los dividendos, y capacidad plena de decisión aunque no de tomar
unilateralmente medidas sobre el parque. Consideramos que estas dos coyunturas tienen atractivo suficiente para conseguir que el socio
capitalista se lance con la promotora a la aventura del offshore en la costa española. En las tablas financieras se retira directamente la parte contractual del 9 % de la inversión del socio capitalista, como si fuera un préstamo a devolver por la empresa, con las condiciones de
sistema francés, 9% de interés anual, y un solo pago. Duración de 20 años. Faltaría negociar el nivel de participación en la gestión diaria del parque por parte del socio capitalista, así como los campos en que podría ponernos en situación ventajosa a la hora de
negociar todos los contratos involucrados. Está claro que una gran empresa multinacional tiene gran fuerza de negociación empresarial.
La empresa promotora del parque
Como hemos introducido en los puntos anteriores, la empresa tendrá la siguiente composición: • 95% Socios capitalista, que es una gran empresa multinacional del sector energético + Un
banco (45% cada uno) • 5% Socios fundadores (BIOD2-LMG)
La empresa toma las aportaciones de los socios fundadores y del socio capitalista y acomete
este gran proyecto junto con la financiación externa conseguida. Adquiere por tanto unas obligaciones, que son:
• Devolver la financiación externa en las condiciones pactadas • Devolver la inversión del socio capitalista con un interés del 9%
• Repartir los dividendos generados tras impuestos, reservas y coyunturas circunstanciales en proporción a la composición de la empresa.
Esto ha de llevarse a cabo con la cifra de kWh pactada con la empresa eléctrica distribuidora y con la prima del estado. La cifra tomada como base es de 0,14 €/kWh, y a partir de ahí
simularemos unos escenarios. La empresa en su vida de operación del parque será la personalidad jurídica que contratará con
todos los suministradores e ingenierías que componen el proyecto, será la imagen ante Administración pública y mercado energético, y estará gestionada principalmente por los
socios fundadores. Dejamos sin definir el acuerdo a alcanzar para o bien desmantelar el parque pasados los años
de explotación o continuar la aventura energético/marina en las condiciones técnicas y operativas que lo hiciesen viable.
Financiación externa – Entidades bancarias Como hemos introducido al principio, pensamos conseguir una financiación externa por valor
de 250 millones de euros. El crédito que vamos a negociar con los bancos tiene las siguientes características:
• 125 M€ en el año 2013 • 125 M€ en el año 2014
• Condiciones de ambos préstamos:
• Devolución en 18 años. Los bancos exigen finalización antes de la vida del proyecto.
• Carencia de un año • Interés del 5% anual, cerrando un Swap en el mercado de futuros para que sea un constante.
• Pagos trimestrales de devolución.
Estas condiciones son bastante ajustadas a la realidad, y para que el banco se lance a la financiación del proyecto nos basamos en los siguientes puntos
• Cash Flow durante la vida del proyecto. La entidad bancaria quiere estar segura de que los pagos se harán sin problemas, y el flujo de caja puede soportarlos. Concretamente esto se
visualiza con el ratio cobertura de servicio de la deuda, el cual nos da la proporción entre flujo de caja disponible para el pago de la deuda y el servicio propio de la deuda.
Es normal exigir entre un 1,25 y un 1,10. En los puntos siguientes , se ilustra este ratio, que nos sale satisfactorio.
• Para asegurar un interés constante en el tiempo reservamos una posición en el mercado de futuros, un swap, para considerar un 5% anual durante toda la vida de operación.
• Partida de Seguros en el Cash Flow de 4 millones anuales de prima. Una amplia cobertura de seguro es fundamental para que los socios e inversores tengan su inversión segura, y más que
en otros proyectos debido al componente pionero de esta tecnología. Esta es la financiación diseñada para el parque, que está íntimamente unida al tipo de sociedad
creada, al reparto de responsabilidades, y al cash flow generado.
Ingresos. Nota:
En España funciona el sistema de primas o de feed in tariff, que consiste en que las empresas ceden la electricidad al sistema y perciben a cambio una tarifa fija durante un periodo de
tiempo determinado. Actualmente, el sistema retributivo se rige por el Real Decreto 661/2007, que ofrece dos opciones:
-Una tarifa fija de 79,084 €/MWh.
-Una prima variable a la que se suma el precio final del mercado, con un techo o cap de 91,737 €/MWh, un suelo o floor de 76,975 €/MWh y una prima de referencia de 20,142 €/MWh.
Este sistema de feed in tariff es considerado por la Comisión Europea como el más eficiente
para las energías renovables de los que existen en Europa en la actualidad. -
Ratio de Cobertura de Servicio. Aprox. 1.118 140 €/MWh
Deuda con accionista + préstamo bancario Rentabilidad de la Inversión – VAN. TIR = 6,6 % 140 €/MWh
Payback: 9 años Sensibilidad ante precio por kWh.
Curva de aprendizaje – Tecnología joven, pero factible.
Enorme campo desarrollo que disminuya costes. Inversores: mercado no desarrollado, pero no mercado utópico
Atractivo para el sector marítimo europeo
-> Factor Mar Prima > La mínima para que haya inversión privada
-> Equivalente a inversión en desarrollo tecnológico/investigación -> Inversión estratégica nacional: plan de energía
-> Revisión permanente para que no se convierta en beneficios -> No es una inversión financiera; generación de PIB real.
Legislación moderna, flexible y bien cimentada
Conclusiones finales. 1) Inversión prevista para el periodo 2014/2024 –
La inversión en Investigación, Desarrollo e Innovación (I+D+i) es un pilar fundamental para el mantenimiento de la competitividad del Sector Eólico Español, y necesaria para ofrecer un
producto de calidad diferenciado que permita a la industria española mantenerse a la vanguardia tecnológica del sector.
La estrategia a seguir en este sentido se establece a nivel de la Unión Europea por el Plan Estratégico en Tecnologías Energéticas (SET Plan), que representa la herramienta principal para el desarrollo de la política energética. El objetivo de este plan es identificar diferentes tecnologías económicamente viables para la generación de energía limpia e invertir en su
investigación y desarrollo.
El SET Plan, a través de la Iniciativa Europea Eólica, otorga un papel clave al desarrollo de la energía eólica e identifica los siguientes objetivos principales:
• Aumentar la competitividad de la energía eólica. • Aprovechar el potencial de la eólica offshore.
• Facilitar la integración en la red de la potencia eólica. Para la investigación y desarrollo en estos campos, la Iniciativa Europea Eólica prevé una
inversión de 6.000 millones de € para los años 2014-2024. Una parte muy relevante de estos recursos se centra en el desarrollo de la energía eólica offshore, con el fin de que ésta participe
en el sector con 40 GW (17% del total de la eólica) en 2020 y con 150 GW (38%) en 2030, a nivel europeo.
Apoyada por el marco europeo de investigación y desarrollo que establece el SET Plan en esta
materia, la industria eólica española muestra una clara voluntad de seguir invirtiendo en I+D+i. El esfuerzo de la industria eólica española en I+D+i durante el ejercicio 2011 fue de 118
millones de € (el 7,25% de la contribución sectorial al PIB, frente al 1,35% 10 que representa la I+D+i total sobre el conjunto del PIB español), que además se ve reflejado en la amplia
participación de las empresas eólicas españolas en proyectos europeos de investigación y desarrollo (de los que son las principales promotoras), así como en iniciativas promovidas a
nivel nacional. 10 Fuente: Instituto Nacional de Estadística
2) Valoración de la moratoria del RDL 1/2012
Durante los últimos años, el Sector Eólico se ha visto afectado por la inestabilidad regulatoria derivada de la inexistencia en el medio plazo de un modelo retributivo para la energía
generada. Esta situación se ha complicado con la publicación a principios de 2012 del Real Decreto-ley 1/2012, de 27 de enero, por el que se procede a la suspensión de los procedimientos de pre-
asignación de retribución y a la supresión de los incentivos económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de cogeneración, fuentes de energía renovables y residuos: dicha norma paraliza el desarrollo de nueva potencia eólica en España
para los próximos años. En este apartado del documento, se evalúa el impacto económico negativo que se derivaría de
la paralización de la potencia eólica en cada una de las regiones de España. Dicho análisis se realiza de acuerdo con el siguiente método:
• 1. Se considera a efectos de evaluar el impacto económico derivado de la normativa la potencia eólica objetivo en cada una de las Comunidades Autónomas, establecida en sus planes
de desarrollo. En caso de que no exista dicho plan, se considera la potencia comprometida en los concursos eólicos celebrados. Esto supone que la suma de la potencia total objetivo de las
comunidades autónomas sería de 49.008 MW, siendo ésta superior a la recogida en el PER 2011-2020, de 35.000 MW.
No se ha tenido en cuenta la potencia offshore recogida en el PER 2011-2020.
• 2. Se ha considerado que se instalaría toda la potencia eólica inscrita en el Registro de Pre-Asignación y pendiente de entrada en servicio a diciembre de 2011 (1.777 MW), además de los
21.673 MW ya instalados en España en esa fecha. • 3. Se ha supuesto que no se construiría ningún MW de potencia adicional a lo registrado en el
Registro de Pre-asignación.
• 4. Para el año 2020, se ha calculado para cada una de las Comunidades Autónomas el volumen de inversión que no se desarrollaría, la pérdida de contribución al PIB y al empleo nacional.
• 5. Se ha considerado que: - La inversión media por MW instalado durante el periodo 2014-2020 sería de 1,05 millones de
€ (en Canarias sería de 1,15 millones de € por MW). - La contribución al PIB nacional por cada MW instalado durante ese periodo sería de 754.000 €
(en Canarias sería de 829.000 € por MW). - El número de personas año equivalentes empleadas en España para la puesta en marcha de un
MW (fabricación de equipos y componentes, y construcción) sería de 4,7 . Conclusiones
Ámbito Técnico. Consideraciones técnicas y medioambientales.
Los retos tecnológicos son múltiples y desde luego subsanables. Las soluciones flotantes añaden una serie de efectos que requieren un diseño específico de los
aerogeneradores. Durante su estancia en la mar una plataforma semi-sumergible escora y trima por los efectos del viento, y oscila con el oleaje en mayor o menor medida. Los equipos, engranajes, ejes y acoplamientos de los aerogeneradores se han de diseñar al efecto, al igual
que se hacen los equipos de a bordo de los buques y plataformas. En el mar el recurso es excelente por lo que primará la fiabilidad de la máquina y evitar así los
mantenimientos. Los aerogeneradores verticales podrían ser una solución apropiada y los conceptos del eje
vertical pueden tener su razón de ser al no concentrar pesos tan elevados a tanta altura. La elección de turbinas verticales se justifica por la posibilidad de aumentar la velocidad de giro de las turbinas. De esta forma, se consigue reducir el par y por lo tanto, conseguir una
estructura más ligera, además de poder tener varios equipos en un mismo eje central. La repotenciación con máquinas de más de 3 MW reducirá el coste del MW instalado ya que un
aerogenerador algo mayor no implica plataformas proporcionalmente más grandes. Incluso con un diseño adecuado una misma plataforma podrá servir para aerogeneradores de distintas
potencias como se aprecia en el siguiente ejemplo:
La conexión eléctrica entre los distintos cables del parque y su manipulación en altas
profundidades sigue en fase de desarrollo. Los sistemas de control y de comunicaciones deben ser fiables al 100% para tener totalmente
monitorizado el parque y que las operaciones de mantenimiento se puedan realizar con rapidez cuando proceda.
Los costes de instalación del parque se abaratarán en el momento que exista una industria offshore especializada en el país. Desde una perspectiva más global, en la que todavía restan
años hasta que la eólica flotante comience a ser una realidad, hay tiempo para adquirir un bagaje en trabajos offshore por las empresas del sector naval nacional, crear el tejido industrial y el know how necesario y de esta forma reducir considerablemente los costes de instalación y
O&M.
Una tecnología más madura con una buena planificación de mantenimiento permitiría aumentar el ciclo de vida a 30 años, con la consiguiente mejora de la rentabilidad del parque
Desde el punto de vista medioambiental las turbinas son prácticamente invisibles desde tierra. Casi no hay impacto visual
No hay problemas con la contaminación acústica. No habrá tantas muertes de aves, lo cual es un problema de los parques onshore cercanos a la
costa. Ámbito económico-financiero
Una vez desarrollado todos los costes del proyecto, y la financiación que se necesita (tomando como base el kWh a 140 €/MWh) pasamos analizar algunos ratios fundamentales a la hora de
valorar la inversión. Es importante tener en cuenta que muchos entes nos pedirán esos ratios y datos para valorar si entran o no en el proyecto.
Comenzamos con el análisis con el precio base comentado 140 €/MWh. Las primeras conclusiones que sacamos de tomar este valor son las siguientes:
• Son mayores que las de la eólica onshore que en 2010 ha sido en torno a 70-80 cent€/kWh, pero es una tecnología realmente menos desarrollada, y hemos tomado unos costes muy
conservadores. Como comparación, mañana día 15 DE MAYO DE 2013 la energía se pagará en el mercado energético a 48,9€/MWh.
Es decir, necesitamos una prima de 90 €/MWh para operar de manera rentable. • Los números obtenidos con la financiación diseñada son muy esperanzadores.
Obtenemos resultados interesantes desde el punto de vista empresarial con una tecnología nueva.
• Análisis de la inversión: TIR del 6,0 %, payback de 9 años y Ratio de Cobertura medio de 1,118.
Valores positivos de rendimiento de la inversión. Veamos en figuras estos números.
Se obtiene un TIR del 6,6%. Para una inversión corriente es algo bajo, pero para este tipo de
instalación es muy aceptable. Es de remarcar que con este valor por MWh somos capaces de devolver ampliamente la deuda
al banco y de pagar, como empresa, la deuda con el accionista formado por el socio capitalista, e incluso repartir dividendos desde el segundo año.
Para ilustrar esta situación, el Ratio de Cobertura de Servicio ilustra la relación existente entre el cash flow disponible y la cuota de devolución del préstamo al banco.
Veamos su evolución año a año.
Curva de Cobertura de Retorno de Servicio al Banco El hecho de que sea mayor que 2 es muy significativo, aunque en esta solo tenemos en cuenta la deuda con los bancos, si también tenemos en cuenta la deuda con el accionista, el ratio tendría
la siguiente curva durante la producción del parque. Curva de Cobertura de Retorno de Servicio al Banco y al Socio Capitalista conjuntamente
- El valor medio del Ratio de Cobertura de Retorno es de 1,118, el cual indica que la empresa tiene una capacidad del 111,8% de pagar los préstamos del banco y la deuda contraída con el
socio capitalista. Se puede esperar un reparto de dividendos medio del 11,8% anual, lo cual es un muy buen número. Una vez más resaltar que este número incluye una reserva del 10% anual y el pago de unas primas de seguro de 4 millones de euros al año. Es decir no se ha escatimado
en seguridad para inflar los valores de rentabilidad financiera, todo lo contrario, hemos primado el factor Seguridad, y aun así obtenemos unos valores aceptables.
Pensamos que es mejor así, de cara a conseguir financiación, ya que este proyecto tiene más de estratégico, de inauguración de un mercado, de ser pionero, antes de un proyecto de
rentabilidad rápida y alta más propio de un sector desarrollado.
Sensibilidad del parque ante variaciones del precio por kWh Un tema fundamental es la sensibilidad ante el cambio en la producción del parque eléctrico. Se
ha elaborado la gráfica que muestra la variación del TIR con respecto al kWh: Variación del TIR en función del precio del kWh
El precio del MWh es muy susceptible de cambiar en 20 años. En principio solo varia el IPC menos un 0,5%, pero hay muchas circunstancias que hacen de la energía un sector frágil en
España.
• Dependencia energética del exterior • Volatilidad del precio del crudo y del gas natural
• Situación económica y por tanto, primas del Estado a las energías renovables • Desarrollo de otras energías que bajen la prima de la eólica offshore
Ante estas variaciones tenemos la curva arriba mostrada y la siguiente tabla.
Variación de distintos ratios de análisis de inversión en función del precio de kWh
€/kWh TIR Payback Ratio Medio Accionista y dividendos 0.18 9.70% 9 3,992 Grandes beneficios desde el año 0 0.16 8.80% 9 3.277 Dividendos desde el año 0 0.14 6% 2 2 Descrito en apartado superior 0.12 3.70% 11 1,878 Deuda accionista bº del 4% 0.10 0.90% 12 1,195 Deuda accionista bº del 0%
Como se observa en la figura estamos por encima de todas las formas de producción de energía
eléctrica “clásicas” en más del doble de costes de producción en general: 140 € / MWh. Esa es la realidad actual y hay que tenerla presente. No obstante somos optimistas en la
capacidad de disminución de los costes de producción según vaya madurando la tecnología offshore, y dado el gran recurso viento que tenemos en el mar, pensamos que pagar a ese precio
la energía hoy, es invertir en desarrollo futuro y no despilfarrar el presupuesto nacional.
Conclusiones Globales del proyecto Las siguientes conclusiones son las que hemos sacado los autores tras analizar el proyecto de
forma global e individual en todas sus vertientes: 1. El coste de la energía eólica offshore flotante a medianas profundidades es de 140€/MWh,
dando una rentabilidad a la inversión con un TIR del 6,6%. Este coste a día de hoy implica una prima de entorno a 90 €/MWh.
2. La capacidad de desarrollo en este campo es enorme y merece la pena apostar por ella por la razón principal de que existe el recurso viento de gran capacidad energética, cuyas ventajas
medioambientales y estratégicas lo hacen de gran interés nacional. 3. Si somos capaces de avanzar en la curva de aprendizaje, pronosticamos una disminución
relativa de los costes de instalación y mantenimiento, con un aumento muy grande de la producción eléctrica, es decir una gran disminución del coste por MWh generado.
4. El sistema energético nacional es deficiente actualmente debido a su dependencia del exterior así como la falta de una estrategia definida y decidida a largo plazo. La eólica onshore empieza a estar desarrollada, y por tanto pensamos que es momento de dar el salto a la eólica
offshore de gran capacidad de producción. Una apuesta estratégica firme en este sentido, es una apuesta por una energía limpia, de futuro y integradora de un tejido industrial asociado muy
positivo para el Estado. 5. El sector marítimo español está preparado para este reto. Es el momento de dejar de ser una
península que vive de espaldas al mar y dar prioridad a nuestra gran capacidad marítima.
ESTE SERIA EL RESULTADO FINAL FASE 1: 1 plataforma con 11 ejes y 33 equipos.
Fase 2: 4 plataformas Unidas tipo panal :
RESUMEN BREVE:
33 unidades de eje vertical en 11 ejes (3x1)
Plataformas semi-sumergibles
kwh de potencia total y como agregado para consumo propio y experimental:
EQUIPOS:
Lmg-biod2-BASTAN 1,5 MW - equipos aerogeneradores offshore Modelo 050/076
(Certificación En tramite)
CADA TORRE CON 3 AEROG.VERTICALES X 6 ESQUINAS (FASE 1) (··)
+ 11 TORRES CON 3 AEROG.VERTICALES (FASE 2)
1 TORRES CON 3 EQUIPOS BST012 PARA CONSUMO DE LA PROPIA (···) PLATAFORMA (EQUIPOS VARIOS ABORDO PARA PERSONAL EN EL CENTRO )
EN ESTOS MOMENTOS EN CONSULTA CON EL FABRICANTE POR LOS EQUIPOS 076
(EN CADA ISLA IRIAN (11 ) TORRES GRANDES (*) Y UNO (1) MEDIANO (**) EN UN PANEL DE 4 ISLAS TOTALES.
ADEMAS DEBAJO DE CADA PLATAFORMA - ENERGÍA CINETICA POR APROVECHAMIENTO DE LAS CORRIENTES MARINAS
Este novedoso sistema (patentado por Quim Bastan) para la transformación de la fuerza de las corrientes marinas está basado en soluciones prácticas para obtener el máximo rendimiento
con el menor coste de mantenimiento.
Montado en un puntal anclado al fondo marino, normalmente en los puntales de una plataforma marina, permite el desplazamiento en todo el recorrido del mástil.
La orientación se hace automáticamente mediante un timón cola que permite la orientación en cualquier dirección.
Los sensores de velocidad instalados en la longitud de la columna envían una señal para desplazar verticalmente el módulo hasta la altura adecuada.
La densidad del agua contribuye al aprovechamiento de la presión generada por el caudal. La generación de potencia se transmite por aceite hidráulico hasta el motor que mueve el
generador eléctrico a velocidad y presión constante.
Ventajas sobre otros sistemas:
- Menor coste de fabricación. - Menor mantenimiento de los equipos: - Mayor duración de los componentes.
- Ausencia de cables y tensión eléctrica en el interior del mar. - Pila de combustible hidráulica.
Aplicaciones:
- Montaje en cualquier flujo constante de agua.
- Corrientes marinas naturales
PLATAFORMA MAS ESTABLE Y PARA BAJOS FONDOS (UP)
PLANO GENERAL FINAL DE LA ISLA (X 4 TOTAL)
33 EQUIPOS 050
4 ZONAS HABITABLES H 1 HELIPUERTO (SIMILAR A ESTA: )
DETALLES DE CONSTRUCCION DE LA PLATAFORMA :
(NOTA: DEBAJO DE CADA FLOTADOR AMARILLO IRIA UNA TURBINA CINETICA OPCION A) SON DIRIGIBLES Y ORIENTABLES AL CAUDAL Y FACILES DE ACCEDER Y MANTENER
SISTEMA DE DIFUSOR DEL AGUA DE MAR ESTRUCTURA REFORZADA DE CADA MODULO FLOTANTE
EQUIPOS A USARSE :
PLATAFORMA SEMISUMERGIBLE CON EL AEROGENERADOR CENTRADO La primera plataforma que se ha analizado es una estructura semisumergible con planta
triangular que soporta un aerogenerador en el centro de la misma. Como se puede ver en las figuras, está formada básicamente por 3 columnas flotantes unidas entre sí (y a la torre del
aerogenerador) mediante vigas cilíndricas. En el fondo de las columnas se disponen tanques de lastre. Además, con el fin de mejorar el comportamiento de la estructura, se disponen en la base
de cada una de las columnas de unas planchas estabilizadoras, que amortiguarán los movimientos (señalar que los cálculos se han realizado sin contar la presencia de estas
planchas).
Se trata de una plataforma que logra la estabilidad a traves de la flotabilidad de la misma, por lo que en principio podria clasificarse dentro de este tipo de estructuras que aprovechan de la inercia de la flotacion para corregir el posible momento escorante que se produzca sobre el
sistema. Ademas los cilindros que componen la plataforma podran lastrarse, de modo que se baja el centro de gravedad, lo cual tambien beneficiara a la estabilidad de la estructura.
Es importante senalar que este analisis se considera suponiendo que la estructura flota
libremente (sin sistema de amarre y fondeo) en el medio marino.
EJE TIPO “TRIPODE” (EQUIPOS) 22 Unid. TIPO “LASTREABLE” CENTRAL (1) UNA DEBAJO DE CADA EQUIPO FONDEABLE CON LINGAS/CADENAS AL LECHO MARINO
SOPORTA UN EQUIPO CINETICO ADHERIDO CUBIERTA CON ANTOFOULING
Tipos de ejes a usar para equipos (Torres) y el centro de la isla
Grafico de oleaje y su efecto sobre el eje central…:
Los resultados que se presentan en este trabajo caracterizan las principales tipologias de corrientes y oleaje marino , estudiadas para servir como soporte de aerogeneradores en aguas profundas.
Con el objetivo de analizar la respuesta dinamica de las plataformas de aerogeneradores se ha tratado de establecer un conjunto de modelos base, y sus resistencias al tipo de mar a que será expuesta , y, con ello, servir de referencia a la hora de seleccionar el diseño de sus sistemas de fondeo . Como vemos la capacidad de la plataforma de recobrar a su situacion de equilibrio despues de sufrir una accion que haga que se desplace de ella, dependerá:
· Desplazamiento de la plataforma · Volumen de carena · Altura del centro de carena · Altura del centro de gravedad · Inercia en la flotación
Por lo tanto estos serían los parametros que se podrán modificar para adaptar y mejorar los diseños de este tipo de estructuras,: Tipo de amarre empleado Catenaria Eslora característica: LC 68.00 m Altura de la plataforma (sin torre): H 24.00 m Calado: T 12.00 m Peso de la plataforma: ∆ 2500 T Altura Metacéntrica: GM 28.10 m Altura del Centro de Gravedad: KG 27.60 m Momento adrizante (para una escora de 1º) Área en la Flotación
1196.61 T/m 150.80 m2
AEROGENERADOR DE EJEMPLO PARA EL PROYECTO:
Exclusivo Para uso Offshore
MODELO EXD 050/076
MODELO EXAWIND 76
Diámetro turbina 77 m.
Altura máxima 45 m.
Potencia 1,5 MW por turbina
Nivel 1 de UNE-EN 61.400 (hasta 150Km/h)
Funcionamiento
TURBINAS:
REGULACION DE POTENCIA Conexión y desconexión de generadores en cascada VIBRACIONES No se conocen
Son ideales para la implantación en el mar debido a la menor cimentación, la posibilidad de montar la turbina a
nivel del agua para subirla después automaticamente por el mástil, y has tres unidades en el mismo mástil .
Velocidad arranque de viento 5 m/s (18 Km/h)
Potencia nominal 1,5 MW por turbina
Alcance de potencia nominal a 14 – 16 m/s (50 – 57 km/h)
Velocidad de corte de viento 45 m/s (162 Km/h)
Rango de temperatura -20º C a +50º C
Velocidad arranque de viento 5 m/s (18 Km/h)
Potencia nominal 1,5 MW por turbina
Alcance de potencia nominal a 14 – 16 m/s (50 – 57 km/h)
Velocidad de corte de viento 45 m/s (162 Km/h)
Rango de temperatura -20º C a +50º C
Área de barrido 5.587 m3
Nº de brazos Seis
Nº de velas por brazo 20
Velocidad de rotación nominal 12 vueltas
Nivel sonoro máximo 45 db
Orientación de velas Mecánico por orientación electrónica de la veleta
OTROS :
Aerogenerador Exawind de turbina horizontal Patentado por J. Bastán con sistema compensador de resistencia al viento.
Este aerogenerador abre un mundo de posibilidades en las aplicaciones de energía eólica.
TRANSMICION DE POTENCIA
Multiplicador Corona dentada en turbina y engranaje directo al generador.
Lubrificación mecanismos y velas Circuitos de engrase automático mediante bombas lubricadoras con temporizadores
Tipo Veleta con encoder de posición
Transmisión Rotor de transmisión mecánica al actuador lineal de cada línea de velas accionado por motor-reductor eléctrico orientado por el
encoder de la veleta.
Respuesta a cambio dirección viento Instantánea
Sistema de frenado Por aumento de generación de potencia. Conexión progresiva de los generadores en cascada.
TIPO DEL GENERADOR Imanes permanentes
Uds. por corona 2 generadores de 800 kW montados en cascada
Voltaje nominal 315/400 V
TORRE Altura mástil
40 – 50 m. según necesidades del terreno
Diametro 8 m.
Material Acero Galvanizado
Longitud de tramo 10 m.
OFFSHORE
BASE: Plataforma semi-flotante con pies retráctiles. EXTRAS Y ACCESORIOS: Posibilidad de combinar con sistema Power-Flow
Derechos y propiedad
Patente del modelo y accesorios relacionados Hidromecánica J. Bastan S.L.
OPCIONES POSIBLES SEGUNDA ETAPA
EQUIPOS CINETICOS OPCIONALES :
FOTOS Y DIAGRAMAS DE LA TURBINA CINETICA OPCIONAL A UTILIZAR EN EL PROYECTO:
FUERZA MAREOMOTRIZ (OPCION A)
Nuestro Partner, fabrica estas turbinas cinéticas en serie . Los costos para la turbina de 5 kW de capacidad esta en € 16.000 exwork Alemania. (c/u)
El precio incluye todo:
- Turbina - Cables de electricidad
- Anclaje - Unidad de conversión
Especificaciones técnicas – hidroeléctrica 5 kW
La hidroeléctrica de 5 kW extrae la energía cinética que fluye en el corriente de agua. El agua
que fluye de forma natural en el rango de entre 1 y 3,5 metros por segundo es ligeramente acelerado a través de un rotor axial alineado con la dirección del flujo.
Esta aceleración se logra mediante el uso de la cubierta diseñada especialmente para inducir presión detrás de la turbina. El propio rotor está conectado por una axial a un
generador bajo el agua y está protegido por una jaula integrada. La producción energética del generador es alimentado por cable submarino a un sistema de
gestión eléctrica que permite: la distribución del poder a los sistemas principales y auxiliares, la integración de baterías adicionales, y la conexión de otras turbinas al sistema sin la
necesidad de otros componentes. Esto ofrece la posibilidad de ampliar fácilmente el sistema más allá de 5 kW.
Monitoreo de flujo e historial de generación se almacenan el sistema y son accesibles de
forma remota a través de protocolos de comunicaciones integradas. Peso: 300 kilo Dimensiones: 1470x1740x1970 (LxWxH)
Diámetro del rotor: 1000 mm ø Velocidad de rotación del eje: desde 90 hasta 230 rpm
• No se necesitan herramientas especiales para la instalación • Amplio rango de operación
• „Plug and Play“ (conecte y ya está listo para el uso) • Flotadores, sistema eléctrico y sistema de anclaje, todo incluido
• Disponible para la red fija o uso descentralizado • Puede ser montado tanto en el modo flotante o sumergido
• Sistema automático de regulación disponible
Nota final:
Le toca el turno al viento como fuente de energía renovable para hoy y el mañana… La energía eólica se emplea fundamentalmente para producir electricidad.
La energía contenida en el viento hace girar las palas de las máquinas eólicas, transmitiendo su movimiento a un generador que produce electricidad
Podemos considerar que la tecnología eólica ya está en su fase de madurez y presenta un gran desarrollo comercial. La instalación de estas máquinas, cuando son de MEDIA O ALTA potencia,
está indicada para PLATAFORMA, que además se encuentre en zonas de vientos. Los aerogeneradores que actualmente ofrecemos en el mercado para uso OFFSHORE son, :
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS AEROGENERADORES EXAWIND OFFSHORE
MODELO EXAWIND-050/4/680 kW EXAWIND-076/4/1,5 mW
Diámetro turbina 56 m. 77 m.
Altura máxima 43 m. 45 - 53 m.
Potencia 680 kW. por turbina 1,5 MW por turbina
Normativa Nivel 1 de UNE-EN 61.400 (hasta 150km/h)
Nivel 1 de UNE-EN 61.400 (hasta 150km/h)
Funcionamiento
Velocidad arranque de viento
4,5 m/s (16,2 km/h) 5 m/s (18 km/h)
Potencia nominal 680 kW. por turbina 1,5 MW por turbina
Alcance de potencia nominal
13.5 m/s (48 km/h.) 14 – 16 m/s (50 – 57 km/h)
Velocidad de corte de viento
45 m/s (162 km/h) 45 m/s (162 km/h)
Rango de temperatura -30º C a +50º C -30º C a +50º C
Turbina
Área de barrido 3,940 m3 7,260 m3
Nº de brazos Seis Seis
Nº de velas por brazo 15 20
Velocidad de rotación nominal
16 vueltas 16 vueltas
Nivel sonoro máximo 45 dB 45 dB
Orientación de velas Mecánico por orientación electrónica de la veleta
Mecánico por orientación electrónica de la veleta
Regulación de potencia Conexión y desconexión de generadores en cascada y convertidor regenerativo con software especifico.
Conexión y desconexión de generadores en cascada y convertidor regenerativo con software especifico.
Vibraciones No se conocen No se conocen
Transmisión de potencia
Multiplicador Corona dentada de gran diámetro en turbina, transmisión hasta el suelo y multiplicador directo al generador.
Corona dentada de gran diámetro en turbina, transmisión hasta el suelo y multiplicador directo al generador.
Lubrificación mecanismos y velas
Circuitos de engrase automático mediante bombas lubricadoras con temporizadores
Circuitos de engrase automático mediante bombas lubricadoras con temporizadores
Sistema orientación
Tipo Veleta con encoder de posición Veleta con encoder de posición
Transmisión Rotor de transmisión mecánica al actuador lineal de cada línea de velas accionado por motor-reductor eléctrico orientado por el encoder de la veleta.
Rotor de transmisión mecánica al actuador lineal de cada línea de velas accionado por motor-reductor eléctrico orientado por el encoder de la veleta.
Respuesta a cambio dirección viento
Instantánea Instantánea
Sistema de frenado Por aumento de generación de potencia. Conexión progresiva de los generadores en cascada. Variación electrónica diagrama orientación de las velas.
Por aumento de generación de potencia. Conexión progresiva de los generadores en cascada. Variación electrónica diagrama orientación de las velas.
Generador
Tipo Síncrono de imanes permanentes con convertidor "Full Power Concept"
Síncrono de imanes permanentes con convertidor "Full Power Concept"
Uds. por corona 1 generador de 680 kW. ó 2 de 400 kW. según necesidades.
1 generador de 1.500 kW. o 2 de 800 kW. según necesidades.
Voltaje nominal 230/400 v 315/400 V
Torre
Altura mástil 30-40 m. según necesidades del terreno
40 – 50 m. según necesidades del terreno
Diametro 5 m. 8 m.
Material Acero Acero
Longitud de tramo 10 m. 10 m.
Offshore
Base Plataforma semi-flotante con pies retráctiles.
Plataforma semi-flotante con pies retráctiles.
Extras y accesorios Posibilidad de combinar con sistema Power-Flow
Posibilidad de combinar con sistema Power-Flow
Derechos y propiedad
Patente del modelo y accesorios relacionados
Hidromecánica J. Bastan S.L. Hidromecánica J. Bastan S.L.
¿Cuál escoger? El tamaño dependerá del viento, de la producción que queramos, pero también
de nuestras posibilidades de anclaje al lecho marino.- El decir que un aerogenerador tiene una potencia nominal de un 1,5 MW significa que esa es la capacidad máxima que puede suministrar cada hora mientras sople el viento. En una zona de vientos moderados a fuertes se puede conseguir entonces que esa turbina de 1,5 MW x 3 de potencia produzca al cabo del día unos 6-7 MWh. Para generar por sí sola tanta electricidad
como la que comentamos, esa turbina tiene que estar en una zona de mucho viento.
Después de repasar las principales opciones que tenemos para que el suministro de energía sea más ecointeligente, nos gustaría sintetizar lo visto en unas cuantas ideas:
Se pueden utilizar las energías renovables en el suministro de energía a nuestras ciudades incorporando equipos que aprovechen la energía proveniente del aire al máximo rendimiento
posible. Esperamos que después de esta serie de propuestas sobre las posibilidades de incluir en
vuestras comunidades las energías renovables, veáis esta cuestión como algo posible y no una cuestión que sólo aplica a las grandes compañías generadoras de energía.
Ah!! Y a pesar de nuestros políticos, el autoconsumo está cada día más cerca.
En medio del clima de tensión ante la decisión del nuevo Gobierno de prolongar la vida de la central nuclear de Santa María de Garoña, en BIOD2 nos gustaría hacer una reflexión acerca de cuanto hay de cierto en la afirmación por parte de los defensores de las formas de producción
de electricidad convencionales de que la energía nuclear es más barata que las energías renovables.
El actual Ministro de Industria, Energía y Turismo, José Manuel Soria, justificó la medida de la prorroga a Garoña basándose en la afirmación de que la energía nuclear producía con un menor coste. Esta afirmación es un poco tramposa, porque lógicamente, ahí no se están
teniendo en cuenta los costes de implantación de la central. De hecho, llevamos bastante tiempo escuchando a gente bastante desinformada hablando a colación del tema en diferentes
medios informativos y mesas redondas de debate. Si hacemos un análisis de los costes de producir energía eléctrica podríamos llegar a conclusiones bastante sorprendentes.
Veamos:
el coste de instalación de una central se cifra en 4000 millones de € por cada Gigavatio por los 950 millones de € del coste instalación de un Gigavatio de energía eólica.
De acuerdo que hay una diferencia de horas de funcionamiento, y es por ahí que se escudan muchos detractores cuando afirman que la eólica no vale cuando no hay viento, pero si
hacemos números, una nuclear funciona unas 7.750 horas anuales, que son todas las horas del año menos las requeridas por paradas técnicas. Mientras tanto, un parque eólico produce
durante, en el peor de los casos, 2200 horas anuales. Sin embargo, como podemos instalar con la misma inversión 4,21 Gigavatios de eólica por cada Gigavatio de nuclear haciendo un sencillo
cálculo, vemos que obtenemos para una misma inversión: Nuclear: 1Gw x 7750h = 7750Gwh - Eólica: 4,21Gw x 2200h = 9262Gwh
Es decir, que con una misma inversión producimos un 19,5% más de energía con la fuerza del
viento, que para más inri es un combustible limpio, gratis e inagotable. De hecho, en este sencillo análisis no se han tenido en cuenta gastos de combustible (uranio que importamos) y
de gestión de residuos que decantarían más todavía la balanza a favor de la eólica.
La conclusión que se puede extraer de todo esto sin miedo a equivocarnos ha de ser que las
energías renovables son la apuesta de futuro, y en el caso de la eólica ES el presente, y que con
ello haríamos de nuestro sistema energético un sistema independiente y seguro, pasando a
depender de combustibles gratuitos, limpios e inagotable . -
OTROS DETALLES AÑADIDOS: ultima hora
Según los datos de la CNE, la prima unitaria por kWh (el incentivo que cobra el sector para reducir la dependencia energética y las emisiones contaminantes) ha pasado de 4,187 céntimos de euro por kWh en enero de 2012 a 3,88 céntimos de euro en enero de 2013, lo que supondría un 7,2% menos. Este dato ya incluye las medidas del Real Decreto-Ley 2/2013, que entró en vigor
en febrero con efectos retroactivos, pero no el nuevo impuesto del 7% sobre la generación. Tras aplicar este gravamen, la reducción real del incentivo es del 21,4% (3,292 céntimos de euro por
kWh). Para el conjunto del sector eólico, los datos de la CNE apuntan a un aumento del total de los
incentivos del 62% (debido a que la producción eólica creció un 73% en enero como consecuencia de los fuertes vientos que han soplado sobre la Península, lo que la situó como la primera tecnología del sistema eléctrico). Pero, si se tiene en cuenta el impacto del impuesto
del 7%, los incentivos de todos los parques eólicos subieron sólo el 37,9%, muy por debajo de lo que aumentó la generación.
En enero entró en vigor el Real Decreto-Ley 2/2013, que elimina la opción de las empresas de percibir el precio de mercado más una prima y que implica una reducción de facto de los
incentivos por modificar los parámetros con los que estos se actualizan. Además, ha comenzado a aplicarse la Ley de Medidas Fiscales para la Sostenibilidad Energética y, con ella, el nuevo
impuesto del 7% sobre la producción eléctrica, cuya recaudación se destina a pagar las primas y supone una minoración equivalente en la retribución regulada.
La eólica ha generado el 57% de la electricidad del Régimen Especial (6,28 TWh) en el mes y ha supuesto el 34% de las primas reales.