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Análisis comparativo de la viabilidad de un parque eólico marino en la costa de Cádiz y en el mar Báltico Proyecto fin de máster

Proyecto fin de máster 2011

Análisis comparativo de la viabilidad de un parque eólico marino en la costa de Cádiz y en el mar Báltico

Carlota Borreguero RodrigoÓscar López Natal

María Peligero MolinaMariana Vergara Aguirrezábal

Tutor: Juan Amate

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EOI Escuela de Organización Industrial http://www.eoi.es

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Índice

1. Objeto del proyecto .......................................................3

2. El sector eólico marino ........................................................... 3

3. Estudio y selección del emplazamiento ....................................... 4

3.1. España ...................................................................... 4

3.2. Alemania ................................................................... 5

4. Análisis del recurso eólico ....................................................... 6

4.1. Datos meteorológicos ..................................................... 6

4.2. Resultados.................................................................. 7

4.3. Modelización del parque ................................................. 7

4.4. Análisis de producción .................................................... 9

5. Tecnología .......................................................................... 9

5.1. Cimentaciones ............................................................. 9

5.2. Sistema eléctrico ......................................................... 11

5.3. Operación y mantenimiento ............................................ 13

6. Estudio de impacto ambiental ................................................. 15

6.1. EIA en la costa de Cádiz ................................................. 15

6.2. EIA en la costa de Lübeck ............................................... 16

7. Estudio de viabilidad ............................................................ 17

8. Conclusiones ...................................................................... 19



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1. Objeto del proyecto

Se pretende evaluar y analizar la viabilidad de dos parques eólicos marinos, uno frente a las

costas españolas y otro en Alemania, así como la comparación de ambos proyectos a diferentes

niveles.

Bajo este marco, en la memoria del proyecto se estudian las diferentes fases del diseño de un

parque eólico marino en los dos países y se estima su posterior viabilidad. De tal manera que, la

estructura del proyecto comprende una primera fase de viabilidad técnica, seguida de un análisis de

impacto ambiental y la correspondiente viabilidad económica.

2. El sector eólico marino

La eólica marina comienza su desarrollo en el Mar del Norte y el Mar Báltico y, a día de hoy,

Europa sigue siendo su principal escenario. Esto ha sido posible gracias a que países como

Dinamarca, Reino Unido, Suecia, Holanda, Irlanda y Alemania han ido promoviendo legislaciones

específicas y desarrollando tanto tecnología propia, como industrias e infraestructuras asociadas,

que han impulsado progreso de éste tipo de generación de energía. Por otro lado, es necesario

señalar que, en la actualidad, a todos estos esfuerzos se siguen sumando iniciativas de países como

China, Japón y EE.UU. para la construcción de un gran número de parques en diferentes áreas de la

costa asiática y norteamericana. Su bajo impacto medioambiental, su carácter renovable y la

seguridad eléctrica que ofrece, entre otras muchas ventajas, así como la constante mejora

tecnológica, hacen pensar en un futuro muy prometedor para este sector a nivel mundial.

Actualmente vivimos en Europa un periodo de inestabilidades políticas y medioambientales.

La Unión Europea se enfrenta a una doble amenaza, por un lado el cambio climático y por otro

obtener seguridad y diversificación en el suministro energético. La dependencia energética exterior

de Europa está muy ligada a estas dos amenazas. El mix energético europeo está muy marcado por

la utilización de combustibles fósiles, de los que carece, que además contribuyen notablemente al

aumento del efecto invernadero. En este sentido, la UE establece la Directiva 2009/28/CE del

Parlamento europeo y del Consejo, a través de la cual se fomenta el uso de energía procedente de

fuentes renovables, y por la que cada Estado miembro debe elaborar un Plan de Acción Nacional en

materia de Energías Renovables (PANER) para conseguir los objetivos nacionales fijados en la propia

Directiva. Para España, estos objetivos se concretan en que las energías renovables representen un



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20% del consumo final bruto de energía, con un porcentaje en el transporte del 10%, en el año 2020.

Mientras que para Alemania el porcentaje de renovables deberá representar un 18% y un 30% de la

electricidad deberá provenir de energías limpias.

Estudios energéticos señalan que la energía eólica offshore podría llegar a proporcionar el

30% de la electricidad en la Unión Europea. Esto, no solo supondría enormes beneficios

medioambientales, sino que también generaría un importante impulso económico en Europa

valorado en cientos de billones de euros y más de 3 millones de puestos de trabajo. Además, las

sinergias previstas entre la eólica marina y actividades como la acuicultura, desalinización y la

combinación con otras renovables, como el aprovechamiento de las corrientes marinas, da lugar a

un mayor aprovechamiento del espacio, una mayor aceptación social en la zona, un mejor

entendimiento entre los sectores energético y pesquero y los beneficios ambientales intrínsecos de

esta tecnología.

3. Estudio y selección del emplazamiento

Los criterios de selección del emplazamiento pasan por tener en cuenta aspectos tales como:

• Recurso eólico que garantice una producción anual superior a 2700 horas equivalentes.

• Restricciones medioambientales, de forma que el parque se sitúe en una zona definida como

apta para este tipo de actividad.

• Existencia de un punto de conexión con capacidad suficiente para evacuar la potencia del

parque eólico marino.

• Profundidad del lecho marino adecuada para la instalación de los aerogeneradores.

• Otros condicionantes como batimetría, navegación, oceanografía, infraestructuras, etc.

• Estudio de la compatibilidad de la instalación con los servicios existentes en la zona de

implantación (conducciones, bancos de pesca y piscifactorías, zonas de pruebas militares,

rutas de navegación, etc.)

3.1. España

Se estudiaron diferentes emplazamientos dentro de la costa española, como la costa

coruñesa frente a las Islas Sisargas, la costa de Huelva y la de Tarragona, decidiéndose finalmente

por la costa de Cádiz, frente a las poblaciones de Chipiona y Rota.

Atendiendo al mapa de zonificación proporcionado por el IDAE, se puede ver como la zona

en la que nos encontramos no está declarada como no apta. Además, es una región que cuenta con

un buen recurso eólico, con una velocidad media de viento de unos 8,5 m/s a 80 m de altura.



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Figura 1: Mapa de uso de las diferentes zonas y ubicación del parque eólico de la Costa de Cádiz

Dentro de la costa de Cádiz, el lugar exacto del emplazamiento se decidió también en

función de la batimetría, profundidad y el resto de condicionantes anteriormente citados. De forma

que el fondo marino de la zona escogida está formado por guijarros con arena, y tiene una

profundidad media de menos de 25 m, que permite la instalación de cimentaciones tipo monopilote,

como veremos más adelante.

Además, cercanas a la zona del parque están las subestaciones eléctricas de Sanlúcar y el

Puerto de Santa María, ambas a 220 kV y con capacidad suficiente para evacuar la energía producida

por el parque, a falta de poder realizar un estudio más detallado en fases posteriores, que permita

un modelado más detallado de la red.

3.2. Alemania

Se estudiaron también varios emplazamientos en la costa alemana, centrándonos en la zona

del Mar Báltico por lo favorable de sus condiciones oceanográficas. Para la exploración de posibles

zonas de implantación, se atendió a los mismos criterios que para el caso de España. En el siguiente

mapa aparecen reflejados los diferentes usos y zonas protegidas de las aguas del Báltico. Teniendo

en cuenta los diferentes condicionantes, la zona elegida para la implantación aparece señaladas en

el siguiente mapa con un cuadro verde.



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Figura 2: Mapa de uso de las diferentes zonas y ubicación del parque eólico de la costa alemana

De entre todos los emplazamientos posibles se escogió la costa de Rostock y Lübeck. Lübeck

es una de las ciudades costeras más importantes del norte de Alemania, cuenta con un puerto de

gran envergadura y tiene una fuerte actividad industrial. La zona en la que se ubicaría el parque

tiene una profundidad media menor de 25 m y el fondo marino es de arcilla y sedimentos, lo que

favorece la instalación de monopilotes. Además, la zona es atravesada por un cable submarino

proveniente del parque eólico marino Baltic I, de 50 MW de potencia instalada. El cable tiene una

capacidad de 600 MW, por lo que previsiblemente, podría conectarse el nuevo parque a él, falta de

poder realizar un estudio más detallado en fases posteriores que permita un modelado más

detallado de la red.

4. Análisis del recurso eólico

4.1. Datos meteorológicos

4.1.1. Costa de Cádiz

Los datos meteorológicos utilizados para el caso de la Costa de Cádiz provienen de la boya

de medida de aguas profundas Nº 2342, de Puertos del estado. Los datos proporcionados por la boya

consisten en un archivo histórico diario de los años entre 1996 y 2010. La disponibilidad de los datos

no era completa, por lo que fue necesario un tratamiento previo de los mismos. De esta forma, se

analizaron los registros erróneos y la disponibilidad de los datos, así como la dispersión de los



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mismos. Finalmente, se escogieron los años 2007, 2008 y 2009 como años representativos, para su

posterior tratamiento con la herramienta informática WAsP.

4.1.2. Costa de Lübeck

Los datos meteorológicos utilizados para proyecto en la costa de Lübeck fueron

proporcionados por la plataforma de medida Fino 2, propiedad del gobierno alemán. Dicha

plataforma se encuentra en funcionamiento desde el año 2007, por lo que el histórico de datos con

el que se contaba en este caso era menor que para el caso de la costa de Cádiz. Se eliminaron los

datos erróneos y se utilizó el año que va desde el 1 de junio de 2009 al 30 de mayo de 2010 para el

análisis del recurso.

4.2. Resultados

A continuación se muestran la distribución de velocidades medias en los diferentes sectores

para los dos emplazamientos.

Figura 3: Rosa de los vientos de las costas de Cádiz y Lübeck

4.3. Modelización del parque

Para estimar algunas de las principales variables de salida del parque se utilizó el software

WAsP.

En cuanto a la selección del aerogenerador, dentro de las posibilidades existentes se decidió

escoger el Siemens-107-3.6 MW por varios motivos. Este aerogenerador está especialmente diseñado

para entornos marinos y presenta una gran fiabilidad. Se ha instalado en gran número de parques

Sector Vel. Media (m/s) Lübeck Cádiz

N 7.33 8.71 NNE 6.21 6.42 NE 7.14 9.15

ENE 7.51 9.65 E 10.72 12.57

ESE 8.84 12.07 SE 12.75 10.17

SSE 7.54 6.79 S 8.87 6.85

SSO 9.46 8.3 SO 12.17 8.67

OSO 11.09 8.5 O 12.54 9.38

ONO 11.95 8.81 NO 8.25 8.8

NNO 8.23 10.5



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offshore, como Burbo Banks (25 unidades), Lynn & Inner dowsing (54 unidades). Rhyl Flats (25

unidades), Gunfleet Sands I y II (48 unidades) y Greater Gabbard, cuya construcción está finalizando

(140 unidades), presentando unas altas tasas de disponibilidad y una muy buena producción. Se

trata por tanto de una tecnología probada y con un funcionamiento conocido, lo que supone una

gran ventaja.

En ambos parques, la disposición de las turbinas se hizo teniendo en cuenta la dirección

principal del viento, las posibilidades en cuanto a la configuración eléctrica, la profundidad, las

características del fondo marino y otros aspectos que se detallan en la memoria del proyecto. La

distancia entre de separación entre aerogeneradores fue de 10 diámetros de rotor en la dirección

predominante del viento (con objeto de paliar la turbulencia generada por los propios

aerogeneradores) y de 3 en la dirección perpendicular a ésta. Las configuraciones por las que se

optó finalmente se muestran en las siguientes figuras.

Figura 4: Layout del parque eólico marino en la costa de Cádiz

Figura 5: Layout del parque eólico marino en la costa de Cádiz



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4.4. Análisis de la producción

A continuación se muestran los resultados obtenidos mediante el programa WAsP.

Tabla 1: Resultados de producción obtenidos para el parque en la costa de Cádiz

PARQUE CÁDIZ Total Media Mínimo Máximo

Producción neta [GWh] 702,680 12,776 12,691 12,947

Producción bruta [GWh] 717,185 13,040 13,038 13,041

Pérdidas efecto estela [%] 2,02 - - -

Horas equivalentes [h/año] 3548.88

Este resultado solamente tiene en cuenta las perdidas por el efecto estela, por lo que habrá

que corregirlas con el valor de las perdidas eléctricas que se han estimado, dicho valor en este caso

es de un 0,54%, por lo que las horas equivalentes resultantes serán 3530 horas.

Tabla 2: Resultados de producción obtenidos para el parque de la costa de Lübeck

PARQUE LÜBECK Total Media Mínimo Máximo

Producción neta [GWh] 749,064 13,619 13,550 13,766

Producción bruta [GWh] 763,060 13,874 13,871 13,876

Pérdidas efecto estela [%] 1,83 - - -

Horas equivalentes [h/año] 3783.2

Igual que en el caso anterior, se corregirá el resultado con las pérdidas estimadas que son

de un 0.23%, dando lugar a unas horas equivalentes de 3774 horas.

5. Tecnología

5.1. Cimentaciones

El tipo de cimentación en la eólica marina es un aspecto clave y crítico, desde la instalación

en condiciones ambientales hostiles hasta el propio mantenimiento causado por la erosión y

corrosión del viento, el mar y propio fondo marino. Para el diseño y la instalación de las de las



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cimentaciones deberán tenerse en cuenta todas las características propias del medio marino, así

como el tiempo necesario para construir la propia cimentación y la disponibilidad de los equipos que

se necesitan para la instalación (grúas, barcos especiales, etc.). Estos aspectos influirán de manera

decisiva en el cumplimiento de plazos para la puesta en marcha del parque eólico y en el coste final

de la partida de cimentaciones y estructuras.

Las cimentaciones en el mar son mucho más costosas que en tierra, debido a la necesidad

de materiales anticorrosión, estructuras especiales y, sobre todo, a los altos costes de instalación,

por lo que la optimización de este aspecto resulta un factor fundamental que podría llegar a

determinar la rentabilidad del parque.

Para la selección del tipo de cimentación a utilizar en el proyecto es necesario analizar

varios factores clave, que harán más adecuada una tecnología u otra en cada entorno. La

profundidad del emplazamiento es sin duda determinante a la hora de decidir que cimentación

instalar, pero también será necesario tener en cuenta el resultado de los siguientes estudios:

• Estudio batimétrico

• Estudio geofísico

• Estudio geotécnico

• Estudio de dinámica de sedimentos

• Estudio oceanográfico (cargas, consideraciones dimensionales, parámetros del agua)

• Estudio del recurso eólico (cargas)

Los criterios que se tuvieron en cuenta para la selección del tipo de cimentación pasan por

la resistencia a la corrosión, resistencia a la erosión, costes, disponibilidad de equipos para la

instalación, curva de experiencia de la tecnología, tipo de fondo marino, profundidad, etc.

5.1.1. Cimentaciones en la Costa de Cádiz

La profundidad en la zona elegida para el emplazamiento está entre 20,75 y los 26 m, por lo

que la opción más recomendable es usar el monopilote o la cimentación por gravedad. Se han

descartado las cimentaciones tipo “Jacket”, trípode y flotante por sus mayores costes, su peor

resistencia a la corrosión y a la erosión y la menor experiencia que se tiene con ellas.

Otro factor a tener en cuenta en la elección de la cimentación es la disponibilidad de

equipos y rapidez de la instalación, por lo que la opción de monopilote sigue siendo la mejor, ya

que existe mayor número de equipos adecuados para la instalación de esta tecnología. Por otro

lado, la composición del fondo marino es arenosa y con guijarros, lo que permite la instalación



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dirigida de los monopilotes. En conclusión, se puede decir que la mejor opción para este caso es la

utilización de monopilotes para las cimentaciones, como estructura de soporte de los

aerogeneradores.

5.1.2. Cimentaciones en la Costa de Lübeck

La profundidad en la zona escogida para la ubicación del parque eólico marino en el mar

Báltico tampoco supera los 25 m. El fondo marino está compuesto por una placa de sedimentos y

arcilla y la topografía es muy uniforme, lo que permite la instalación dirigida de los monopilotes.

Por otro lado, en cuanto a la disponibilidad de equipos y rapidez de la instalación, es de prever que

se tengan menos problemas que para el caso español, ya que la mayoría de los proveedores tienen

su sede en esa zona.

Dadas las condiciones oceanográficas poco severas del Mar Báltico, sería posible plantear

una solución de cimentación mediante cimentaciones de gravedad en hormigón. Si bien su

ocupación mayor sobre el lecho marino, restringe su uso en muchas regulaciones y apenas hay

proyectos que utilicen esta solución a esas profundidades.

Finalmente, atendiendo también a criterios económicos y de resistencia mecánica, la

cimentación que aparece como más adecuada para este proyecto es la de tipo monopilote.

5.2. Sistema eléctrico

5.2.1. Infraestructura eléctrica y de control

Tanto en España como en Alemania se ha optado por una infraestructura eléctrica similar

con algunas diferencias como se verá más adelante. La infraestructura de los parques consta de:

- Generador asíncrono directamente conectado a la Red a través de un convertidor Full Converter.

- Transformador BT/MT (690/33 kV).

- Celdas de interconexión de MT (630 y 400 A, Telecontroladas).

- Cableado submarino de interconexión de aerogeneradores en MT (XLPE/EPR 33kV).

- Subestación transformadora offshore (33/220 kV, 220 MVA).

- Cableado submarino de evacuación de la energía a costa en AT (XLPE 220 kV).

- Cableado subterráneo ó tendido aéreo hasta punto de conexión (XLPE/EPR 220 kV).

- Sistemas de compensación de reactiva (SVC o shunt reactor).



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5.2.2. Infraestructura eléctrica de España

Para el diseño del parque se ha optado por una subestación offshore colindante al parque

eólico, para así minimizar las pérdidas en el transporte de la energía hasta la costa. El transporte se

va a realizar a 220kV (AT) a través de cables tripolares de polietileno reticulado (XLPE) hasta la

subestación de Sanlúcar, situada a escasos quilómetros de la costa. En esta fase del proyecto se

propone un amplio pasillo de evacuación que permita, en fases posteriores, elegir la ruta óptima y

más respetuosa con el medioambiente, así como compatible con los servicios existentes en la zona.

Las celdas de interconexión en Media Tensión tiene una intensidad nominal máxima de 630

A. La limitación en la cantidad de potencia que puede ser evacuada por cada circuito que es de

32,4MW, que limita el número de aerogeneradores por línea a 9. Por lo que parque eólico marino

tendrá 8 líneas, 7 con 7 aerogeneradores y con una potencia nominal de 25,2MW y 1 con 6

aerogeneradores y una potencia nominal de 21,6MW. Utilizaremos secciones de cables submarinos

de: 150 y 400mm2, de forma que la caída máxima de tensión de las líneas será de 0,82% y las

pérdidas totales respecto a la potencia de 0,54%.

La subestación offshore se contará con dos transformadores de 220/33 kV tendrán una

potencia de 110 MVA, (de modo que ante una eventual avería en uno de los transformadores, el otro

pueda acoger parte de la potencia generada por los aerogeneradores inicialmente conectados al

transformador averiado, por lo que ambas unidades precisarán de dos devanados en la parte de MT),

con una potencia nominal de 198MW, y una potencia aparente de 220MVA. Un transformador para

las 4 primeras líneas y otro transformador para las otras 4 líneas siguientes.

El sistema de evacuación elegido es un sistema múltiple de transmisión de media tensión en

corriente alterna a 220Kv, ya que la potencia del parque (198MW) y la distancia a costa es de 17

km. La topología de red de evacuación es Radial, debido a su simplicidad, menor coste y la facilidad

que presenta para ser equipada de protecciones selectivas.

Figura 6: Líneas y punto de conexión España (Costa de Chipiona y Rota).



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5.2.3. Infraestructura eléctrica de Alemania

En Alemania también se ha optado por la instalación de una subestación offshore. El transporte

se va a realizar a 220kV (AT) hasta la subestación de Bentwish. Utilizando un cable subterráneo de

alto voltaje que también conecta el parque Baltic I.

Las celdas de interconexión en Media Tensión tienen una intensidad nominal máxima de 630 A.

Igual que en el caso de España limita el número de aerogeneradores por línea a 9. Ya que la

cantidad de potencia que puede ser evacuada por cada circuito de 32,4MW. La distribución consta

de 10 líneas, 5 líneas tienen 6 aerogeneradores con una potencia nominal de 21,6 MW por línea y las

otras 5 líneas con 6 aerogeneradores con una potencia nominal de 18 MW por línea. Las secciones de

los cables submarinos serán de: 150 y 400 mm2, de forma que la caída máxima de tensión en las

líneas es de 0,50% y las pérdidas totales respecto a la potencia son de 0,23%.

La subestación offshore consta de dos centros de transformación que elevarán la tensión de

trabajo de 33 kV hasta 220 kV. Los cables también son tripolares de etileno propileno (EPR). Los

transformadores 220/33 kV tendrán una potencia de 110 MVA, con una Potencia nominal de 198MW,

y una potencia aparente de 220MVA. Cada uno de los transformadores reúne 5 de las 10 líneas. El

sistema de evacuación elegido es un sistema múltiple de transmisión de media tensión en corriente

alterna a 220Kv y la topología de red de evacuación es Radial.

Figura 7: Líneas y punto de conexión Alemania (Costa Lübeck).

5.3. Operación y mantenimiento

En ambos parques se llevarán a cabo tareas de mantenimiento de tipo preventivo,

realizando inspecciones periódicas de equipos para detectar fallos en su fase inicial, tanto de

funcionamiento como de seguridad, y realizar ajustes, reparaciones, análisis, limpiezas, lubricación,

etc. Se efectuarán también mantenimiento de tipo predictivo, con el objetivo de detectar posibles



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fallos antes de que éstos sucedan, mediante análisis de vibraciones, termografías de esfuerzos,

análisis por endoscopia, análisis de ruidos, etc. Por último, será necesario también mantenimiento

de tipo correctivo para reparar las averías que puedan presentarse.

Para minimizar los tiempos de parada en un parque eólico marino, resulta necesaria la

implantación de un centro de gestión y operación en tierra. De esta forma, a través de una red de

fibra óptica, se podrá conocer en todo momento el estado de los aerogeneradores, las

subestaciones, etc. y dar la voz de alarma en caso necesario para poder organizar los trabajos de

reparación en el menor tiempo posible.

Por otro lado, en vista de realizar las tareas de mantenimiento predictivo y preventivo, es

fundamental contar con un programa de mantenimiento adecuado, que planifique de forma

temporal todas las tareas a realizar y que considere los materiales y medios necesarios para llevar a

cabo el mantenimiento del parque: piezas de recambio, embarcaciones, helicópteros, personal

especializado, zonas en el puerto habilitadas para control, almacén, etc. De la misma forma, es

conveniente tener preparado un plan de emergencia en caso de averías, reparaciones no

programadas, etc. que no estén recogidas en el programa de mantenimiento rutinario.

En este sentido, la meteorología juega un papel primordial, por lo que se deben considerar las

ventanas de tiempo con condiciones meteorológicas adecuadas para la ejecución de los trabajos de

mantenimiento. Además, con toda la información antes mencionada, se podrá establecer cuáles son

los medios óptimos para realizar las operaciones de acceso y transferencia necesarias, de manera

eficaz y segura, de modo que esto nos permita maximizar la producción del parque, aumentando de

manera razonable la disponibilidad de la instalación. Esto incluye el uso de medios marinos y

aéreos.

Para el caso español, las labores de mantenimiento tendrán el puerto de Cádiz como punto de

partida. El puerto está dividido en 5 muelles y se encuentra a una distancia media del parque de

30km. Además, sus 15.800 ha. de superficie y sus características permiten realizar sin problemas

este tipo de tareas. En cuanto a la ventana de operación, se ha determinado que podría planificarse

el mantenimiento entre los meses de mayo y septiembre, atendiendo a los datos de altura

significante media mensual de ola proporcionada por la boya de aguas profundas de Cádiz, de

Puertos del Estado.

El puerto de Lübeck será el centro de operaciones de mantenimiento del caso alemán. Este

puerto es el más importante de Alemania en el mar Báltico, ya que en él confluyen las rutas

internacionales provenientes de los países bañados por el Báltico. Además, el puerto está conectado



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con otras ciudades alemanas y con el tráfico internacional a través de una autopista y una línea

ferroviaria que llegan hasta el mismo. La distancia media desde el puerto al parque eólico es de 50

km. La ventana de operación en Lübeck es más amplia que la que nos encontrábamos en la costa de

Cádiz. Atendiendo a la altura del oleaje, podrían realizarse tareas de mantenimiento desde febrero

a octubre, aunque teniendo en cuenta otros criterios como heladas o tormentas, sería más

aconsejable acotar las tareas a los meses centrales del año.

Por último, cabe señalar que todos los trabajos que se realicen en el parque eólico se llevarán

a cabo siguiendo la normativa vigente en sendos países en cuanto a prevención de riesgos laborales

se refiere.

6. Estudio de Impacto ambiental

6.1. Estudio Impacto Ambiental en la costa de Cádiz

La zona en donde se instalará el parque eólico marino está situada entre quince y dieciocho

kilómetros del litoral de Chipiona, sobre un lecho de fondos fangosos de escaso valor biológico, en

un lugar de mínimo o nulo impacto para la flota pesquera artesanal, donde no habitan especies

protegidas. Es decir, el impacto visual sobre el turismo y la pesca es prácticamente nulo.

6.1.1. Consideraciones ambientales

Los aerogeneradores actuarán como arrecifes artificiales para propiciar la recuperación y

cría de especies comerciales. Asimismo, se instalarán en lugares que no obstaculicen las derrotas de

los buques que transitan por el corredor Sevilla-Estrecho y Estrecho-Huelva, ni la servidumbre

militar de la Base Naval de Rota y el acceso a la Bahía de Cádiz. Además, se utilizarán tecnologías

constructivas que minimicen la turbidez.

Sin embargo, se ha de tener en cuenta que a ambos lados del parque eólico marino se

encuentran el Parque Nacional y Natural de Doñana, aproximadamente a unos 15 Km, y el Parque

Natural de la Bahía de Cádiz, a más de 30 Km. Los principales afectados son las aves migratorias,

costeras y marinas, ya que pueden sufrir colisión, efecto barrera y pérdida de su hábitat. En cuanto

a los cetáceos y a la ictiofauna, pueden sufrir pérdida del hábitat por efectos electromagnéticos y

acústicos subacuáticos, y efecto barrera. Los bentos también podrían sufrir variaciones en su

hábitat.



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6.1.2. Medidas preventivas

- Asegurar la existencia de buenas comunicaciones, así como un puerto cercano para facilitar el

trabajo.

- Se utilizará pinturas color mate para las turbinas, evitando así los reflejos y posibilitando el

enmascaramiento a distancias medias y largas.

- La separación entre turbinas va a ser la mínima aceptable para así ocupar el menor espacio

posible, para facilitar el paso de las aves y navegación de recreo.

- Se enterrarán los cables submarinos para reducir el riesgo de daños ocasionados por equipos de

pesca, anclas, etc.

6.1.3. Medidas correctoras

- Integración social de las instalaciones, diseñando y señalizando paneles informativos sobre los

beneficios sociales y ambientales que reporta su instalación.

- Delimitación de una zona circular inutilizada suficientemente amplia para proteger del ruido.

- Situación del parque eólico a una distancia superior a 10 Km para evitar el impacto visual desde

la costa.

- Evitar el uso de pintura de plomo en las turbinas.

- Organización de excursiones y visitas escolares para evitar el rechazo social a este tipo de

instalaciones.

6.1.4. Medidas compensatorias

- Se estudiará la posibilidad de crear arrecifes artificiales para recuperar las especies del

caladero local, aumentando de esta manera la pesca en el litoral gaditano.

- Creación de un centro de observación del medio marino y las aves, en las cercanías del Parque

Natural de la Bahía de Cádiz.

- Apoyo económico al Centro de Recuperación de Especies Amenazadas (CREA)

- Creación de un centro para la protección, conservación y educación del camaleón común en

Chipiona. El camaleón es un símbolo de dicha población y se encuentra entre las especies

amenazadas.

6.2. Estudio Impacto Ambiental en la costa de Lübeck

El parque eólico se situará a unos 20 km de las zonas de costas que lo rodean, y a unos 50

km de Lübeck. El lecho marino en esta zona está compuesto de arcillas y sedimentos, de carácter



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biológico casi nulo, debido a la problemática de la contaminación del mar Báltico, causada por los

vertidos industriales y marítimos.

6.2.1. Consideraciones ambientales

En cuanto a las zonas protegidas, el parque queda fuera de sus límites, pero igualmente se

prestará especial atención a las aves y a la fauna marina, para que el impacto sea el menor posible

para ellos. En cuanto a las medidas preventivas y correctoras son similares a las citadas para el caso

español.

6.2.2. Medidas compensatorias

- Apoyo económico ASCOBANS (Agreement on the Conservation of Small Cetaceans of the Baltic

and North Seas) para la protección de pequeños cetáceos.

- Creación de un Plan de Acción para reducir la contaminación existente en el Mar Báltico.

- Apoyo a la red NATURA 2000, para la protección del Mar Báltico.

7. Viabilidad económica

A la hora de realizar el análisis de la viabilidad, se han de tener en cuenta los parámetros

siguientes:

� Costes de inversión (CAPEX)

� Costes de explotación (OPEX)

� Horas de funcionamiento

� Ingresos de explotación.

Tabla 3: Datos de los proyectos analizados en la costa de Cádiz y Lübeck

DATOS PROYECTO CÁDIZ LüBECK

Emplazamiento Costa entre Chipiona y Rota (España) Costa de Lübeck (Rostock)(Alemania)

Tamaño del parque 198MW 198 MW

Fecha de construcción 2012 2012

Vida contable de la inversión 20 Años 20 Años

Coste unitario total de inversión (CAPEX) 3 409 883.70 €/MW 3 071 554.74 €/MW

Coste de explotación (OPEX) 66.91 €/MWh 55.2 €/MWh

Horas de funcionamiento (fase madura) 3530 Horas 3774 Horas

Ingresos de explotación 16.4 cent€/kWh 15 cent€/kWh

IPC

Previsión de 3.1% en 2012 y de aprox. 1.8% los siguientes años

Previsión de 2.06% en 2012 y de aprox. 1.5% los siguientes años



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Se ha considerado que el OPEX será un 7% de la inversión total, ya que gran parte de los

servicios de O&M están incluidos en el contrato de los aerogeneradores durante los 5-10 primeros

años.

Tabla 4: Datos financieros de los proyectos estudiados

DATOS FINANCIEROS CÁDIZ LüBECK

Años amortización préstamo 15 años 15 años

Coste de la deuda (Kd) 8% 8%

Coste del equity 14% 14%

Endeudamiento 85% 85%

Fondos propios (Equity) 15% 15%

Impuesto de sociedades 30% 31,5%

Los resultados obtenidos en cuanto a la viabilidad del proyecto son los siguientes:

Tabla 5: Ratios económicos obtenidos para los proyectos analizados

RATIOS ECONÓMICOS CÁDIZ LÜBECK

WACC 5,67% 5,70%

VAN 685.008.745,6 € 738.170.145,5 €

TIR 5,84% 8,05%

Retorno de la inversión 12 años 10 años

Comparando los resultados, a pesar de que ambos salen rentables, claramente se observa

que la rentabilidad en Alemania es mayor, ya que su TIR es mayor en comparación con el WACC,

que en el parque de España.

Dicha diferencia se debe ante todo a la diferencia del CAPEX, ya que por la cercanía de las

industrias manufactureras tanto de equipos, como de barcos necesarios para la instalación, el

CAPEX difiere en al menos en un 10%, llegando algunas partidas a aumentar hasta un 20%. Además,

los trabajos de instalación se realizan con más facilidad al carecer casi de oleajes severos, lo que

significa disponer de unas mejores ventanas meteorológicas, por lo que se pueden disminuir los

costes de stand-by de los medios de instalación, se puede realizar la instalación en menos tiempo y,

por lo tanto, se pueden disminuir significativamente los costes totales de estas partidas.

Otro factor a tener en cuenta, son las horas de funcionamiento. En el Báltico, existe mayor

potencial de recurso eólico según las fuentes estudiadas, lo que supone mayor generación y mayor

ingreso por venta, teniendo la misma potencia instalada. Por otro lado, a pesar de que la tarifa de

remuneración por la venta de la electricidad en España es mayor que en Alemania, el hecho de que

el CAPEX sea inferior, dado que en el caso de la eólica offshore es altísimo, es el factor

determinante.



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8. Conclusiones

A día de hoy, se puede decir que el principal factor limitante para el desarrollo de la eólica

marina en España es que en un gran porcentaje de su litoral se alcanza gran profundidad a pocos

metros de la costa lo que, sumado a la multitud de espacios protegidos existentes, restringe

notablemente el número de emplazamientos adecuados para este tipo de instalaciones. Por el

contrario, Alemania cuenta ya con parques eólicos marinos en funcionamiento y varios aprobados

para su construcción. Su plataforma continental es amplia y poco profunda, y además, cuenta con

un buen recurso eólico y con una planificación político-estratégica de zonas especiales para el

desarrollo de la eólica marina. Además, en el caso de Alemania, la eólica offshore tiene una gran

aceptación social, hecho que favorece notablemente al desarrollo de la tecnología.

Otro aspecto importante es el desarrollo industrial de los sectores offshore en ambos países,

al ser el mercado offshore wind alemán mucho más competitivo, sus costes también lo son. Esto se

acrecienta aún más por la localización, mientras que Alemania se encuentra en las cercanías de los

principales suministradores offshore (UK, Países Bajos, Dinamarca, Noruega, Francia), spaña se

encuentra mucho más alejada, lo que se traduce en mayores costes de movilización y

desmovilización de los medios empleados.

Respecto al estudio comparativo, en primer lugar puede verse como el recurso en la costa de

Cádiz es sensiblemente menor que en la costa de Lübeck. Además, las favorables condiciones

oceanográficas con las que cuenta Lübeck (mejores ventanas de operación, menores cargas

oceanográficas sobre las estructuras, que pueden ser más pequeñas cortas/pequeñas debido a lo

benigno del medio), sumado a la cercanía de los proveedores habituales de la maquinaría necesaria

para la instalación y el mantenimiento del parque, hacen que el proyecto en aguas alemanas tenga

una mayor rentabilidad.

En cualquier caso, ambos emplazamientos resultan idóneos para la implantación de un parque

eólico marino. La profundidad y el fondo marino de las dos localizaciones estudiadas es similar. Los

monopilotes son la opción más adecuada para las cimentaciones, atendiendo tanto a criterios

económicos como de logística. En cuanto a las zonas protegidas, de forma preliminar los dos

respetan los condicionantes, tanto ambientales como de usos del agua, marcados por los países en

los que se encuentran. Las tareas de mantenimiento serán también muy parecidas en los dos

parques eólicos planteados, aunque en la costa de Lübeck es de prever una mayor disponibilidad de

los equipos necesarios.

análisis comparativo de la viabilidad de un parque...

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