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ANÁLISIS TECNO-ECONÓMICO DE PARQUES EOLICOS OFFSHORE. GUIA PARA PROCEDIMIENTO DE IMPLANTACION
MÁSTER DE SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA IRENE CEBALLOS VAZQUEZ 2011
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Contenido 1. ANÁLISIS DEL ENTORNO ........................................................................................ 5
1.1 El Sector eólico offshore ................................................................................................. 6 1.1.1 Evolución del sector eólico offshore en el mundo .................................................................... 6 1.1.2 Evolución del sector eólico offshore en España .......................................................................... 12
1.2. Marco Regulatorio ..................................................................................................... 15
2. ANÁLISIS ESTRATÉGICO DEL NEGOCIO EÓLICO OFF-SHORE EN ESPAÑA .................... 18
2.1 Análisis del Entorno ............................................................................................... 19
2.2 Análisis DAFO del Negocio Eólico Offshore ............................................................. 24
3. FASES DEL PROYECTO ............................................................................................. 28
3.1 Planificación: Fases del proyecto .................................................................................. 29
3.2 Promoción, Ingeniería y estudios previos ...................................................................... 29 3.2.1 Procedimiento de Autorización de la instalación según RD. 1028/2007 ...................................... 31 • Resumen procedimiento según RD: ............................................................................................. 31 • Resumen procedimiento del RD 1955/2000: ............................................................................... 36 3.2.2 Análisis de tiempo de tramitación ................................................................................................ 37
3.3 Construcción y Puesta en Marcha ................................................................................. 40 3.3.1 Cimentaciones............................................................................................................................... 43 3.3.2 Principales impactos medioambientales potenciales asociados a la construcción y funcionamiento del parque ................................................................................................................... 49
3.4 Operación y Mantenimiento ......................................................................................... 56 3.4.1 Operación Remota ........................................................................................................................ 57 3.4.2 Estabilidad Ante Huecos de Tensión ............................................................................................. 58
3.5 Desmantelamiento y Reciclado ..................................................................................... 60
4. DEFINICIÓN DEL PROYECTO OBJETO DE ESTUDIO .................................................... 61
4.0 Introducción ................................................................................................................ 62
4.1 Selección del emplazamiento ....................................................................................... 62 4.1.2 Características del Golfo de Cádiz ................................................................................................. 62 4.1.3 Consideraciones generales del emplazamiento en el Golfo de Cádiz. .......................................... 63 4.1.4 Repercusión socio económica. ..................................................................................................... 63 4.1.5 Ubicación estratégica .................................................................................................................... 64 4.1.6 Impacto ambiental en la zona de Cádiz ....................................................................................... 64
4.2 Elección del aerogenerador .......................................................................................... 65 4.2.1 Otras Especificaciones Técnicas del Aerogenerador ..................................................................... 67
4.3 Delimitación del Parque Eólico ..................................................................................... 68 4.3.1 Distancia mínima permitida desde la costa .................................................................................. 68 4.3.2 Profundidad Máxima .................................................................................................................... 70
4.4 Características Generales del Parque ............................................................................ 70
4.5 Infraestructura Eléctrica .............................................................................................. 71 4.5.1 Cableados MT de conexión entre torres con subestación ............................................................ 71 4.5.2 Centros de transformación en el Interior de los Aerogeneradores .............................................. 72 4.5.3 Subestación transformadora “offshore” ....................................................................................... 73
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4.6 Evacuación .................................................................................................................. 74
4.7 Torre Meteorológica .................................................................................................... 75
4.8 Duración de la actividad ............................................................................................... 76
5. EVALUACIÓN ECONÓMICA Y FINANCIERA................................................................ 78
5.1 Consideraciones Generales ........................................................................................... 79
5.2 Inversión...................................................................................................................... 79 5.2.1 Inversión en activos fijos ............................................................................................................... 80 5.2.2 Calendario de Inversión ................................................................................................................ 80
5.3 Financiamiento ............................................................................................................ 81
5.4 Presupuesto ................................................................................................................. 82 5.4.1 Ingresos ......................................................................................................................................... 82 5.4.2 Gastos ........................................................................................................................................... 83
5.5 Depreciación de activos ................................................................................................ 85
5.6 Estados Financieros ...................................................................................................... 86 5.6.1 Estado de Resultado: .................................................................................................................... 86 5.6.2 Balance de Situación ..................................................................................................................... 87 5.6.3 Estado de Tesorería ...................................................................................................................... 88 5.6.4 Ratios Cuenta De Resultados ........................................................................................................ 89 5.6.5 Ratios Balance de Situación .......................................................................................................... 91
5.7 Política de Dividendos .................................................................................................. 92
5.8 Valoración Del Proyecto ............................................................................................... 93
5.9 Análisis y Gestión de Riesgos ........................................................................................ 94 5.9.1 Riesgos operativos ........................................................................................................................ 94 5.9.2 Riesgos Económicos ...................................................................................................................... 95 5.9.3 Riesgos Financieros ....................................................................................................................... 95 5.9.4 Riesgos regulatorios ...................................................................................................................... 96 5.9.5 Riesgos macroeconómicos ............................................................................................................ 96
5.10 Análisis de Sensibilidad .............................................................................................. 96
6. CONCLUSIONES ...................................................................................................... 103
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1. ANÁLISIS DEL ENTORNO
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1.1 El Sector eólico offshore El desarrollo de los parques eólicos offshore se ha realizado en territorio europeo, cuya explotación ha sido incentivada por una reglamentación favorable. Las primeras propuestas de parques eólicos marítimos tuvieron lugar en los años setenta pero su producción efectiva empezó a realizarse en 1990 cuando se instala la primer turbina Nogersud, en el mar Báltico, en Suecia, con una potencia de 220 Kw (actualmente está fuera de funcionamiento). En 1991 se instala el primer parque eólico marítimo de carácter demostrativo en Vindeby, Dinamarca, con once turbinas de 450 Kw, de la marca danesa Siemens (4,95 MW). Le siguieron Holanda, Suecia y Reino Unido, con parques concebidos para la investigación y la exploración. En el año 2002, tras la puesta en marcha de varios parques con distinta potencia, se inauguró el parque de Horns Rev, el más grande del mundo construido hasta el año 2002, con 80 aerogeneradores con una potencia instalada de 160 MW. En la actualidad, el parque eólico London Array( 630 MW) es el parque con mayor potencia en construcción de Europa. El interés por el desarrollo de los parques eólicos offshore se ha extendido al resto de la UE y a otras potencias como Japón y Estados Unidos, y economías emergentes como China que buscan fuentes de abastecimiento energéticas sostenibles. (Fuentes:http://www.vistaalmar.es/ciencia-tecnologia/ingenieria-innovacion/1305-el-mayor-parque-eolico-offshore-del-mundo-iniciado-por-china.html) (http://www.avanti-online.com/es/news/siemens-receives-first-order-for-offshore-wind-power-plant-in-china) Los parques marinos existentes actualmente en el mundo se encuentran en zonas poco profundas, distantes de rutas marítimas, áreas de enlace por microondas, zonas militares, espacios de especial interés ornitológico o natural en general, etc. En el mar, el viento se encuentra con una superficie de rugosidad pequeña y ligeramente variable (las olas), y sin obstáculos como islas, islotes, etc., lo que implica que la velocidad del viento no experimenta grandes cambios al variar la altura del aerogenerador, por lo que pueden emplearse torres más bajas que en tierra. Además, el viento es generalmente menos turbulento, por lo que se puede esperar una vida útil mayor en un aerogenerador situado en el mar que en otro situado en tierra. Asimismo, la velocidad del viento es mayor y más constante que en tierra, lo que incrementa enormemente sus prestaciones para la generación de electricidad.
1.1.1 Evolución del sector eólico offshore en el mundo (Fuentes. http://en.wikipedia.org/wiki/List_of_offshore_wind_farms http://www.4coffshore.com/windfarms)
� Potencial existente �
Los parques eólicos marinos son la nueva frontera para la industria eólica internacional y su expansión está siendo claramente liderada por la UE debido a
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la importancia del sector eléctrico en su economía y principalmente por la influencia de la apuesta por las energías renovables. Es por este motivo que es fundamental para la UE buscar fuentes energéticas alternativas que puedan atender a estas necesidades y que traigan un desarrollo económico de forma sostenible. UNION EUROPEA En la actualidad en la UE existen 2.933 MW de potencia instalada offshore generada por 5 países: Dinamarca, Reino Unido, Países Bajos, Bélgica y Alemania, que representa el 9.5% del total de la capacidad instalada de energía eólica en Europa
Figura 1. Capacidad Eólica Offshore instalada en Europa
Actualmente hay en construcción 2669 MW, repartidos entre Alemania,Reino Unido y Bélgica.
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500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
MW instalados en Europa Acumulado
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Tabla 1. Instalaciones Offshore en construcción
Análisis de las instalaciones existentes en la UE
� Dinamarca �
Tabla 2. Instalaciones Offshore Existentes en Dinam arca
La potencia unitaria de mayor escala hasta el momento en Dinamarca son 2.3 MW y el proveedor es Siemens. En Dinamarca se pueden encontrar parques eólicos en profundidades desde 1 metro a 100 metros de la costa, hasta 20 metros a una distancia de 32 kms de la costa.
PE Capacidad (MW) Pais Turbina y modelo Autorización
London Array 630 United Kingdom175 × Siemens 3.6-120 2012
Greater Gabbard 504 United Kingdom
140 × Siemens 3.6-107 2012
Borkum West II 400 Germany
80 × Areva Multibrid M5000
2012 (Phase 1) / 2015 (Phase 2)
BARD Offshore 1 400 Germany 80 × BARD 5.0 2012
Sheringham Shoal 315 United Kingdom
88 × Siemens 3.6-107 2012
Lincs 270 United Kingdom 75 x 3.6MW 2012
Walney Phase 2 183.6 United Kingdom 51 x Siemens 3.6 2012
Ormonde 150 United Kingdom 30 × REpower 5M 2012
Thorntonbank Phase 2 147.6 Belgium 24 x REpower 6M 2013TOTAL 2669
PE Capacidad (MW) Turbina y modelo Autorización
Horns Rev II 20991 × Siemens 2.3-93 2009
Rødsand II 20790 × Siemens 2.3-93 2010
Nysted (Rødsand I) 166 72 × Siemens 2.3 2003
Horns Rev I 16080 × Vestas V80-2MW 2002
Middelgrunden 4020 × Bonus (Siemens) 2MW 2001
TOTAL 782
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� Reino Unido
Tabla 3. Instalaciones Offshore Existentes en Reino Unido
TOTAL 1232
La potencia unitaria de mayor escala hasta el momento en RU son 5 MW y el proveedor es Repower En Reino Unido se pueden encontrar parques eólicos en profundidades desde 1 metros a 2,5 kms de la costa, hasta 45 metros a una distancia de 23 kms de la costa. � Suecia �
Tabla 4. Instalaciones Offshore Existentes en Sueci a
TOTAL 161
La potencia unitaria de mayor escala hasta el momento en Suecia son 2.3 MW y el proveedor es Siemens. En Suecia se pueden encontrar parques eólicos en profundidades desde 6 metros a 2 kms de la costa, hasta 22 metros a una distancia de 10 kms de la costa.
PECapacidad (MW)
Turbina y modelo
Blyth Offshore 4 Vestas V66
North Hoyle 60 Vestas V80
Scroby Sands 60 Vestas V80
Kentish Flats 90 Vestas V90
Barrow 90 Vestas V90
Beatrice 10 REpower 5M
Burbo Bank 90 Siemens SWT-3.6
Lynn & Inner Dowsing 194.4 Siemens SWT-3.6
Rhyl Flats 90 Siemens SWT-3.6
Gunfleet Sands 2 64.8 Siemens SWT-3.6
Gunfleet Sands 1 108 Siemens SWT-3.6
Robin Rigg 180 Vestas V90
Thanet Offshore 300 Vestas V90
Walney 1 183.6 Siemens SWT-3.6 107
Ormonde 150 REpower 5M
PECapacidad
(MW)Turbina y modelo Autorización
Bockstigen 2.75 5x WinWorld 550kW 1998Utgrunden 11 7x Enron Wind 70 / 1.5MW 2000Yttre Stengrund 10 5x NEG Micon 2MW 2001Lillgrund 110 48x Siemens SWT-2.3-93 2008Vanern 30 10x WinWind 3MW Dynawind 2010
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� Países Bajos
Tabla 5. Instalaciones Offshore Existentes en Paíse s Bajos
TOTAL 247
La potencia unitaria de mayor escala hasta el momento en Países Bajos es 3 MW y el proveedor es Vestas En Paises Bajos se pueden encontrar parques eólicos en profundidades desde 1 metros a 2 kms de la costa, hasta 24 metros a una distancia de 26 kms de la costa. � Irlanda
Tabla 6. Instalaciones Offshore Existentes en Irlan da
TOTAL 25 La potencia unitaria de mayor escala hasta el momento en Irlanda es 3,6 MW y el proveedor es GE Wind. En Irlanda se pueden encontrar parques eólicos en profundidades desde 1 metro a 5 metros de la costa, hasta 25 metros a una distancia de 10 kms de la costa
� Alemania
Tabla 7. Instalaciones Offshore Existentes en Alema nia
TOTAL 513,3 La potencia unitaria de mayor escala hasta el momento en Alemania es 5 MW y el proveedor es GE REpower. En Alemania se pueden encontrar parques eólicos en profundidades desde 3 metros a 600 metros de la costa, hasta 40 metros a una distancia de 90 metros de la costa.
PECapacidad
(MW)Turbina y modelo Autorización
Lely 2 4x Nedwind 500kW/41 1994Irene Vorrink 17 28x Nordtank NTK600/43 1996OWEZ 108 36x Vestas V90-3MW 2008Princess Amalia 120 60x Vestas V80-2MW 2008
PECapacidad
(MW)Turbina y modelo Autorización
Arklow Bank Phase 1 25 3,6 GE ENERGY 2004
PECapacidad
(MW)Turbina y modelo Autorización
Breitling 2.5 1x Nordex N90 2.5MW 2006Hooksiel 5 1x Bard 5.0 2008Alpha Ventus 60 6x Multibrid M5000, 6x REpower 5M 2010Baltic 1 48,3 12x Siemens SWT 2.3-93 2011BARD Offshore 1 400 80x BARD 5.0 2012
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� Potencial explotable
El potencial eólico marino en los mares a lo largo de las costas Europeas es de 3.028 TWh, esta cifra cubriría el 60% del consumo eléctrico de la Unión Europea. Los objetivos europeos de 2020 (20% energía de fuentes renovables) dependen en gran medida del grado del avance de la eólica offshore, la cual debe de ser capaz de situarse en una posición cercana al 1/3 de la generación eléctrica renovable. (Fuente:EWEA) A nivel Europeo,en 2020 el objetivo marcado por la Directiva de Energía Renovable, es de disponer 180 GW eólicos, siendo 40 GW Offshore, que significarán el 4% del consumo de electricidad requerida por la UE. (Directiva 2009/28/CE) (Fuente AEE) Esta estimación está basada, en el supuesto que la offshore tenga un crecimiento similar a la onshore que en los últimos años ha crecido a un ritmo del 35% de media anual.
Figura 2. Desarrollo Offshore 2007-2015
Fuente: The European Wind Energy Association
Figura 3. Proyección de Desarrollo Offshore hasta 2020
Fuente: The European Wind Energy Association
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1.1.2 Evolución del sector eólico offshore en España
Desde la entrada del protocolo de Kyoto los países participantes han estado uniendo esfuerzos para alcanzar los objetivos planteados, y en este aspecto España aunque actualmente no ha alcanzado su meta si se ha mostrado interesada en cumplir con lo pactado de forma tal que está incentivando el desarrollo de energías limpias. En general España se considera un país pionero en el desarrollo de parques de generación de energía eólica onshore, y ahora con su compromiso medioambiental y abocando a los principios de seguridad y calidad del suministro, que se ven traducidos en sostenibilidad, se ha mostrado altamente comprometida con el desarrollo de energías alternativas, entre las que para el caso se desea destacar la generación de energía eólica offshore.
España ha estado trabajando en la creación de un marco regulatorio de apoyo, que años atrás se convertía en una limitante para el desarrollo emplazamientos de generación de energía eólica offshore pues simplemente éste no existía, y que actualmente, gracias a su creación, ha permitido pensar en desarrollar este tipo de emplazamientos en diversas zonas del país.
Actualmente son varias las empresas interesadas en este tipo de desarrollos, se destaca IBERDROLA RENOVABLES, quien ha presentado la solicitud de reserva de zonas para llevar a cabo estudios previos a la petición de autorización de los proyectos, la compañía ha presentado sus propuestas al Ministerio de Industria de acuerdo con la regulación actual, que establece un marco retributivo para estas instalaciones, se pretende desarrollar seis proyectos de energía eólica marina en la costa española, que alcanzarán una potencia total de 3.000 MW y se ubicarán en Cádiz, Castellón y Huelva, denominados Costa de la Luz (Huelva), Punta del Gato (Huelva), Punta de las Salinas (Castellón), Costa de Azahar (Castellón), Costa de la Luz (Cádiz) y Banco de Trafalgar (Cádiz). Cada uno tendrá una potencia estimada de 498 MW.
De igual forma otras empresas han mostrado su interés por el desarrollo de este tipo de instalaciones en el espacio litoral español, como lo son:
� Capital Energy Offshore (CEOWIND ): Compañía perteneciente al GRUPO CAPITAL ENERGY, creado en el año 2002, con el objetivo de promover proyectos de generación de energía a partir de fuentes renovables, principalmente parques eólicos marinos.
� ACCIONA: Compañía dedicada a la promoción, construcción, explotación y mantenimiento de instalaciones de energías renovables, tiene su negocio principal focalizado en la energía eólica.
� ENEL UNION FENOSA Renovables (EUFER): Compañía participada al 50% por UNION FENOSA, S.A. y ENEL SpA., es la sociedad por la que ambas compañías canalizan nuevas inversiones en proyectos de energías renovables y cogeneración en España y Portugal, centran su actividad en la promoción, diseño, construcción, financiación y operación de instalaciones basadas en energías limpias y renovables.
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En este entorno también vale la pena destacar factores relacionados con el comportamiento del mercado energético en España durante 2010. (Datos publicados por Red Eléctrica de España”) :
SISTEMA PENINSULAR
• La demanda de energía eléctrica alcanzó los 260.600 GWh, lo que supone un crecimiento del 3,3 % respecto a la del 2009. Corregidos los efectos de la laboralidad y la temperatura el incremento se situó en el 2,9 %.
• La potencia instalada ha aumentado en el año 2010 en 4.482 MW, lo que supone un incremento de la capacidad del sistema del 4,7 % respecto al ejercicio anterior. Este aumento proviene principalmente de la incorporación de 2.170 MW de ciclo combinado y el resto de MWs de potencia eólica.
• Respecto a la cobertura de la demanda, las centrales pertenecientes al régimen ordinario han cubierto el 64,6 % de la demanda, mientras que las energías procedentes del régimen especial han aportado el 35,4 % restante. El ascenso de las energias limpias ha contribuido a reducir las emisiones de CO2 en el 2010 en 58 millones de toneladas, un 21% menos que el año anterior.
• El saldo de los intercambios internacionales ha resultado exportador por séptimo año consecutivo, situándose en 8.324 GWh, un 2,9 % superior al del 2009. Este incremento se ha debido principalmente al aumento de las exportaciones con Portugal, Marruecos y Andorra.
• La red de transporte ha aumentado en 749,3 km, lo que supone que al finalizar el año la red peninsular ha alcanzado los casi 35.875 km de circuitos. Asimismo, la capacidad de transformación se ha incrementado en 2.000 MVA.
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Figura 4. Crecimiento Anual de la Demanda en España
Fuente: Red Eléctrica de España
Figura 5. Potencia Instalada a 31 de Diciembre de 2010 en España
Fuente: Red Eléctrica de España
Por otro lado según el informe presentado por CENER (Centro Nacional de Energía Renovable) se estima un potencial eólico de 25,52 GW hasta 2020 en las costas del litoral español, teniendo en cuenta la tecnología existente, la batimetría
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de sus costas y las numerosas consideraciones ambientales. Potencial que se convierte en estratégico de cara al cumplimiento del Plan Nacional español que busca que el 20% del consumo de energía final de electricidad sea de origen renovable para 2020.(Fuente: Estudio “Plantas Marinas CENER 2007”)
1.2. Marco Regulatorio En España, existen dos Reales Decretos que regulan y establecen los procedimientos para la producción de la energía eléctrica: Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial y, Real Decreto 1028/2007, de 20 de julio, por el que se establece el procedimiento administrativo para la tramitación de las solicitudes de autorización de instalaciones de generación. La sociedad española actual, en el contexto de la reducción de la dependencia energética exterior, de un mejor aprovechamiento de los recursos energéticos disponibles y de una mayor sensibilización ambiental, demanda cada vez más la utilización de las energías renovables y la eficiencia en la generación de electricidad, como principios básicos para conseguir un desarrollo sostenible desde un punto de vista económico, social y ambiental (Real Decreto 661/2007). Es por ello que el Consejo de Ministros aprobó el real decreto 661/2007 que establece el régimen jurídico económico de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. Este documento se enfoca en el compromiso e impulso de la utilización de energías limpias, autóctonas y eficientes en España. La nueva regulación busca una estabilidad en el tiempo que permita a los empresarios una programación a medio y largo plazo, al igual que una rentabilidad suficiente y razonable que, unida a la estabilidad, dote de atractivo a la inversión y a la dedicación a esta actividad. La nueva normativa determina el derecho a percibir una retribución especial por la energía producida a las instalaciones incluidas dentro del régimen especial, es decir, con una potencia inferior a 50 MW, y también a aquellas que teniendo una potencia mayor, sean de cogeneración o utilicen energías renovables o residuos. En cuanto a la rentabilidad se refiere, la nueva regulación establece como referencia un TIR del 7% a una instalación eólica e hidráulica en el caso de optar por ceder su producción a las distribuidoras, y una rentabilidad entre el 5% y 9% si participa en el mercado. En la opción de venta a la distribuidora, se incrementa la retribución de la energía eólica, de la biomasa, de la solar termoeléctrica y de las instalaciones fotovoltaicas de potencia superior a 100 kW, respecto al anterior marco regulatorio. Cuando las instalaciones opten por participar en el mercado de producción, la prima obtenida será variable en función del precio del mercado resultante en cada hora. Para ello, se establecen unos límites inferior y superior para cada una de las tecnologías, lo que se conoce con el término de "cap and floor". Según este
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sistema, la prima se ajustará de tal forma que la retribución total que obtendrá una instalación se encontrará en cada hora entre esos límites. Las tarifas, primas y límites superior e inferior, así como otros complementos, serán actualizados con el IPC menos 0,25 hasta 2012 o menos 0,50 a partir de entonces. Con el fin de permitir la máxima integración de energía eólica en el sistema eléctrico, se exige que los nuevos parques eólicos sean capaces de mantenerse conectados a la red ante una caída de tensión en la misma, contribuyendo, al igual que otras tecnologías, a la resolución del problema y a la seguridad y estabilidad del sistema. Los parques existentes que sean capaces de adaptarse a esta nueva exigencia tendrán derecho a percibir un complemento durante cinco años. De esta forma, se incentiva a la inversión con energías renovables garantizando una retribución razonable para sus inversores y, a los consumidores eléctricos una asignación también razonable de los costes imputables al sistema eléctrico. Así mismo, y con el objeto de regular los procedimientos, así como la determinación de las condiciones y criterios que han de regir para la obtención de las autorizaciones y concesiones administrativas precisas para la construcción y ampliación de las instalaciones de generación de electricidad que se encuentren ubicadas físicamente en el mar territorial, se aprobó el Real decreto 1028/2007. Lo conocido hasta ahora en España, son los parques eólicos en tierra, hoy en día la novedad es el emplazamiento de generación offshore, estas instalaciones de generación en el mar requieren de la realización de estudios, ensayos y análisis que abarcan un extenso período de tiempo. Para ello, se establece un procedimiento similar al establecido en las legislaciones de hidrocarburos y de minas en las que se reserva un territorio con un permiso de investigación que posteriormente da lugar a la concesión de explotación. Además, se establece un procedimiento de concurrencia, de tal manera que sea aquel promotor que presente un mejor proyecto, el que obtenga las autorizaciones precisas que le permitan concluir en la construcción y explotación de un parque eólico marino. Las instalaciones de generación eólicas marinas que se pretendan ubicar en el mar territorial, tendrán una potencia instalada mínima superior a 50 MW y, en todo caso, se regirán por lo establecido en la Ley 22/1988, de 28 de julio, de Costas, y el Reglamento General para su desarrollo y ejecución aprobado por el Real Decreto 1471/1989, de 1 de diciembre (Artículo 2). Los parques eólicos marinos están sometidos al régimen de autorización y concesión administrativa para la construcción y ampliación de las instalaciones, rigiéndose el procedimiento para su otorgamiento por los principios de objetividad, transparencia, concurrencia y no discriminación (Artículo 4).
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En conclusión estos Reales Decretos. incentivan la inversión para la generación de energía mediante la utilización de energías renovables, con el objetivo de minimizar la emisión de gases de efecto invernadero de acuerdo con los compromisos adquiridos con el protocolo de Kyoto.
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2. ANÁLISIS ESTRATÉGICO DEL NEGOCIO EÓLICO OFF-SHORE EN
ESPAÑA
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2.1 Análisis del Entorno
� POLÍTICO/ LEGAL UNION EUROPEA (UE) En la UE existe un fuerte interés en la promoción de energías renovables fundamentalmente por dos motivos: asegurar el abastecimiento y disminuir las emisiones de gases contaminantes para dar cumplimiento a los compromisos asumidos por el protocolo de Kyoto. En este sentido se han establecido políticas de fomento a la producción que se ven materializadas en los objetivos propuestos por la comisión de cara al 2020, donde se establece que el 20% de la energía producida debe ser de origen renovable. Traducido a la demanda de electricidad supone que el 35% de la electricidad al 2020 deberá provenir de fuentes renovables comparado con el 15% en el año 2005. En esta estrategia, la comisión establece que la energía eólica deberá contribuir con el 12% de la electricidad de la UE en el 2020 y 1/3 deberá provenir de las instalaciones offshore.(Fuente:Plan de Acción de Energías Renovables UE) Según el EWEA (THE EUROPEAN WIND ASSOCIATION) la producción onshore sumada a la offshore deberá llegar a los 180 GW para cumplir los objetivos al 2020.(EWEA_EU_Energy Policy to 2050) Actualmente la producción offshore está liderada por Dinamarca, Reino Unido, Países Bajos, Suecia e Irlanda que cuentan con un marco legal que es la piedra angular para fomentar la inversión y el desarrollo de esta tecnología. En estos países la aprobación de su explotación es competencia de las autoridades nacionales. El resto de los países de la UE tienen el gran reto de seguir en esta corriente, para ello la UE se ha comprometido en continuar trabajando en el desarrollo y cooperación con los Estados Miembros para incentivar las inversiones. ESPAÑA El sector energético en España ha apostado por el fomento a la generación de energías limpias mediante la creación de estrategias y aprobación de diversas leyes encaminadas a reducir los niveles de emisiones y disminuir la dependencia energética externa objetivos que mueven a la política energética europea en general. España es uno de los líderes mundiales en energía eólica onshore, el 15,9% de la electricidad producida es generada por fuentes eólicas, sin embargo a pesar de las necesidades de aumentar la generación de energía con fuentes renovables
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para cumplir los objetivos establecidos por la UE, su apoyo a la generación eólica offshore se había quedado atrás respecto a otros países de la UE, debido a la ausencia de un marco legal que apoye las inversiones. Entre el periodo 2007-2008 se lanzaron una serie de reales decretos que han establecido un marco de apoyo para la producción eólica offshore:
• El Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial que dota al sector de la estabilidad suficiente para que puedan cumplir los objetivos previstos para 2020.
• El RD 1028/2007, de 20 de julio, donde se establece la forma y los plazos para la obtención de las autorizaciones para construir un parque eólico offshore, así como establecer las reglas para determinar el régimen económico correspondiente a la energía producida por el mismo.
• Continuando con las políticas de fomento, el 12 de diciembre de 2007 se presenta el Estudio Estratégico Ambiental del litoral español, (RD 1028/2007) cuyo objetivo es la determinación de las zonas del dominio público marítimo terrestre que, desde el punto de vista del efecto ambiental, reúnen condiciones favorables para la instalación de parques eólicos marinos.
Una vez aprobado el estudio, las solicitudes de reserva de zona de los proyectos a presentarse solo podrán ser asentados en las zonas aptas. Los más optimistas confían en que los primeros parques eólicos marinos en España podrían empezar a funcionar entre los años 2012 y 2014. Desde la Asociación Empresarial Eólica (AEE) apuntan a 2020 como fecha en la que habría unos 4.000 MW de potencia instalada. ECONÓMICO
La producción eólica offshore tendrá efectos muy positivos a la economía Española, debido a los mayores ingresos obtenidos por efecto de una buena tarifa. Los inversores dejarían su capital en el territorio español. Sin embargo, el principal desafío en los próximos años para la industria offshore es la disminución de los costes para ganar eficiencia económica. Los factores críticos por trabajar son la cimentación, la logística de construcción, la conexión a la red y el mantenimiento.
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Tabla 8. Factores de Mayor Coste en un Parque Eólic o
FUENTE: REOLTEC
Adicionalmente a los factores mencionados, aunque en menor grado el coste de las turbinas también es representativo y en los últimos años se ha incrementado considerablemente por los siguientes motivos:
• Alta demanda, por el incremento de la producción offshore • La inflación en el precio de las materias primas y la escasez de materiales. • Los materiales son más costosos pues deben ser más resistentes para
evitar la corrosión del agua. Según el especialista y consultor offshore Douglas West Wood, los costes de construcción serán más altos que en los próximos años. (Fuente: http://www.douglas-westwood.com/ “Cost Increases Challenge Offshore Wind Power Plans”) Un ejemplo de ello es el proyecto “Rhyl Flats” en Reino Unido construido en el 2009, que costó 2,2 M€ por MW instalado comparado con 1,33 M€ por MW, incluyendo los costos de conexión a la red, que costó el primer proyecto británico en el norte de Hoyle y Scroby Sands, construido en 2003/4. (http://www.4coffshore.com/windfarms) Para disminuir costes es necesario:
• Economías de escala • Utilización de multicontratos con los proveedores de turbinas que permitirá
la reducción de un 20% de los costes • Reducción en costes de operación y mantenimiento (Se requieren buques
especiales para el mantenimiento de las turbinas y el acceso presenta grandes dificultades).
En España en unos 20 años, el precio de generación eólica marina duplicaría a la tarifa cobrada con la eólica onshore, en beneficio de la rentabilidad del accionista. (Ver Tabla 9)
COSTOS ONSHORE OFFSHORE
Turbina 80% 30%
Cimentacion y estructura 5% 28%
Conexión a la red y evacuacion 6% 26%
Gestion de proyectos 2% 5%
Caminos y edificios 5% 1%
Operación y mantenimiento 1% 7%
Decomissioning 1% 3%
TOTAL 100% 100%
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Tabla 9. Proyección de Comportamiento de la Tarifa de Energía
FUENTE: CENER
� SOCIAL
El interés por desarrollar, esta tecnología radica en los beneficios socioeconómicos que traerá su actividad:
• Contribuirá a la reducción de la dependencia de las importaciones de combustibles fósiles.
• Contribuirá al abastecimiento seguro en el mercado interno. • Incrementará las oportunidades de exportación dado su enorme potencial. • Traerá desarrollo regional con efectos multiplicadores para las actividades
marítimas, especialmente en actividades logísticas. • Creación de nuevas fuentes de trabajo en áreas costeras e incremento de
mano de obra calificada. La producción de energía eólica offshore contribuirá a un importante crecimiento económico sostenible, considerando que el 40% del PIB europeo se genera en las zonas con actividad marítima.
� AMBIENTAL La Comisión Europea a favor de la integración de la dimensión ambiental en la política energética comunitaria ha definido como prioridad:
• Aumentar la producción y la utilización de las fuentes de energía menos contaminantes;
• Reducir los impactos medioambientales de la producción y la utilización de las fuentes de energía.
Siguiendo esta perspectiva, la Unión Europea asumió el compromiso de reducir las emisiones en un 20% en el año 2020. En este sentido, la producción de 40 GW de energía eólica offshore contribuye de forma significativa al cumplimiento de estos objetivos, porque se dejará de emitir 105 millones de Tn de CO2 ,que es el 50% de la obligación de la UE para cumplir con el Protocolo de Kyoto.
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Asimismo es prioridad para España "cambiar la tendencia creciente" de contaminación experimentada entre 1990 y 2004 que llegó a un 48% siendo que el límite permitido en el protocolo de Kyoto era de un 15%. España se ha planteado como objetivo obtener una progresiva reducción hasta el 15% marcado por el Protocolo de Kyoto. Los sectores transformadores “producción de electricidad” y “refino”, tienen una contribución al efecto invernadero del orden del 30% del total de gases de efecto invernadero. Es por este motivo que es fundamental para España y el resto de los países de la UE, el desarrollo de nuevas fuentes de generación limpias.(Plan de Energías Renovables) Adicionalmente la instalación de parques offshore se puede convertir en una fuente de atracción para el turismo, generando beneficios adicionales. Sin embargo existen otros aspectos de impacto ambiental que son cuestionados en la tecnología offshore, porque no se tiene cuantificado los reales impactos en los sistemas ecológicos y efectos ambientales acumulativos En este sentido se debe trabajar en una serie de factores para minimizar el efecto ambiental:
• Estandarización de evaluación del impacto ambiental. • Reciclabilidad de los componentes utilizados: Palas • Reducción del impacto de los aerogeneradores en aves y fauna marina • Estudio sobre el impacto en radiofrecuencias y su limitación en el caso de
que exista • Reducción de ruido, especialmente en frecuencias más perjudiciales • Minimización del impacto visual
� TECNOLÓGICO/ TÉCNICO
Por casi una década se adaptó la tecnología eólica terrestre a la marina para la fabricación de aerogeneradores, instalando máquinas de la misma potencia unitaria que en la terrestre, pero en los últimos años, ha habido avances tecnológicos progresivos en los aerogeneradores marinos por lo que actualmente, ya existen fabricantes a gran escala que fabrican turbinas con un rango de capacidad de 3-5 MW (REpower,Vestas). La potencia máxima unitaria terrestre de los aerogeneradores es de 4,5 MW. Para cumplir los objetivos de producción de 40 GW al 2020 se requiere la construcción de 7.800 turbinas de 5 MW de capacidad en los próximos años lo que equivale a 600 nuevas turbinas por año. Este objetivo no se podrá cumplir si no se desarrollan tecnologías a gran escala de mayor tamaño y potencia unitaria. Se espera llegar a 10MW en los próximos años. Sin embargo a corto plazo, los fabricantes nacionales están priorizando la optimización de sus modelos convencionales onshore.
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Entre los principales desafíos para la tecnología offshore en los próximos años se encuentran:
• Estructura y equipamientos diseñados para severas condiciones ambientales (humedad, salinidad y oleaje), con alta fiabilidad.
• Incremento de la disponibilidad y fiabilidad de las máquinas • Aumentar la potencia unitaria, acompañado de una disminución del coste
de las cimentaciones y el mantenimiento. • Diseño modular para facilitar el montaje y mantenimiento • Aumento de velocidad de punta de pala y menor peso de la misma. • Altura de buje menores debido a la baja rigurosidad del mar • Mantener o disminuir la masa de góndola y palar para evitar el aumento de
los costos de cimentación. • Desarrollo de componentes eléctricos y electrónicos y de tecnologías para
la conexión de la red de suministro. • Cables submarinos y subestaciones eléctricas marinas. Urgen inversiones
en transmisión y distribución de electricidad.
2.2 Análisis DAFO del Negocio Eólico Offshore En el análisis DAFO que se muestra a continuación se analizan los factores internos y externos del negocio offshore en España, a efectos de determinar sus Debilidades, Oportunidades, Fortalezas y Amenazas. DEBILIDADES
Técnicas • La problemática de la energía eólica offshore está asociada a la logística
(fabricación, transporte y montaje), la cimentación y el anclaje. • Integración en red (no existe actualmente red eléctrica que conecte desde
el océano la energía eólica a gran escala), lo cual genera dificultades en la evacuación de la energía producida.
• Escasa infraestructura, dirección del sistema, códigos de red. • No existen técnicos específicos (son los mismos que en la eólica onshore). • Desarrollo tecnológico incipiente.
Económicas • Altos costes de instalación. Actualmente duplican a los costes onshore. • Altos costes de operación del parque. • Mayores costes de cimentación, conexión eléctrica, además que el
mantenimiento es más caro y complejo. • Inversión muy intensiva en capital
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Comparativas • Los avances internacionales en la eólica marina son muy superiores al
desarrollo offshore en España. España tiene desventajas competitivas con respecto al Reino Unido, Alemania y países bajos que tienen mayor potencial. Reino Unido con 114000 km2 y Paises Bajos con 88 000 km2 de área con potencial offshore disponible comprenden los países con mayor potencial eólico offshore instalable.
Figura 6. Area útil para parques offshore
Fuente:EWEA 2008
• La costa española no es muy adecuada para el offshore por su pequeña plataforma continental.
Legales y administrativas
• Dificultades en la tramitación administrativa (larga duración). Se requiere de trámites considerables para la implementación del parque (selección del sitio, derechos legales y la división por zona costera)
• No existe en España normalización de procedimientos técnicos y certificación (criterios de diseño para aerogeneradores en instalaciones
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marinas, certificación del proyecto, etc.), pero en el Norte de Europa si, incluso están trabajando en la elaboración de estándares internacionales offshore, que pueden ser tomados de referencia en España.
• No hay antecedentes en España del proceso de tramitación (es nuevo) AMENAZAS
• Escasez de suministro de las turbinas: Los fabricantes de
aerogeneradores están preocupados por atender la demanda onshore y para cumplir los objetivos de la UE se necesita la construcción de 50 turbinas por mes además hay que sumar el tiempo que se requiere para ser transportadas e instaladas en los sitios.
• Desconocimiento del impacto medioambiental (aves, animales marinos).
• Condiciones meteorológicas y marinas que dificultan al mantenimiento del parque.
FORTALEZAS
Económicas
• Se beneficia de una mayor tarifa amparada en el régimen especial para productores de energías renovables.
Técnicas
• Los aerogeneradores para la generación de energía eólica offshore son de mayor potencia unitaria que permite producciones destacadas de energía y de mayor calidad.
• Tecnología en aerogeneradores disponible y experiencias en cimentaciones marinas probadas a reproducirse en el modelo español.
• Su vigilancia es en remoto. Ambientales
• Bajo impacto ambiental. No emite CO2. • Reducen el impacto paisajístico, ya que muchos de los parques
proyectados son casi invisibles desde la costa. Comparativas
• España es el segundo mayor productor de energía eólica después de Alemania y genera el 15,9 % de toda la electricidad consumida con energía eólica, tiene la experiencia para reproducir con éxito el modelo de negocio.
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Legales y administrativas
• Entorno regulatorio favorable y estable establecido en el RD 1028/2007. • La publicación del estudio estratégico ambiental del litoral español es un
gran avance para la promoción de parques offshore fomentando las inversiones en el sector.
OPORTUNIDADES • Explosión del mercado offshore con los objetivos establecidos por la UE
al 2020. • El crecimiento de la demanda de electricidad en España • Dar cumplimiento con el protocolo de Kyoto y las metas de reducción de
CO2 fijados por la directiva. • Disminuir la dependencia energética. • Desarrollo de las zonas costeras, creación de empleos tanto en los
parques eólicos como las industrias asociadas. • Impulso de la UE a la competitividad en el sector energético renovable
(incentivos mediante primas). • Planes estratégicos de la UE favorables en apoyo a la producción eólica
offshore. • Construcción de una red eléctrica transeuropea. • Posibilidad de exportación. • Entorno social favorable.
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3. FASES DEL PROYECTO
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3.1 Planificación: Fases del proyecto En un proyecto eólico offshore general se distinguen las siguientes fases:
- Promoción, Ingeniería y estudios previos - Construcción y Puesta en Marcha - Operación y Mantenimiento - Desmantelamiento y Reciclado
En este capítulo se desarrollan dichas fases y como introducción a éste cabe destacar que: La primera fase del proyecto, la Promoción, es una fase que termina cuando el parque eólico obtiene la correspondiente Aprobación de Proyecto de Ejecución y todos los permisos necesarios para su construcción. En este apartado, se muestran los hitos más importantes que tienen lugar en ésta. Además se añade un apartado en el que se analiza la normativa aplicable y los tiempos de tramitación para obtener toda la documentación necesaria para la construcción de un parque marino La segunda fase del proyecto es la de Construcción y Puesta en Marcha. El objeto de esta fase es la de ejecutar los trabajos de construcción y montaje de todas las instalaciones, y su posterior puesta en marcha y conexión a la red de transporte (REE), de acuerdo a lo establecido en la información generada en la fase anterior Además en este apartado, se muestran los hitos más importantes que se deben dar en esta fase hasta la Puesta en Marcha del parque eólico. Se hace especial énfasis sobre el tipo de cimentaciones apropiadas para la placa marina del litoral español y sobre los principales impactos medioambientales asociados a la construcción y explotación del parque. La tercera fase es la de operación y mantenimiento. Se persigue el diseño de una instalación lo mas autónoma posible, debido a lo costos y dificultoso de las operaciones de mantenimiento en el medio marino. En esta fase se realizan las pruebas de funcionamiento, así como el control de documentación y activación de seguridad y accesos para posteriormente dar pie a la puesta en marcha definitiva. La cuarta y última fase es la de Desmantelamiento y posterior Reciclado de los materiales. Esto sucederá al final de la Vida útil de la instalación, y se debe realizar de acuerdo a un plan redactado en las fases anteriores.
3.2 Promoción, Ingeniería y estudios previos La Promoción es una fase que termina cuando el parque eólico obtiene la correspondiente Aprobación de proyecto de ejecución y todos los permisos necesarios para la construcción del parque eólico. Sin embargo el equipo de promoción realmente no acaba su trabajo hasta que se obtiene la Puesta en Marcha del parque. Se encarga de la coordinación e
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interlocución entre los distintos departamentos implicados hasta la puesta en marcha, como pueden ser el departamento de recurso eólico, construcción e ingeniería. En esta fase se realiza el correspondiente proyecto constructivo (parque eólico marino y línea de evacuación) a partir de toda la información obtenida en la campaña de estudios previos en el emplazamiento autorizado. En dicho proyecto se especifican todos los trabajos necesarios para acometer su ejecución y está acompañado de otros documentos como son: el Plan de Calidad, el Estudio de Seguridad y Salud y el Estudio de Impacto Ambiental. Algunos hitos principales dentro de esta primera fase son:
- Monitorización Ambiental previa de la zona de implantación mediante expediciones y la instalación de diversos sistemas destinados a este tipo de parámetros. Éste proceso de monitorización es clave en todo el ciclo de vida de la instalación, y se mantiene activo hasta su desmantelamiento final, siendo especialmente intensivo en la fase de construcción.
- Investigaciones Geotécnicas y Geofísicas básicas y Batimétricas de detalle para conocer con más detalle el polígono de implantación, haciendo especial hincapié en la zona de implantación de la Torre Meteorológica que debe ser instalada en primer lugar.
- Instalación de una Torre Meteorológica (previa tramitación según RD
1028/2007), que permite realizar un estudio de recurso con datos reales de la zona de implantación. Su estructura y cimentación son utilizados para la instalación de varios sensores que permiten estudiar parámetros como las olas, corrientes marinas y erosión, parámetros del agua, fauna y flora marina, entre otros. Además, el comportamiento de su cimentación es objeto de estudio, de cara al diseño final de las cimentaciones de todas las instalaciones del parque eólico marino.
- Investigaciones Geotécnicas de detalle de la zona de implantación de
cada aerogenerador (una vez se obtiene la implantación según la campaña de medidas realizadas), de la subestación transformadora y de las torres de parque.
- Implantación definitiva del parque a partir de los estudios anteriores
(Recurso, Batimetría/Geotecnia y características medioambientales).Si en el transcurso de las investigaciones geotécnicas de detalle se encontrase alguna razón de peso, se modificarían las posiciones afectadas.
- Dimensionado Final de las Cimentaciones, asi como las Soluciones
de Accesibilidad y Balizamiento finalmente implantadas, atendiendo a las condiciones de cada implantación en términos de profundidad, tipo de suelo, oleaje y mareas, corrientes, entre otros. Para ello se utilizan
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los resultados en las monitorizaciones realizadas en el emplazamiento y anteriormente descritas.
- Ingeniería detalladas de la Ruta de Cableado de potencia de :
o interconexión de los aerogeneradores y de la subestación transformadora.
o La línea de evacuación hasta el punto de conexión con la Red.
- Plan de Desmantelamiento y Reciclado de Materiales, este se incluye dentro del estudio de impacto ambiental
- Estudio de seguridad y Salud que define todas las operaciones de montaje y trabajos de ejecución del parque eólico.
- Plan de Calidad que define todas las operaciones de montaje y
trabajos de ejecución del parque eólico. - Tramitación del Proyecto constructivo (parque eólico y línea) y
Estudio de Impacto Ambiental, con las diferentes Administraciones afectadas, de cara a conseguir la aprobación final de proyecto.
- Obtención de los diferentes Permisos y Licencias necesarios para
todos los trabajos relacionados con el transporte y construcción y de las instalaciones del parque eólico marino.
- Adjudicación de los diferentes trabajos concernientes a la ejecución
del parque, asi como a la fabricación de los diferentes equipos necesarios (Cimentaciones, Aerogeneradores, Subestación, Torres Meteorológicas, y líneas de Distribución y Evacuación). También se especifica el Plan de Fabricación y Montaje , y su correspondiente Plan de Logística asociada.
- Definición del Programa de Operación y Mantenimient o.
3.2.1 Procedimiento de Autorización de la instalación según RD. 1028/2007 El objetivo final de la fase de promoción es la de conseguir la aprobación final del proyecto, asi como todos los permisos y licencias necesarios para acometer su posterior construcción según el RD 1028/2007, de 20 de julio. (Anexo 1.RD 1028/2007)
• Resumen procedimiento según RD: El procedimiento empieza con la solicitud de reserva de zona marina ante la Dirección General de Política Energética y Minas, necesaria para realizar la
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investigación del recurso eólico de la zona pedida por el promotor con carácter de exclusividad. La investigación tendrá un plazo máximo de estudio de 2 años prorrogable un año más. La administración podrá solicitar los datos de las investigaciones y serán tratados como datos confidenciales Anexo a dicha solicitud se debe entregar la documentación referida en el artículo 8 de este RD. Art 8.RD 1028/2007 A la solicitud se acompañará la siguiente documentación:
1. Acreditación de la capacidad del solicitante en los términos que se señalan en el artículo 121 del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre.
2. Memoria resumen en la que se detallará la superficie para la que se solicita el proyecto y que será objeto, en su caso, de la reserva de zona, así como los estudios previos que vayan a realizarse con indicación del tiempo estimado de realización (siempre con un máximo de dos años coincidentes con el máximo para la reserva de zona).
Deberá aportarse la documentación que haga referencia a los siguientes extremos: i. Superficie para la que se solicita la reserva, que se delimitará por las coordenadas geográficas de los
vértices de la línea poligonal que la comprende. ii. Objeto de la investigación a desarrollar en la zona que se reserve, la instalación a implantar, el plan de
inversiones y el plan de restauración adecuado para restituir el dominio público a su estado original para el caso de que el proyecto no llegue a ejecutarse.
3. Anteproyecto de la instalación de generación eólica marina por triplicado, que deberá contener: a) Memoria en la que se consignen las especificaciones siguientes:
i. Ubicación de la instalación, así como origen, recorrido y fin de las líneas de evacuación eléctrica de la misma.
ii. Objeto de la instalación, con indicación del número de aerogeneradores previstos, potencia y ubicación estimada de los mismos.
iii. Características principales de la instalación. iv. Condiciones de eficiencia energética, técnicas y de seguridad de la instalación propuesta. v. La información necesaria para la iniciación de la evaluación de impacto ambiental, de acuerdo con el
Real Decreto Legislativo 1302/1986, de 28 de junio, de evaluación del impacto ambiental. vi. Circunstancias del emplazamiento de la instalación y criterios elegidos para su emplazamiento físico. vii. Razones de cualquier índole que justifiquen la implantación del parque en la zona. En este apartado se
consignará la vinculación de la instalación, si existiera, a otros planes de carácter industrial, socio-económicos o de otro tipo, que estén previstos en la zona para la que se solicita la autorización y que tengan relación directa con el proyecto.
viii. Descripción de los recursos eólicos, con base en datos históricos suficientes y modelos fiables. ix. Evaluación cuantificada de la energía eléctrica que va a ser transferida a la red. x. Estudio de viabilidad. xi. Condiciones de tráfico marítimo de la zona y protección de la navegación y de la vida humana en el
mar. b) Planos de la instalación a escala mínima 1:50.000, incluyendo las líneas de evacuación previstas. c) Presupuesto estimado del proyecto de instalación. 4. Separata para las Administraciones públicas, organismos y, en su caso, empresas de servicio público o de servicios de interés general con bienes o servicios a su cargo afectadas por la instalación.
Terminado el plazo de subsanaciones de las solicitudes (no se especifica el tiempo que tiene la administración para pedir las subsanaciones), en el caso de que la Dirección General de Política Energética y Minas lo considere, se inicia el procedimiento de “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, es un documento que además, ha de contener, la estimación de la cantidad de energía máxima evacuable a través de las redes eléctricas de transporte, así como la incidencia que un proyecto eólico marino tendría sobre los elementos que componen su entorno, estableciendo las ubicaciones más adecuadas y las que presentan dificultades. Tendrá una vigencia de cinco años a contar desde el día siguiente a su publicación en el BOE.
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Si ya existiera una caracterización de área sobre la zona de la solicitud, la Dirección General de Política Energética y Minas pedirá sólo informes a dos organismos, al operador del sistema y al gestor de la red de transporte. Igualmente se incorporaría las potencias de las instalaciones que ya tengan un derecho concedido. Igualmente se hace la publicación.
Comentarios:
- Respecto a la Descripción de los recursos eólicos, con base en datos históricos suficientes y modelos fiables, decir que para el promotor los datos más fiables son los que se realizan cuando previamente se ha instalado una torre de medición ya que es el elemento que hace más creíble el recurso en dicho emplazamiento.
- Respecto a la caracterización de área marina: En el año 2007 algunos
promotores iniciaron ya el procedimiento regido por el RD 1028/2007 por lo cual, a no estar previamente definida a través de los informes de todos los organismos implicados para ello, puede que algunos promotores invirtieran en la documentación a aportar desconociendo si el área solicitada era apta para la implantación del PE. (Anexo 2. Áreas eólicas marinas)
- Respecto a la línea de evacuación, se pide el inicio y fin de la línea de evacuación, el problema de ello es que si el área eólica no está previamente definida, el promotor se arriesga a definir el punto de evacuación sin saber si hay capacidad en el nudo de evacuación donde termina la línea.
Al día siguiente de la publicación en el BOE de la “caracterización de área marina”, se inicia el procedimiento de concurrencia. Comprende todas las áreas para las que haya una solicitud de reserva de zona. El procedimiento dura tres meses. -Los promotores que ya hayan realizado la reserva de zona objeto de este procedimiento de concurrencia deberán presentar dentro del plazo establecido:
- Una solicitud u oferta de prima, que se expresará en €/kWh producido (con cuatro decimales), de valor no superior al establecido en el artículo 38.1 del Real Decreto 661/2007 (8,43 c€/kWh ), de 25 de mayo, y que se aplicará a lo largo de toda la vida útil de la instalación.
Para las instalaciones del subgrupo b.2.2, la prima máxima de referencia a efectos del procedimiento de concurrencia que se regule para el otorgamiento de reserva de zona para instalaciones eólicas en el mar territorial será de 8,43 c€kWh y el límite superior, 16,40 c€/kWh.
- El justificante de haber depositado un aval en la Caja General de
Depósitos a por una cuantía del 1 % del presupuesto de la instalación de generación eólica marina prevista.
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Además pueden realizar las modificaciones que considere oportunas en la solicitud previamente presentada. - Aquellos nuevos promotores que concurran al área convocada en el mismo plazo deben presentar todo lo anterior y además la documentación referida en el art.8. Terminado el plazo de tres meses para la recepción de las solicitudes, se reúne el Comité de valoración para valorar las solicitudes conforme a los criterios de: a) Capacidad legal suficiente, técnica y económica del promotor del proyecto. b) La potencia máxima a instalar determinada en la caracterización de área, que tendrá carácter limitativo. En consecuencia, habrán de tenerse en cuenta las potencias de las instalaciones para las que se haya resuelto un procedimiento de concurrencia y se encuentren en funcionamiento o fase de estudio. c) La oferta de prima presentada. d) Previsión de horas equivalentes de funcionamiento de la instalación en función de los datos disponibles en el momento de efectuar la solicitud. e) Tecnología a utilizar en el proyecto y su repercusión en la estabilidad del sistema eléctrico. f) Impacto económico, medioambiental y social asociado al proyecto. g) Potencia a instalar por cada proyecto. Se tendrá en cuenta una distribución racional de los aerogeneradores previstos en el proyecto, a fin de lograr la máxima potencia posible en función de la extensión que ocupará la instalación. h) Impacto sobre la seguridad en la navegación, en las rutas marítimas y en la salvaguardia de la vida humana en la mar. i) Otros criterios que, en atención al área concreta donde haya de ubicarse el proyecto, hayan sido publicados en el anuncio en el que se convocará la apertura del procedimiento de concurrencia establecido en los artículos 14 y sucesivos. El Comité de valoración podrá fijar un límite máximo de prima por encima del cual los proyectos quedarán automáticamente desestimados.
Comentarios:
- Respecto a la puntuación, no tiene sentido el haber entregado el Estudio de Impacto Ambiental para el inicio del trámite ambiental, ya que no se puntúa. Y según el procedimiento de este RD, cuando se caracteriza la zona, se estudia el efecto que produciría sobre dicha área la implantación de los parques eólicos. Aquí el Estudio de Impacto Ambiental se considera para las labores de investigación, es decir, para una torre meteorológica, y se debe recalcar que el impacto ambiental que produce una torre es distinto al que produciría un parque eólico, por ejemplo, el impacto sobre la avifauna sería menos, porque la torre no tienen palas que giran, no produce aceite, y visualmente tiene menor impacto que un conjunto de aerogeneradores, entre otros.
- Respecto al párrafo final, sobre el límite máximo de la prima, no se
justifican los casos en lo que podrían limitar una prima que está establecida en una norma de carácter general (RD 661/2007).
- Respecto al artículo 17, que expresa textualmente:
El Comité de valoración elevará la propuesta de resolución al Secretario General de Energía para su consideración antes de que transcurran tres meses desde la finalización del periodo de recepción de solicitudes, quien dictará resolución antes de que transcurra un mes desde la fecha de la propuesta. Dicha propuesta deberá ser motivada conforme a los criterios indicados en el artículo 16.
No está bien redactada en cuanto a los tiempos, podría llevar una solicitud de un promotor, el último día del plazo, y se puede considerar
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por tanto, que dicha solicitud no estaría incluida en la propuesta de resolución. La propuesta debería ser posterior al plazo fijado.
Una vez enviada la propuesta al Secretario General de energía, éste tiene un mes para resolver el procedimiento de concurrencia y otorgar la reserva de zona al proyecto o proyectos seleccionados por el Comité. La resolución del procedimiento de concurrencia y otorgamiento de la reserva de zona serán notificados a los interesados y enviados al «Boletín Oficial del Estado» para su publicación, en el plazo de un mes desde la fecha de la misma. Esta resolución otorga al solicitante o solicitantes un derecho de acceso a la red de transporte por la potencia que le sea asignada. La Resolución se envía a la dirección general de Costas para la tramitación de la concesión del dominio público marítimo-terrestre, necesario para la instalación de la torre de medición, a la Dirección General Mercante y a la Dirección General de Calidad y Evaluación Ambiental para la iniciación del procedimiento de la Evaluación de Impacto Ambiental.
Comentarios:
- Dictada la Resolución anterior, este procedimiento de EIA no tiene el sentido en lo que se refiere a su norma, ya que no podría declarar la viabilidad o no del proyecto. Se tendría, por tanto, que limitar a fijar los condicionantes para la realización del proyecto eólico.
Concluido el proceso, a aquellos promotores que no hayan resultado elegidos, se les devuelve el aval depositado, y a los adjudicatarios se le exige un nuevo aval del 1% del presupuesto. Con este último, ya se habría depositado por tanto el 2% del presupuesto, y con esto se entienden cumplidos los avales correspondientes a la ley de Costas (solicitantes de concesiones del dominio marítimo-terrestre),y los avales para tramitar la solicitud de acceso según el RD 1955/2000.
Comentarios:
- Respecto al párrafo final de este artículo que dice: Si la desestimación del promotor viene motivada por la insuficiencia de recurso eólico, en función de su estudio de viabilidad presentado, deberá facilitar a la Dirección General de Política Energética y Minas los datos obtenidos de sus investigaciones durante el periodo de reserva de zona, quien, en ese caso, podrá determinar la devolución del aval correspondiente al 1 por ciento del presupuesto, a la vista de la documentación aportada. En este caso, y cuando proceda la devolución del aval, la Dirección General de Política Energética y Minas incorporará los datos remitidos al documento de caracterización de Área Eólica Marina que corresponda, pasando a tener carácter público
Se demuestra que cobra importancia el hecho de que los datos más fiables los que se realizan in situ mediantes torres de medición, ya que un promotor no incurriría en estos gastos si de antemano supiera que el recurso de viento no era el esperado. Y sin embargo, pierde el 1% de los avales depositados, y el otro 1 % quedaría a decisión de lo que
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considere la Dirección General de Política Energética y Minas. Además todos los datos obtenidos pasan a tener carácter público.
Aquellos promotores elegidos, deben presentar: Ante la Dirección General de Política Energética y Minas:
a) Documentación establecida en los puntos 3, 4 y 5 del artículo 8. Si ya hubiera sido presentada, se aportarán las modificaciones y adiciones que fueran procedentes.
b) Proyecto y Estudio de Impacto Ambiental, de acuerdo con lo preceptuado en el Real Decreto Legislativo 1302/1986, de 28 de junio, de evaluación de impacto ambiental y normativa de desarrollo.
c) Solicitud de inclusión de la instalación en el régimen regulado en el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, en la que se incluirá la prima necesaria de la energía producida.
La Dirección General de Política Energética y Minas dictará una resolución de otorgamiento de la condición de instalación acogida al régimen regulado en el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, en la que se incluirá la prima que le será de aplicación. Las instalaciones de potencia no superior a 50 MW serán incluidas en el régimen especial y las de potencia superior a 50 MW serán incluidas en el ámbito de aplicación del artículo 45 del citado real decreto.
Ante las Delegaciones o Subdelegaciones del Gobierno que dependa funcionalmente del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, a efectos de información pública:
d) Estudio de impacto ambiental. e) Documentación adicional o que haya sido modificada respecto de la
establecida en los puntos 3, 4 y 5 del artículo 8. f) Proyecto para la ocupación del dominio público marítimo terrestre.
Ante las Delegaciones o Subdelegaciones del Gobierno que dependa funcionalmente del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio:
Solicitud de la Autorización Administrativa. Se regirá por el RD 1955/2000.
Comentarios:
El punto 5 del artículo 8 no existe. No se entiende muy bien la alusión al proyecto, podría entenderse por lógica que se refiere al mismo proyecto para tramitar la Autorización Administrativa, pero sin separatas.
• Resumen procedimiento del RD 1955/2000: Ya que el RD 1028/2007 deja bastante clara la tramitación de la Autorización Administrativa y la Aprobación de Proyecto, en este apartado se analizarán únicamente los tiempos de tramitación en lo que se refiere al RD 1955/2000.
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Como comentario en este punto de la tramitación, para disminuir los tiempos efectivos de ésta, se podría pedir conjuntamente la Autorización Administrativa y Aprobación de proyecto, para lo cual habría que entregar el Proyecto de Ejecución elaborado una vez conocidos los resultados de los estudios que se han ido realizando durante el periodo de medidas. Paralelamente se podría entregar el proyecto de la línea de evacuación para su aprobación.
3.2.2 Análisis de tiempo de tramitación El trámite hasta que se adquiere la reserva de zona dura aproximadamente 8 meses, pero esto en el caso óptimo, en el sector onshore los trámites duran más de lo estipulado por la ley del procedimiento administrativo,(Ley 30/1992, de 26 de noviembre, de Régimen Jurídico de las Administraciones Públicas y del Procedimiento Administrativo Común ) por tanto, se fija un año mínimo para dicho trámite. Se aplica el RD 1028/2007 Para el estudio de viento se tendrían dos años. Terminado este periodo, la duración total del proceso hasta solicitar la Autorización Administrativa es de 3 años por tanto. Para obtener la Autorización Administrativa y Aprobación de Proyecto, se tienen 6 meses en el caso optimo. Pero, al igual que en el trámite anterior, se fija un año para la obtención. Se concluye, que el proceso total hasta obtener la Aprobación de Proyecto sería mínimo de cuatro años en el mejor de los casos. (Anexo 3 Capitulo II del RD1955/2000)
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Figura 7.Tiempo de tramitación del RD 1028/2007
SOLICITUD DE RESERVA
¿EXISTE ÁREA?
CARACTERIZACIÓN DE ÁREA
PETICIÓN DE INFORMES TODOS LOS ORGANISMOS
PETICIÓN DE INFORMES OPERADOR DEL SISTEMA Y GESTOR DE
LA RED
PUBLICACIÓN EN BOE
PROCEDIMIENTO DE
CONCURRENCIA
PROPUESTA DE
RESOLUCIÓN
RESOLUCIÓN
PUBLICACIÓN EN BOE
ESTUDIO DE VIENTO
RD 1955/2000
20 DIAS
90 DIAS
3 MESES
1 MES
2 AÑOS
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Figura 8 Tiempo de tramitación del .RD 1955/2000
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3.3 Construcción y Puesta en Marcha La segunda fase del proyecto será la de Construcción y Puesta en Marcha. El objeto de esta fase es la de ejecutar los trabajos de construcción y montaje de todas las instalaciones, su posterior puesta en marcha y conexión a la red de transporte (REE), de acuerdo a lo establecido en la información generada en la fase anterior. Algunos de los hitos principales dentro de esta segunda fase son:
- Inicio de la Fabricación de los Equipos que constituirán el parque eólico marino (Cimentaciones, Aerogeneradores, Subestación Transformadora, Torres Meteorológicas y Líneas de Distribución y Evacuación) acorde con el Plan de Fabricación preparado en la fase anterior.
- Preparación y Acondicionamiento de las Instalacione s Portuarias donde se preparan los diferentes equipos y materiales a instalar en el parque eólico marino, de acuerdo con lo reflejado en el estudio de logística portuaria realizado en la fase anterior.
- Transporte de las Cimentaciones y Piezas de Transic ión desde los
centros de fabricación hasta las instalaciones portuarias designadas acorde con el Plan de Logística preparado en la fase anterior.
- Preparación de las Cimentaciones y Piezas de Transi ción en las
instalaciones portuarias designadas, acorde con el programa de logística portuaria preparado en la fase anterior. Los sistemas de acceso a las estructuras de los aerogeneradores se instalaran en esta fase, ya que irán incluidos en la pieza de transición o en la propia estructura, dependiendo del diseño elegido finalmente.
Figura 9. Preparación de acopios en el Puerto
- Transporte e Instalación de las Cimentaciones en la zona de implantación, utilizando las técnicas más avanzadas que hoy existen para este tipo de trabajos, y minimizando los impactos asociados. Antes de
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iniciar la instalación se realizarán los correspondientes test de verificación tanto en tierra (“pile driveability test”), como en el mar (“pilling test”).
- Transporte e Instalación de las Piezas de Transició n en la zona de
implantación, utilizando las técnicas más apropiadas para el nivelado final de la estructura resultante.
- Transporte de los Componentes de la Subestación Tra nsformadora,
aerogeneradores, Torres Meteorológicas y Cableado d e potencia hasta las instalaciones portuarias designadas, acorde con el plan de logística preparado en la fase anterior.
- Preparación de los Componentes de la Subestación Tr ansformadora,
aerogeneradores, Torres Meteorológicas en las instalaciones portuarias designadas, acorde con el Plan de Logística Portuaria preparado en la fase anterior.
Figura 10.Preparación en Puerto de Subestación Transformadora
- Transporte e Instalación de los Componentes de la S ubestación Transformadora, aerogeneradores, Torres Meteorológi cas en la zona de implantación, utilizando las técnicas más avanzadas que hoy existen para este tipo de trabajos, y minimizando los impactos asociados.
- Figura 11. Transporte de los elementos de parque
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- Construcción y Tendido de la Línea de Evacuación en sus fases submarina, subterránea y aérea, e Interconexión de la misma con la Subestación Transformadora “Offshore” y la Subestación Transformadora del punto de conexión con la red de transporte. Normalmente se realizará previamente a la instalación del cableado de media tensión, de modo que a medida que se vaya instalando el cableado de las diferentes alineaciones, se puedan realizar simultáneamente los test de verificación de la estructura de generación, transformación y distribución de la instalación.
- Tendido del Cableado de potencia e Interconexión de los Centros de
Transformación de los aerogeneradores. Antes de la instalación del cableado de potencia de media tensión y evacuación se realizarán los correspondientes test. (“trial plow”” y “pre-grapnel lay Run”, entre otros).
Figura 12. Instalación de cable submarino mediante la técnica Jet plow.
- Energización final de la línea de Evacuación, Subes tación Transformadora, Centros de Transformación de los Ae rogeneradores y Circuitos de potencia internos del parque eólico marino.
- Puesta en Marcha de los Aerogeneradores
Las fases de instalación de Aerogeneradores, Torres Meteorológicas y Subestación Transformadora se simultanean con los trabajos de tendido de cables de potencia de los circuitos internos del parque eólico marino y los trabajos de construcción de la Línea de Evacuación, con el fin de optimizar, en todo momento, el tiempo de ejecución de las instalaciones.
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Figura 13.Aerogenerador y Torre Meteorológica instalados con plataforma jack-up.
Se utilizan embarcaciones especialmente diseñadas para estos usos, que podrán trabajar en condiciones climatológicas severas (plataformas tipo “jack-up) con patas extensibles que elevan la superficie de trabajo por encima del nivel del mar) de manera continua (varios turnos de trabajo durante las 24 horas del día), sin tener que volver a puerto en varias jornadas, por lo que deben estar convenientemente acondicionadas. Es obvio que se debe estudiar la climatología prevista en todo momento, para poder tomar decisiones “sobre la marcha” respecto a la planificación inicialmente proyectada. En los siguientes apartados se destacan, las posibles cimentaciones sobre el lecho marino español y los principales impactos ambientales que tiene un parque eólico marino por ser ésta una de las preguntas socialmente más demandadas.
3.3.1 Cimentaciones Se analizan dos tipos de cimentaciones teniendo en cuenta las profundidades de la placa española. Estas son: -Monopilote, hasta 30 metros de profundidad -Estructura tipo “jacket”, a partir de 30 metros de profundidad El monopilote es fácil de diseñar y fabricar, por lo que consecuentemente tiene un bajo ratio en cuanto a precio por tonelada se refiere. Los “jackets”, comparten la idea principal de proporcionar un ahorro importante de material, aunque tienen una mayor complejidad técnica de diseño, fabricación e instalación.El “jacket” minimiza cargas hidrodinámicas y de empuje de hielo, aunque parece que este tipo de cargas no son anormalmente altas.
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La forma en que transmiten los esfuerzos son distintos, los monopilotes transmiten las fuerzas al suelo por flexión, los jackets y trípodes descomponen los momentos en pares de fuerzas, que se transmiten al suelo como esfuerzos de tipo axial. Esto último supone una ventaja en suelos blandos. Un estudio detallado de la Universidad de Hannover (presentado en la Offshore Wind Conference de Copenague en 2005) compara la viabilidad de tres tipos de estructuras, dos multipilotes (jacket y tripod), frente a los monopilotes atendiendo a varios factores:
Figura 14.Tabla estudio de tipos de cimentaciones
El resultado por tanto, sitúa al monopilote como la solución preferible, atendiendo a un gran número de variables, ya que tiene una puntuación de 48 puntos frente a la de tipo jacket que puntúan 36. Respecto al coste económico, depende de tres factores: -Costes de materiales
-Costes de fabricación -Costes de instalación
Tomando los costes del acero como constantes para todos los tipos de cimentación, se puede decir que los costes de fabricación y de instalación de los monopilotes son muchos más bajos. De todos modos, se podrá estudiar para un proyecto la solución óptima teniendo en cuenta los estudios sobre la zona de implantación de:
-Campañas batimétricas, geofísicas y Geotécnicas -Estudios de oleaje, niveles, corrientes y efectos erosivos.
• Monopilote:
Es una estructura metálica tubular (5-6 metros de diámetro para este caso) construida a parir de chapas de acero (de más de 50 mm de espesor, variable con la longitud, para estos casos). Estas chapas son dobladas y soldadas formando
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pequeños tramos cilíndricos, denominadas virolas, que una vez unidos entre sí, darán lugar al monopilote.
Figura 15.Monopilote
Se trata de la cimentación más simple que existe para este tipo de escenarios,, la que menos espacio del lecho marino ocupa, su fabricación en serie es sencilla, presenta poca sensibilidad a la socavación/erosión producida por las olas, corrientes y mareas, y apenas si necesita de preparación previa del terreno, por lo que se reducen los números de operaciones durante su instalación. Durante su instalación, será hincado al lecho marino, transmitiendo al suelo todas las cargas que soporta la estructura, por medio de la presión lateral que ejerce el terreno. Para su instalación se utilizan distintas técnicas en función del suelo marino: -Dirigido. La composición del suelo no presenta estratos duros, de tal manera que el monopilote se hinca al suelo por medio de un martillo neumático, situado en la plataforma tipo “jack-up”, o barcos similares.
Figura 16.Monopilote instalado con martillo neumático
-Perforado. La composición del suelo es de tipo rocoso, de tal manera que se realiza una camisa en el lecho marino (con un útil de grandes dimensiones), donde se coloca el monopilote. Seguidamente, se llena por bombeo la cavidad existente entre el lecho rocoso y el monopilote con un mortero de alta resistencia
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indicado para este tipo de instalaciones marinas. Antes del curado, se nivelará la cimentación, con lo que se evitará tener que utilizar la pieza de transición, a diferencia de otros casos (dirigido y mixto).En una última fase, se instalaran la escalera de acceso, plataforma y zona de atraques, ya que si se realiza en proceso de hincado con estos elementos previamente instalados habría serias posibilidades de que resultasen dañados. Además, el monopilote tendrá una brida en la parte superior sobre la que se colocará el primer tramo de la torre del aerogenerador.
Figura 17.Monopilote instalado con martillo neumático
-Mixta. La composición del suelo presenta algunos estratos duros, que impiden la hinca en algunas fases. De tal manera, que se combinará la técnica de hincado con martillo neumático, con la técnica del perforación, que utilizará un útil para este propósito (Fly drill) consistente en una broca que descenderá por el interior del monopilote perforando los sustratos más duros.
Figura 18.Esquema de funcionamiento del sistema Fly Drill
En la siguiente fase se instalará una pieza de transición que encamisará la parte superior del soporte (dirigido y mixto). Este proceso se realizara mediante la aplicación de un mortero de alta resistencia, especialmente diseñado para este tipo de aplicaciones offshore. Para ello, el monopilote y la pieza de transición recibirán un tratamiento de elementos de al menos 1,5 veces el diámetro exterior del monopilote, aunque un estudio detallado del conjunto cimentación-aerogenerador nos permitirá detallar la longitud exacta de “solape” entre el monopilote y la pieza de transición que garantice la seguridad de la unión a lo
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largo de toda la vida útil de la instalación. El denominado proceso de “grounting” o instalación del mortero de alta resistencia se realizará en cuatro fases (3-4 horas):
-Nivelado de la pieza de transición -Sellado de la parte inferior de la unión del monopilote y de la pieza de transición -Bombeo del mortero en la cavidad entre el monopilote y la pieza de transición, a través de tres orificios existente en la propia pieza de transición. -Curado del mortero.
La pieza de transición, es el elemento que comunicará todos los esfuerzos del aerogenerador al monopilote, por lo que es preferible que la unión entre la estructura y la pieza de transición se mantenga fuera de la zona de batida.
Figura 19. Esquema de instalación de mortero de alta resistencia (grounting)
La pieza de transición constará de una brida en la parte superior (conexión de la torre del aerogenerador), plataforma con barandilla de seguridad, luces de balizamiento, bocinas sonoras, elementos de sujeción de las protecciones laterales (también utilizado para el atraque de las embarcaciones) y sirga de seguridad, y de un recubrimiento superficial anticorrosión. La mayoría de estos elementos se instalaran en el propio emplazamiento, aunque se tratarán de minimizar este tipo de operaciones siempre que sea posible.
Figura 20. Preparación de piezas de transición en puerto.
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• Estructura tipo jacket:
El segundo tipo de cimentación proyectada estará compuesta de una estructura metálica tubular multipilote tipo jacket, directamente unida a un pequeño monopilote (mediante soldadura) o pieza de transición/acople con la torre del aerogenerador, y que se apoyará en el suelo sobre cuatro patas, todo ello en acero. Las patas tendrán unidas unas secciones tubulares que actuaran como camisa exterior superficial para la instalación de monopilotes de pequeño diámetro, que se fijaran al lecho marino. Las estructuras tipo jacket se utilizan desde hace tiempo en profundidades superiores a los 400 metros y presentan un excelente comportamiento en este tipo de escenarios. Además su fabricación se puede implementar fácilmente en talleres de calderería tradicionales, o incluso astilleros.
Figura 21. Cimentación tipo jacket
Para su implantación, se deberá transportar la estructura hasta la posición seleccionada para la implantación del aerogenerador, donde será situada sobre el lecho marino con la ayuda de grúas de gran tonelaje. La fijación de la estructura al lecho marino, se realizará a través de monopilotes situados en las secciones tubulares existentes en cada una de las patas de la estructura. Su instalación similar a la descrita para el monopilote, dependerá en cada caso de la composición del fondo marino (dirigido, perforado o mixto). Durante la instalación de los monopilotes se realizará la nivelación final de la
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estructura. Una vez instalados los cuatro monopilotes, se podrán aplicar distintos métodos para garantizar la unión entre los monopilotes y la estructura:
- Aplicación de un mortero de alta resistencia especialmente diseñado y testado para aplicaciones submarinas que actuará como unión entre la sección tubular de la estructura y el monopilote.
- Métodos mecánicos que aseguren la unión estructura-monopilote La estructura se conectará a la torre del aerogenerador, a través de una pieza de transición, cuya instalación será similar a la anteriormente citada. Las sujeciones para las protecciones de los cables de potencia se situaran sobre la misma estructura, hasta la zona en la que entran dentro de la sección tubular. A partir de este punto, las sujeciones se encontrarán en la parte interior de la sección tubular, por donde transcurrirán los cables de potencia hasta alcanzar la base de la torre a través de la pieza de transición.
Figura 22.Pieza de transición
3.3.2 Principales impactos medioambientales potenciales asociados a la construcción y funcionamiento del parque Una vez realizados todos los estudios previos, se dispondrá de un análisis de impactos, que permitirá que cuando el impacto de una acción rebase el límite admisible establecido, se prevean las medidas protectoras y correctoras que lo reduzcan a un nivel inferior a dicho umbral. Si ello no es posible y resultan afectados elementos ambientales valiosos, se debe recomendar la supresión de dicha acción, y en el caso de que sea posible, su sustitución por otra de menor impacto. A continuación se describen los impactos más destacables que se pueden generar por los aerogeneradores, la Subestación Transformadora del parque, las conexiones de aerogeneradores y la Subestación Transformadora y el tramo marino de la línea de evacuación. Estos en el Estudio de Impacto Ambiental deben ser analizados de forma más detallada.
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• Impacto ambiental en el medio marino
Impacto sobre el fondo marino
- ALTERACIÓN DE LA ESTRATIGRAFIA LOCAL Las diferentes actuaciones necesarias para la instalación de las torres de los aerogeneradores, asi como de otros dispositivos auxiliares y el tendido de cables, generan un impacto sobre la estratigrafía local. En condiciones normales esta afección queda reducida a los primeros perfiles del lecho, sin llegar a afectar significativamente a la geología local. Durante la fase de desmantelamiento, dependiendo de las técnicas utilizadas en la remoción de las cimentaciones, puede ampliarse el ámbito de afección a la estratigrafía.
- ALTERACIÓN DE LOS PROCESOS GEOMORFOLÓGICOS Como consecuencia de las actividades de movimientos de tierra, derivadas de la instalación de cimentaciones y otros dispositivos, puede llegar a producirse una alteración significativa de la geomorfología local si la disposición de materiales se realiza de forma inadecuada. Otro efecto a considerar sobre los procesos geomorfológicos es el relativo a la propia presencia de los aerogeneradores y su influencia, también, sobre las corrientes marinas y el oleaje. A priori, la presencia del parque modificará la energía del oleaje y generará una difracción sobre éste y las corrientes, por lo que podría inducir modificaciones a largo plazo en la morfología local
- ALTERACIÓN /MODIFICACIÓN DEL LECHO MARINO Tal y como se ha comentado en la afección sobre la estratigrafía local, de nuevo los procesos constructivos para la instalación de las cimentaciones, cableado y otros dispositivos generarán un impacto sobre la edafología local por remoción del suelo marino. A estos procesos deben sumarse los derivados de las propias técnicas constructivas, generalmente basadas en la utilización de plataformas que se asientan sobre el fondo y que por tanto, contribuyen al impacto total. Mas que la propia pérdida del suelo marino, los principales impactos derivados de estas actuaciones son los de movilización de sedimentos y la desaparición de una parte del biotopo que constituye el fondo marino, lo que podría tener influencia sobre las comunidades animales y vegetales que lo habiten o que puedan ser afectadas por la deposición de sedimentos. En otros casos, la remoción de suelo facilita la movilización de contaminantes depositas, pudiendo dar lugar de forma sinérgica a una disminución de la calidad de las aguas.
- CONTAMINACIÓN DEL LECHO MARINO En relación con los riesgos existentes durante la ejecución de cualquier proyecto constructivo, en este caso debe considerarse la posibilidad de contaminar el lecho marino con derrames de combustibles o aceites procedentes de embarcaciones y maquinaria utilizada durante la construcción. Posteriormente, durante la fase de funcionamiento, este riesgo debe ser considerado debido fundamentalmente a la presencia de la subestación transformadora “offshore” y a la posibilidad de accidente de las embarcaciones dedicadas al mantenimiento del parque.
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En el caso de la fase de cierre de la instalación, el riesgo existente es similar al comentado en el caso de construcción. Sin embargo, y para cualquiera de las fases consideradas, debe mencionarse que se considera que el impacto relativo a la contaminación del lecho marino será mínimo si se adoptan las correspondientes medidas protectoras. Finalmente comentar la posibilidad de generar una contaminación de suelos por remoción de otros en lo que se encontraba depositado un contaminante. Impacto sobre el aire
- RUIDO AEREO
Además de los ruidos producidos durante la fase de construcción y desmantelamiento cuyo efecto es claramente temporal, existen otros generados durante el funcionamiento del parque, como son los ruidos de rotación de las palas y el de los mecanismos internos de la góndola y de la torre. Por otro lado, estos movimientos darán lugar a vibraciones que se transmitirán tanto en el medio aéreo como marino. Por lo que se refiere al medio aéreo, se deberán considerar los efectos relativos a. -perturbación de las aves -Molestias de la población. Disminución de la aceptación social si el ruido alcanza la costa, algo que puede resultar muy improbable dada la distancia a que habitualmente se sitúa un parque eólico marino.
- CALIDAD DEL AIRE/AHORRO DE EMISIONES Si bien durante la fase constructiva se producirán ciertas emisiones procedentes de la maquinaria utilizada, el efecto producido será poco significativo y claramente temporal, siendo ampliamente compensado por el ahorro de emisiones obtenido durante el funcionamiento del parque eólico marino. La producción de electricidad mediante energía eólica no supone una emisión alguna de gases a la atmosfera, salvo en el caso de que se consideren los emitidos durante la fabricación de los aerogeneradores y la construcción/desmantelamiento. Por lo tanto el aprovechamiento de la energía eólica supone un ahorro en la emisión de gases de efecto invernadero en relación a otras formas tradicionales de generación eléctrica. Por este motivo, puede afirmarse que, considerando la posibilidad de sustituir fuentes de energía contaminantes por parques eólicos, la presencia de un PE marino puede generar un impacto positivo en la calidad del aire.
- CONTAMINACIÓN LUMÍNICA Con el fin de reducir el riesgo de colisión de embarcaciones y aviones, se utilizan diversos medios de señalización en los Pe marinos, entre los que se encuentra la colocación de balizas luminosas en la parte superior de los aerogeneradores. Suele ser una medida sujeta a normativa, que se aplica de la misma forma que en edificaciones altas o PEs terrestres. Como consecuencia de ello, se produce cierto impacto de contaminación luminosa que afecta al paisaje costero nocturno, y que fundamentalmente dependerá del número de aerogeneradores y su disposición y distancia en relación a los posibles observadores.
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Impacto sobre el agua
- HIDROGRAFIA.ALTERACIÓN DE CORRIENTES MARINAS Los principales efectos de una posible alteración de las corrientes serán los debidos a la aparición de erosiones no previstas, transporte de sedimentos u otras sustancias hacia áreas no deseadas y modificación en los parámetros morfológicos locales. En el caso de no producirse modificación en las corrientes, igualmente su estudio permitirá definir ciertos parámetros constructivos para evitar erosiones y descalces en las cimentaciones, asi como el cálculo de las trayectorias de los sedimentos y sustancias movilizadas. Dentro de los aspectos hidrográficos, destacar además la influencia sobre el patrón de oleaje que genera la colocación de obstáculos. El efecto se traduce en una disminución de la altura de las olas debido a una disminución de su energía por la presencia de obstáculos
- ALTERACIÓN DE LA CAIDAD DEL AGUA POR SEDIMENTOS PROCEDENTES DE LA EXCAVACIÓN DE CIMENTACIONES E INSTALACIÓN DE LA LINEA ELECTRICA.
La construcción de las cimentaciones que conlleva la preparación del lecho marino, su excavación y otras actividades, asi como las operaciones llevadas a cabo para enterrar, en su caso, la línea de evacuación, genera la formación de una nube de sedimentos que puede afectar a un área más o menos extensa. Lo mismo ocurre durante el desmantelamiento. La nube de sedimentos se dejará notar sobre las comunidades bentónicas sobre las que se depositarán tras el transporte. Sin embargo, el impacto será temporal y finalizará al acabar la construcción o el desmantelamiento.
- ALTERACION POR LA CALIDAD DEL AGUA PRODUCIDA POR VERTIDOS (PROCEDENTES DE EMBARCACIONES, AERONAVES, TURBINAS,ST..)
Uno de los principales impactos que podría producirse es el de vertidos al mar producidos por accidentes ocurridos durante la construcción, operación o desmantelamiento. El efecto del vertido sería la contaminación del medio marino en el entorno del vertido, asi como a lo largo del medio por el que se desplace. Tendría por tanto un impacto, al disminuir la calidad del agua, sobre la fauna y flora marina, y en su caso costera, asi como en los aspectos socioeconómicos relacionados con la calidad del medio marino (pesca, turismo..) Las sustancias que potencialmente podrían ser vertidas son: -Aceites procedentes de las turbinas y ST -Aceites, carburantes y otras sustancias procedentes de embarcaciones o helicópteros en su operación normal o accidentada. En el cado de vertidos durante la operación normal de las embarcaciones utilizadas durante la construcción, mantenimiento o desmantelamiento, el impacto no será de gran importancia considerando los valores normales. En cambio, en caso de accidentes, la magnitud del impacto podría moverse en un amplio rango.
- IMPACTO GENERADO POR EL CALOR Y EL CAMPO ELECTRICO Y MAGNETICO PRODUCIDO EN TORNO A LA LINEA ELECTRICA DE EVACUACIÓN
Uno de los aspectos habitualmente considerados es el posible efecto producido por los estos campos sobre los mamíferos marinos que utilizan el campo magnético terrestre para guiarse en sus desplazamientos, ya que un campo
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magnético extraño podría desorientarlos en su migración y en sus desplazamiento s a zonas de cría o alimentación. Adicionalmente, se debe analizar el impacto que produciría sobre los instrumentos de navegación de las embarcaciones que se encuentren en las proximidades. Impacto sobre el medio biológico Impacto sobre la avifauna
- ALTERACION/ELIMINACIÓN DEL HABITAT
En primer lugar hay que considerar la alteración o disminución de hábitat por la ocupación que tiene lugar por las embarcaciones y maquinaria (gruas,plataformas,etc…), asi como los efectos derivados por la construcción (eliminación de invertebrados marinos, alteración del lecho marino, aumento de la turbidez del agua,etc..) Durante el funcionamiento del PE marino, entre los impactos a considerar sobre la avifauna, tanto en las poblaciones locales como en las especies migratorias, se encuentran la alteración o eliminación del hábitat. Por otra parte, las estructuras de las cimentaciones proporcionan un nuevo sustrato que puede ser colonizado por diversos invertebrados (moluscos,bivalvos,poríferos,equinodermos,crustáceos,etc..) y plantas, actuando entonces como arrecifes artificiales. Esta regeneración del área que previamente había sido degradada puede suponer un hábitat adecuado para diversas especies de peces, y con ello, una nueva zona de alimentación de aves.
- RIESGO DE COLISION En lo que respecta al riesgo de colisión de la avifauna con los aerogeneradores, se acepta de manera general que las aves en vuelo detectan la presencia de éstos con antelación y los evitan, bien modificando el rumbo o modificando la altura de vuelo. La presencia de los aerogeneradores podrá generar afecciones y cambios en las rutas migratorias y las poblaciones de aves del entorno, esto habría que estudiarse con detalle durante el desarrollo de los estudios a realizar. Impacto sobre los bentos y plancton Durante la construcción las afecciones sobre el plancton y el bentos que pueden tener lugar son las relativas a la eliminación directa de organismos y la eliminación del hábitat.
- ELIMINACION DE BIOCENOSIS La desaparición de organismos tiene lugar, de forma directa, en las zonas afectadas por las tareas constructivas. Se deberán considerar en su caso los efectos indirectos.
- MODIFICACION DEL HABITAT La alteración o eliminación del hábitat se debe a la posible alteración de la calidad del agua como consecuencia del aumento de los sedimentos en suspensión y posterior deposición en el lecho marino, a resultas de las tareas de dragado y
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excavación para la cimentación de los aerogeneradores, asi como la apertura de las zanjas para el enterramiento de los cables eléctricos. En la fase de funcionamiento se producirá un cambio o modificación del hábitat por la presencia de la nueva estructura sobre el lecho marino. Esta estructura puede modificar el régimen de corrientes y sedimentación lo que a su vez puede ser colonizada por especies típicas de sustratos duros. El área perimetral del PE constituirá una zona de inclusión para la flota pesquera de arrastre, por lo que con ello se evitarán las afecciones sobre el lecho marino y la destrucción de comunidades betónicas que en situación normal, producen las redes de arrastre. En este sentido, tanto la disponibilidad de nuevos sustratos que pueden ser colonizados por diversos organismos como la desaparición de las agresiones derivadas de la actividad de la flota de arrastre supondrán un cambio en la diversidad biológica de estas zonas, al menos mientras el PE permanezca en operación. Impacto sobre las poblaciones piscícolas
- ELIMINACION DE EJEMPLARES
Atendiendo a las fases consideradas, durante la construcción uno de los impactos que se producen sobre la ictiofauna es la eliminación de ejemplares. Para el caso de las etapas de desarrollo juveniles y fases inmóviles (larvas), el impacto derivado de la deposición de sedimentos sobre el sustrato deberá ser considerado.
- ALTERACION DE HABITAT Y COMPORTAMIENTO Las tareas de construcción suponen un aumento de las partículas y sedimentos en suspensión en el medio. Igualmente las labores de dragado, perforación y transporte de materiales implican un aumento de los niveles sonoros y vibraciones procedentes de la maquinaria empleada. Durante la fase de funcionamiento, las principales afecciones a considerar serán la alteración del hábitat y su comportamiento debido a la presencia de cimentaciones, y a la emisión de ruidos y vibraciones por el movimiento de las palas. La presencia de las cimentaciones, supone la principal modificación respecto a las condiciones iniciales, ya que abre la posibilidad de nuevas superficies que pueden ser colonizadas por distintos tipos de organismos. El aumento de niveles sonoros por la rotación de las palas y las vibraciones procedentes de las cimentaciones pueden transmitirse por vía aérea y subacuática, provocando un impacto sobre la ictiofauna.
- CREACION DE NUEVOS HABITAT Como ya se dijo anteriormente, las cimentaciones actúan como arrecifes naturales que ofrecen buenas condiciones de vida para comunidades betónicas y piscícolas. Esto constituirá nuevas aéreas de alimentación para los mamíferos marinos y las aves.
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- ELIMINACION DE NUEVOS HABITATS Durante el desmantelamiento, al eliminar las cimentaciones, se eliminaran los hábitats generados, sinérgicamente esto producirá impactos sobre las poblaciones de aves y cetáceos, y sobre la pesca. Impacto sobre los mamíferos marinos
- ALTERACION/ELIMINACION DEL HABITAT
Durante las fases de construcción y desmantelamiento se producirá una alteración del hábitat por ruidos y vibraciones procedentes de maquinaria. Será necesario estudiar los efectos que estas alteraciones puedan tener sobre las poblaciones de delfines y cetáceos que puedan existir en la zona, en particular durante los trabajos de perforación. En la fase de funcionamiento se deberá considerar la alteración o eliminación del hábitat por la construcción y presencia del PE, y la alteración del hábitat por la emisión de ruidos y vibraciones.
- ALTERACION DEL COMPORTAMIENTO En la construcción, la presencia de las embarcaciones y las estructuras auxiliares en la zona, asi como la propia naturaleza de los trabajos efectuados (fundamentalmente la perforación) dará lugar a la modificación del comportamiento principalmente debido al ruido producido. También durante el funcionamiento, deberá estudiarse el efecto producido por las vibraciones existentes como consecuencia del movimiento de las palas y los elementos mecánicos de los aerogeneradores.
• Impacto socioeconómico y paisajístico
Impacto sobre el paisaje marino La explotación física de los aerogeneradores, con torres que pueden llegar a tener varias decenas de metros y el movimiento de rotación de las palas, constituyen elementos que resaltan la percepción de un paisaje dominado por la horizontalidad. Impacto sobre cables y oleoductos submarinos La construcción de las cimentaciones y la instalación de los cables en el lecho marino, podría afectar accidentalmente determinadas infraestructuras, como oleoductos, gasoductos y cables submarinos. La línea eléctrica de evacuación, en tierra podría interferir con infraestructuras próximas a la costa (jaulas de acuicultura en mar, por ejemplo) u otras localizadas en las zonas de interfase mar/tierra. En cualquier caso dichas afecciones pueden ser fácilmente evitadas en la fase de diseño del proyecto y/o con la adopción de medidas correctoras en la fase de construcción. Impacto sobre el patrimonio arqueológico Pueden generarse impactos indirectos debidos a las alteraciones de las corrientes o a otros fenómenos de erosión/sedimentación, provocados por la presencia del
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PE. Estas alteraciones pueden afectar el estado de conservación de elementos patrimoniales conocidos, situados en las proximidades, u originar el descubrimiento de nuevos elementos. Se deberá analizar de forma detallada este impacto, incluyendo la realización de prospecciones arqueológicas previas en la zona de implantación para evitar la afección a este elemento. Impacto sobre la navegación marítima y aérea Existen los siguientes riesgos a considerar asociados a este elemento por la presencia del PE: -Colisión de embarcaciones utilizadas en el transporte de materiales y los procesos constructivos. -Colisión de embarcaciones con los aerogeneradores resultantes de errores de navegación o arrastre de corrientes y vientos de embarcaciones a la deriva. -Colisión de aeronaves con aerogeneradores. Impacto sobre el sector pesquero La presencia del PE puede tener efectos negativos sobre la pesca. -Efectos directos, comunes a todas las actividades de navegación (obstáculo, riesgo de accidente, interferencia de comunicaciones) -Efectos indirectos, resultantes de la eventual afección de los recursos. Durante el funcionamiento la pesca de arrastre está prohibida en el interior del parque, si bien se deberá estudiar la posibilidad de realizar pesca artesanal de otro tipo dejando un área de seguridad en torno a cada una de las posiciones de los aerogeneradores.
3.4 Operación y Mantenimiento La tercera fase será la de operación y mantenimiento. Se persigue el diseño de una instalación lo mas autónoma posible, debido a lo costes y dificultoso de las operaciones de mantenimiento en el medio marino. De hecho la operación de la misma se debe hacer en régimen de abandono, telecontrolada desde un centro de control y operaciones. Es por esto, que en una fase anterior ha de preparase un programa de mantenimiento de la instalación a lo largo de toda su vida útil, donde se definirán los diferentes procedimientos a utilizar en las Operaciones de Mantenimiento Preventivo, Predictivo y Correctivo. Los objetivos de esta fase son:
Objetivos
- Garantizar la vida útil de las instalaciones - Maximizar ingresos - Minimizar costes - Seguridad
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- Medio ambiente Pilares:
- Operación local y mantenimiento - Operación remota - Servicios técnicos de explotación
La explotación es el conjunto de actividades que se desarrollan tras la instalación de los mismos hasta el final de su vida útil y que tienen el objetivo de conseguir la mayor producción energética con el mínimo coste asociado, también tiene como objetivo garantizar, en la medida de lo posible, la disponibilidad de la instalación, haciendo especial hincapié en todo lo relativo a la Seguridad en las Operaciones de Mantenimiento de este tipo de instalaciones “offshore”.
3.4.1 Operación Remota Según el RD661/2007, de 25 de Mayo, artículo 18, apartado D: “Todas las instalaciones de régimen especial con potencia superior a 10MW, deberán estar adscritas a un centro de control de generación, que actuará como interlocutor con el operador del sistema, remitiéndole la información en tiempo real de las instalaciones y haciendo que sus instrucciones sean ejecutadas con objeto de garantizar en todo momento la fiabilidad del sistema eléctrico”. Así mismo indica que “la obligación de adscripción a un centro de control de generación será condición necesaria para la percepción de la tarifa o, en su caso, prima establecida en el presente real decreto [….] o la opción de venta elegida fuera la venta a tarifa regulada, el incumplimiento de esta obligación implicaría la percepción de un precio equivalente al precio final horario del mercado, en lugar de la tarifa”. Para el caso se resalta que Iberdrola ya dispone de un Centro de Operación para este tipo de activos, centro de su propiedad.
3.4.1.1 Centro de Operación de Energías Renovables (CORE) El Centro de Operación de Energías Renovables (CORE), ubicado en Toledo, es una iniciativa pionera en el sector, tanto por la tecnología de vanguardia con la que está equipado como por su funcionamiento y alcance. El CORE es un centro de telecontrol, gestión y mantenimiento en tiempo real de todas las instalaciones de generación de energías renovables. Fue puesto en marcha en julio 2003 con el objetivo de optimizar la gestión técnica de las instalaciones, así como su rendimiento económico, mejorando la calidad de la energía renovable suministrada por la red. El Centro de Operación de Energías Renovables da servicio a parques eólicos y centrales mini hidráulicas, las 24 horas del día, los 365 días del año.
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Básicamente supone la realización de todas las maniobras necesarias en los aerogeneradores y sus infraestructuras para maximizar la producción eólica, posibilitar el mantenimiento y velar por la seguridad e integridad de las instalaciones y las personas que trabajan en ellas. El Centro de Operación de Renovables recibe toda esta información y la presenta a los operadores de forma organizada y simplificada para que puedan detectar rápidamente averías o paradas y realizar un análisis a distancia. A partir del diagnóstico, se toman las decisiones oportunas para su solución: rearme por telecontrol o activación de retenes locales de operación o de mantenimiento. De esta forma, se reducen los tiempos de parada por averías y se aumenta la disponibilidad de las instalaciones.
Figura 23. Centro de Operación de Renovables – CORE
Fuente: http://www.iberdrolarenovables.es
3.4.2 Estabilidad Ante Huecos de Tensión El RD 661/2007, en el artículo 18 apartado E indica que: “Las instalaciones eléctricas están obligadas al cumplimiento de lo dispuesto en el procedimiento de operación PO 12.3 “Requisitos de respuesta frente a huecos de tensión de las instalaciones eólicas”, aprobado mediante resolución de 4 de Octubre de 2006 de la Secretaría General de Energía. El incumplimiento de este artículo implica igualmente una fuerte disminución de los ingresos de un parque eólico marino.
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Figura 24. Requisitos PO12.3
Los huecos e interrupciones breves de tensión son las perturbaciones que más importancia tienen, ya que afectan directamente a la continuidad del suministro eléctrico. A continuación, las definiciones:
- Hueco de tensión e un punto de red: Se tiene un hueco de tensión cuando una o más fases cae repentinamente por debajo del 90% y se recupera de un tiempo que puede oscilar entre 10ms y varios segundos.
- Interrupción breve de tensión: Cuando se tiene una caída de tensión en las tres fases durante un tiempo superior a 10ms e inferior a tres minutos (profundidad 100%).
Las causas más frecuentes de una interrupción o un hueco de tensión son las faltas en red. Los efectos más importantes que producen son anomalías en los sistemas de regulación de velocidad de las turbinas de velocidad variable. También se produce un calentamiento en las etapas de electrónica de potencia en los aerogeneradores. Pero ante esta situación hay una serie de puntos a tener en cuenta: Ante un cortocircuito en la red, situación que podría considerarse como habitual, es necesario contar con protecciones en el sistema eléctrico para que el resto de la red no se vea afectada. Con esto es necesario que los tiempos de reacción de tales protecciones sean muy cortos, del orden de las décimas de segundo, pues durante ese corto periodo, el sistema sufre el efecto negativo del cortocircuito, es
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así como una de las consecuencias puede ser la desconexión masiva de generación, ésta pérdida provoca un desequilibrio entre generación y demanda. El sistema tiene mecanismos para reequilibrar rápidamente generación con demanda (mediante la reserva rodante), siempre que el ratio de generación perdida respecto a la demanda no sea demasiado alto, pues en ese caso el desequilibrio no podría controlarse y se generaría un “Cero Nacional”. Así pues es necesario que todas las centrales de generación soporten los huecos de tensión. La tecnología eólica ha evolucionado y está centrando esfuerzos con el fin de contar con herramientas que permitan tener cierta estabilidad El sistema “Full Converter + chopper”, es un sistema que evita la perdida de generación ante cualquier tipo de falta en la red. El sistema “Full Converter“ se caracteriza por utilizar un convertidor total de potencia que aísla el generador de las perturbaciones de la red, así pues, un hueco de tensión no afecta directamente al generador. En consecuencia no es necesario proteger el convertidor por el lado del generador. Pero en esta situación se sigue generando energía que no es vertida a la red, luego es necesario la utilización de un chopper que disipe tal energía.
3.5 Desmantelamiento y Reciclado La cuarta y última fase es la de Desmantelamiento y posterior Reciclado de los materiales. Esto sucederá al final de la vida útil de la instalación proyectada, y se debe realizar de acuerdo a un plan redactado en las fases anteriores. Se debe hacer especial hincapié en el respeto por el medio marino, tratando de restituir en la medida de lo posible, las condiciones originales de la zona de implantación.
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4. DEFINICIÓN DEL PROYECTO OBJETO DE ESTUDIO
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4.0 Introducción Este proyecto de aerogeneración eléctrica offshore está concebido con el objetivo de aprovechar los recursos naturales del golfo de Cádiz, de una forma limpia, sostenible y con escasa o nula repercusión ambiental, estableciéndose como base del citado desarrollo, el aprovechamiento del enorme potencial eólico que presentan las áreas que circundan al Estrecho de Gibraltar. El Parque eólico estará compuesto por 60 aerogeneradores de 6 MW, lo que hace una potencia total de 360 MW. En primer lugar se hará una caracterización del emplazamiento elegido, el Golfo de Cádiz y se hará especial hincapié en la repercusión socioeconómica del proyecto.(Anexo 4.Selección del emplazamiento) En segundo lugar se hará la selección del aerogenerador y se delimitará la ubicación del parque eólico para lo que se tendrá en cuenta el estudio estratégico medio ambiental presentado por el Ministerio de Industria y Comercio de España. A continuación se presentarán las características generales del parque eólico y sus infraestructuras. Para finalizar, se presentarán las actividades a realizar y su duración.
4.1 Selección del emplazamiento
4.1.2 Características del Golfo de Cádiz Golfo de Cádiz, amplio entrante del océano Atlántico localizado al suroeste de la península Ibérica y comprendido entre el cabo de San Vicente, próximo a la ciudad meridional portuguesa de Sagres, y la punta de Tarifa, en el extremo meridional de la provincia de Cádiz. Se extiende a lo largo de 320 km en línea recta por las provincias españolas de Cádiz y Huelva y el distrito portugués de Faro, en la región del Algarve, y se comunica con el mar Mediterráneo a través del estrecho de Gibraltar. A él vierten sus aguas los ríos Guadiana, Odiel, Tinto, Guadalquivir, Barbate y Guadalete. Sus desembocaduras conforman estuarios, en los que las corrientes marinas han impedido la formación de deltas. La costa es baja, correspondiéndose con la parte inferior de la depresión del Guadalquivir, cuyos antecedentes los encontramos en el antiguo lago o albufera Ligustinus (citada ya en el siglo I por el geógrafo y escritor hispanorromano Pomponio Mela), que progresivamente se ha ido transformando en marismas, cerradas por arenas gordas en las que se han desarrollado dunas fijadas por bosques de pinos y eucaliptos. La estimación de energía eólica en el golfo de Cádiz es de 10.000 MW. Instalar parques eólicos marinos en esta región, supondría generar unos 4.000 empleos directos (0,4 empleos/MW) asociados a la operación y mantenimiento y 151.000 indirectos. (15,1 empleos/MW) asociados a la fabricación de los elementos necesarios y a la construcción.
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Figura 25.Tabla de empleos generados
Fuente: Informe de EWEA “Wind at Work”)
La energía generada por el tipo de emplazamiento offshore podría satisfacer:
• Las necesidades energéticas de un millón de andaluces. • Ahorraría quemar dos millones de toneladas de petróleo al año. • Elevaría la participación de las energías renovables en el sistema
energético español acercándonos así a cumplir Kyoto.
4.1.3 Consideraciones generales del emplazamiento en el Golfo de Cádiz. Según el estudio realizado por la Asociación de productores de energía renovable Andalucía puede liderar la implantación offshore y crear un sector productivo de futuro en una zona industrial en reconversión por las siguientes razones:
• La eólica “offshore” permite producciones destacadas y mayor calidad de la energía por su régimen de vientos, y es complementaria con la eólica terrestre.
• Andalucía cuenta con emplazamientos con alto recurso eólico. • Se prevé que el desarrollo de unos 500 MW offshore evitaría 1,5 millones
de toneladas de CO2 al año. • Impediría anualmente la quema de 1,15 millones de toneladas de carbón. • Ejercería el mismo efecto de depuración que el de 75 millones de árboles. • Esta región cuenta con una de las pocas zonas propicias en España para
la eólica offshore por la baja profundidad de su plataforma costera. • La distancia a la costa garantiza la práctica inexistencia de impacto visual
(muy superior a los parques offshore del Báltico).
4.1.4 Repercusión socio económica. El desarrollo de un proyecto offshore en esta zona, con medios radicados en la región, supondría:
• Creación de empleo directo e indirecto. • Situaría a Andalucía como referente mundial del desarrollo offshore. • El desarrollo offshore podría configurar un nuevo sector industrial en torno
a varias áreas de actividad como son: la fabricación de equipos eólicos, construcción e instalación del parque eólico, y otras actividades inducidas
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ya que por ejemplo se construirían en el área, plantas de ensamblaje de aerogeneradores etc.; estas plantas podrían ensamblar aerogeneradores de proyectos locales y a medida que crezca este boom de generación en el país, suministrar más adelante equipos para desarrollos offshore en otras partes de España y del mundo, por lo que lo que dinamizaría la economía.
• La eólica offshore podría compartir infraestructuras con la energía mareomotriz.
En la fase de promoción y construcción del parque los sectores que se verían beneficiados directamente con la creación de empleos serían:
• Construcción (Terminal operaciones, hormigón, estructuras). • Transporte y montaje. • Canalizaciones eléctricas.
4.1.5 Ubicación estratégica El Puerto de la Bahía de Cádiz agrupa, desde 1982, todas las instalaciones portuarias de titularidad estatal al servicio del comercio y la navegación existentes en el ámbito territorial de la Bahía y dispone de una amplia y completa oferta de servicios; desde los propios de un Puerto Comercial, industrial y pesquero hasta modernas instalaciones al servicio del deporte náutico y la navegación a vela. Estas instalaciones se distribuyen en los enclaves de: • Dársena de Cádiz-ciudad (contenedores, camiones ro-ro, cruceros y mercancía general). • Dársena de Cádiz-Zona Franca (mercancía general y gráneles líquidos y sólidos). • Muelle de La Cabezuela-Puerto Real (gráneles sólidos). • Dársena de El Puerto de Santa María (mercancía general y gráneles líquidos). Esta amplia gama de servicios y prestaciones habla por sí sola de la polivalencia y funcionalidad del puerto. Por lo que representa una ventaja significativa con respecto a los otros emplazamientos, ya que facilita el acceso de transporte a los barcos de montaje de los aerogeneradores que se instalarían en el mar, por sus múltiples vías opcionales de aproximación.
4.1.6 Impacto ambiental en la zona de Cádiz
Algunos argumentos que se esgriman en contra de la implantación de parques offshore en el Cádiz son los siguientes:
• Muchos opinan que este tipo emplazamiento acabaría con los recursos pesqueros de la costa de La Janda; sin embargo, nadie ha podido demostrar tal argumento, por lo pronto se conoce que sólo los proyectos que se alejaran de los caladeros tradicionales serían aceptables.
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• Respecto a las capturas de atún en almadraba, sólo el aumento de turbidez de las aguas en la implantación de los molinos tendría un impacto reversible.
• En relación a los impactos paisajísticos, un estudio de Sodean dejó medianamente claro que la simulación de la plataforma antieólicas era engañosa; sin desdeñar el impacto visual, a la distancia de 10 Km. los aerogeneradores se verían como un bolígrafo a 15 metros.
• La interferencia sobre las rutas migratorias de las aves será estudiada con detenimiento, de forma que no exista una incompatibilidad.
• En el caso de Dinamarca se realizaron dos experimentos, con los que se pudo comprobar que las aves se mantenían a una distancia segura de las turbinas y, por otro lado, que los rotores que giran, no las ahuyentaban de sus áreas de alimentación. Por lo que se llegó a la conclusión que los aerogeneradores marinos no tienen un efecto significativo en la vida de las aves acuáticas. Con lo que se espera que en el caso Español suceda de forma similar.(Anexo 4.Selección del emplazamiento)
Debido a las consideraciones generales, la ubicación estratégica, la repercusión socioeconómica y la planificación de infraestructuras en la red de transporte, se concluye que el lugar indicado para el parque offshore que se pretende promocionar es el Golfo de Cádiz .
4.2 Elección del aerogenerador
Figura 26 Parque Eólico en Dinamarca
Teniendo en cuenta el análisis presentado previamente en relación a la selección del emplazamiento es necesario tomar las principales variables que permitan hacer una selección de los diferentes componentes del parque eólico, a continuación se presenta una tabla con la relación de los puntos más relevantes:
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Tabla 10. Datos técnicos principales del parque Parámetro Valor
Velocidad media del viento (Golfo de Cádiz) 9 m/s
Densidad del aire media anual 13 Kg/m 3
Profundidad media 18m El aerogenerador es el equipo crítico pues de éste depende la productividad del parque y en gran parte la viabilidad del proyecto. Para este proyecto se ha seleccionado el aerogenerador de 6 MW de potencia unitaria de ENERCON. Es la máquina eólica terrestre de más potencia fabricada hasta ahora, podría ser el prototipo a seguir para la generación en mar. A continuación se presenta un análisis más detallado del aerogenerador seleccionado: Enercon E-126 - 6MW Se presentan las principales ventajas y desventajas de esta máquina, en la Figura 27 se pueden apreciar algunas fotografías del aerogenerador Enercon E-126.
Figura 27. Fotografías Aerogenerador Enercon E-126
Fuente: http://www.enercon.de Principales Ventajas:
- Buena potencia unitaria, actualmente es el aerogenerador de mayor potencia que se puede encontrar en el mercado, condición que permite contar con una economía de escala.
- Es una versión mejorada de su antecesor el aerogenerador Enercon E-112, el cual tenía el mismo poder de generación unitario (6MW) pero el diseño del E-126 contiene muchísimas innovaciones frente al E-112, éste es más eficiente en la conversión del movimiento en energía eléctrica, además, por
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un lado se tiene que esta última versión es de mayor altura (135 m, 13 m más alto), condición que permite conseguir vientos altos y más rápidos, y por otro lado con esta nueva máquina se tiene un mayor aprovechamiento de los mismos gracias a al nuevo diseño del rotor y de las aspas.
- Cuenta con un diseño único para facilitar su transporte, cualquier camión la puede transportar ya que es posible dividirla en gran cantidad de secciones que pueden ser transportadas por separado.
Principales Desventajas
- Es una máquina relativamente nueva (incertidumbre futura).
Tabla 11. Principales datos técnicos del aerogenera dor Enercon E -126 - 6MW
Altura (m) 135
Diámetro rotor (m) 126 Altura total (m) 198 Nivel de Distribución de tensión interna (KV)
30
Velocidad de arranque (m/s)
3,5
Velocidad nominal (m/s) 7,7
Área de Barrido (m2) 12.469
4.2.1 Otras Especificaciones Técnicas del Aerogenerador Para el aerogenerador E-126, se tiene la siguiente información:
- Torre: Tiene una longitud aproximada de 135m, formada por tramos unidos por bridas, la torre incluye un elevador automático interior para dos personas y elementos de paso y fijación de cableado. En la parte inferior se alojan sobre una rejilla el convertidor de frecuencia y el centro de transformación, además incluye una puerta que comunica con el exterior.
- Góndola/Nacelle: Funciona a frecuencia y tensión variable.
De igual forma la energía generada por el generador pasa al convertidor de frecuencias a través de un rectificador y un circuito de corriente continua. Con ello se garantiza que la producción cumpla con la normativa de red que regula. Posteriormente el transformador se ocupa de convertir la potencia generada a baja tensión a la red de salida del aerogenerador, para el caso esta tensión es de 33KV, que a través de los cables submarinos de media tensión irá a pasar a la subestación marítima. Finalmente la energía saldrá por la línea de evacuación y se verterá a la red en la subestación de REE.
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4.3 Delimitación del Parque Eólico Después de haber seleccionado la zona geográfica de ubicación del parque y de seleccionar el aerogenerador a instalar es necesario plantear la delimitación del parque eólico, para esto se tendrá en cuenta el estudio estratégico medio ambiental presentado por el Ministerio de Industria y Comercio de España, la zona correspondiente a la zona del golfo de Cádiz es la zona 15.
4.3.1 Distancia mínima permitida desde la costa Se hace referencia a la distancia mínima en la que se puede empezar a construir el parque sin que este afecte de forma considerable el paisaje turístico. El Informe de Sostenibilidad Ambiental y Estudio Es tratégico Ambiental del litoral español para la instalación de parques eóli cos marinos en su página 30 contempla: “4.2.6. Paisaje: Es importante considerar la percepción que se puede tener a efectos de alteración del paisaje sobre la visibilidad de los parques eólicos marinos desde la costa. Se entiende por paisaje cualquier parte del territorio, tal como es percibida por las poblaciones, cuyo carácter resulta de la acción de factores naturales y/o humanos y de sus interrelaciones (Art.2 del Convenio Europeo del Paisaje). Dada la curvatura del horizonte y la óptica del entorno marino, estos efectos pueden llegar a ser mínimos, pero no por ello deben ser despreciados para su análisis. Asimismo, determinadas actividades turísticas realizadas en el medio marino podrían verse afectadas por la presencia en el paisaje de parques eólicos marinos.” Para el caso y tomando como base el estudio estratégico medioambiental se tiene como limitante una banda de 8 kilómetros de distancia paralela a la co sta . En la figura 28 mostrada abajo, se presenta el mapa con la batimetría de la zona de Cádiz donde estaría en emplazamiento del parque:
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Figura 28 Área zona 15 – zona de instalación del parque eólico.
Fuente: Ministerio de Industria y Comercio
Figura 29 Área zona 15 – imagen satélite de la zona15
Fuente: Google Earth
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4.3.2 Profundidad Máxima Se tomará una profundidad máxima de 30 metros. Esta variable se torna importante pues está directamente relacionada con el tipo de cimentación. La ubicación de los parques eólicos en el mar exige una mayor complejidad constructiva, sobre todo en lo que se refiere a las cimentaciones de los aerogeneradores en aguas profundas. Las torres de los aerogeneradores requieren de una cimentación cuya dificultad y coste de construcción aumenta según el proyecto se va alejando de la costa o según aumenta la profundidad marina. Se utilizará el monopilote ya que es la opción más utilizada para aguas de profundidad media (hasta 30 metros).
4.4 Características Generales del Parque El Parque eólico estará compuesto por 60 aerogeneradores de 6 MW distribuidos en 6 líneas con circuito cada una. Para la ubicación de los aerogeneradores se ha tomado como criterio un espaciamiento horizontal de 6 veces el diámetro de cada máquina, así como para el espaciamiento vertical 4 veces el diámetro; luego una distancia horizontal aproximada de 504 metros y vertical de 756 metros.
Figura 30.Ubicación de los aerogeneradores
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Tabla 12. Características generales del parque Parámetro Valor
Potencia Nominal Aerogeneradores 6MW Número de Aerogeneradores 60 Potencia Total del Parque 360 MW Altura de Buje y Total 153m Distancia a costa, Aerogenerador más cercano y más lejano
8 – 11 Km.
Profundidad máxima 30m Potencia Bruta del Parque 1.069 GW/h Horas Equivalentes netas-año 2.970 Dirección predominante del viento E-O
4.5 Infraestructura Eléctrica En este punto se analizarán los temas relacionados con la infraestructura eléctrica, teniendo en cuenta el cableado de conexión entre aerogeneradores, la conexión del parque a la subestación, así como las líneas de evacuación y los equipos de control y comunicaciones.
4.5.1 Cableados MT de conexión entre torres con subestación La conexión a red de los parques eólicos marinos no constituye un problema en sí misma, ya que las tecnologías que se emplean son conocidas. Sin embargo, la optimización de estas tecnologías para emplazamientos marinos remotos será importante para asegurar una economía razonable. El cableado subterráneo que conecta los parques marinos a la red eléctrica principal es una tecnología muy conocida. Los cables submarinos tendrán que ser enterrados para reducir el riesgo de daños ocasionados por equipos de pesca, anclas, etc. Los aerogeneradores se han de conectar a través de circuitos submarinos de potencia, estos cables alojarán en su estructura los cables de fibra óptica necesarios para las comunicaciones entre los distintos equipos. El cable será elegido para cumplir sobradamente con las especificaciones requeridas, así como las condiciones del entorno en el que se ubica. En la llegada a las cimentaciones de los aerogeneradores, los cables se fijarán a la estructura y se conectarán con el interior de la torre. La conexión se adecuará a la cimentación tipo monopilote. Para la instalación del cable submarino se utilizarán las técnicas más avanzadas, como lo son “Jet plow”, que utilizan chorros de presión para levantar arena del fondo marino y, en una misma operación colocar el cable a una profundidad de 1 metro
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aproximadamente, después de esto el material del fondo se vuelve a depositar sobre el lecho marino cubriéndolo para su protección.
Figura 31. Instalación de cable submarino mediante la técnica Jet plow.
4.5.2 Centros de transformación en el Interior de los Aerogeneradores Cada torre incluye en su interior un centro de transformación de 33KV de tensión, además se contará con 4 centros de transformación de baja a media tensión, así como con la protección necesaria para conectar el generador eléctrico a la red del parque. El contar con estos centros de transformación servirá como equipo de respaldo en el momento en el que uno de los aerogeneradores, por razones de fallo o avería salga de servicio. Los componentes incluidos en cada centro de transformación de los aerogeneradores son:
- Convertidores de frecuencia. - Armarios de control y cuadro de protecciones de baja tensión y servicios
auxiliares. - Cuadro de transformadores incluyendo los transformadores de baja a
media tensión. - Celdas de media tensión
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Figura 32. Centro de transformación de Bajan a Media Tensión.
4.5.3 Subestación transformadora “offshore” La subestación será blindada de tipo GIS de doble barra y tendrá los siguientes elementos: Un sistema de 220KV, en el interior con celdas blindadas de aislamiento en SF6 en esquema tipo doble barra, incluyendo:
- Una posición de línea con interruptor. - Dos posiciones de transformador con interruptor. - Una posición de enlace de barras con interruptor. - Una posición de media tensión y puesta a tierra de barras.
Este diseño de doble barra permite una flexibilidad en la operación ante fallos en los equipos principales (barras, transformadores de potencia) o indisponibilidades por trabajos de mantenimiento. Cada posición de las arriba mencionadas incluirá los equipos de medida y protección necesarios para una operación de alta disponibilidad.
- Dos transformadores de potencia de 33/220KV cada uno con grupo de conexión yNd11. Estos equipos se ubicarán junto a la pared de las estancias dentro de unos cubículos delimitados por muros que harán de pantalla acústica y visual.
- Un sistema de 33KV en interior con celdas blindadas de SF6 con esquema de doble barra incluyendo:
o 16 Posiciones de línea. o Dos posiciones de transformador. o Dos posiciones de servicios auxiliares. o Dos posiciones de medida de tensión en barras. o Dos posiciones de partición y unión de barras. o Una posición de partición de barras (acoplamiento longitudinal). o Dos posiciones de enlace de barras (acoplamiento transversal).
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o Dos transformadores de servicios auxiliares de 33/0,42KV 250KVA instalados en el interior.
o Dos reactancias trifásicas de puesta a tierra de 500ª, 30segundos. Estas se conectarán en paralelo con los embarrados de 33KV. De los transformadores de potencia de 33/220V y su conexión se hará Zig-Zag.
- Un sistema de control de subestación y equipos de comunicaciones (UCS,UCPs y comunicaciones).
- Un sistema de control del parque. La parte superior de la subestación ha de incluir una plataforma-helipuerto dotada de todos los requerimientos para tal fin, así como una zona habitable dotada de un despacho, una sala de reunión/crisis y una sala de descanso y un aseo completo. Se contará con un sistema de recogida de agua lluvia para suministrar el aseo, así como un circuito de agua potable. El sistema de cimentación de la subestación ha de seguir los mismos criterios que los de los aerogeneradores.
Figura 33. Foto de una subestación Offshore
4.6 Evacuación Teniendo en cuenta las condiciones de ubicación del parque se considerará una línea de evacuación de 220KV. Por ahora, y supeditados a los avances de desarrollo de la red de transporte se tomará como punto de conexión la subestación de “Cádiz”.
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Figura 34. Zoom a la Red de transporte de energía eléctrica
Un punto a favor es el desarrollo de la red de transporte, REE está trabajando en el refuerzo, mallado y ampliación de la red peninsular con el objeto de ayudar a la evacuación de energía de los ciclos combinados, parques eólicos y en el suministro de la red ferroviaria de alta velocidad, situación que beneficia nuestro proyecto de promoción, ya que se nos facilita el acceso a la red.
4.7 Torre Meteorológica Se instalará una torre meteorológica marina en una ubicación representativa del parque eólico. Esta torre tendrá 100m de altura sobre el nivel del mar (altura de buje). La torre será normalmente de celosía, pero también podrá ser de sección troncopiramidal construida de chapa de acero al carbono y galvanizada en caliente, con tratamiento superficial adecuado al medio marino. En ambos casos
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la torre contará con soportes pararrayos y soportes de anemómetros en cinco niveles y de veletas en tres niveles, contando así mismo con sensores de redundancia. En la base se contará con un sistema de adquisición de datos con capacidad para recabar información de los diferentes sensores, el cual dispone de baterías y un generador fotovoltaico, que permite la operación de la estación meteorológica. La estación irá así mismo equipada con una baliza luminosa, un pararrayos para cumplir con la normativa vigente, y con el sistema de comunicaciones adecuado para transmisión de datos. El tipo de cimentación que se utilizará para la torre será monopilote.
Figura 35 Instalación de torre con plataforma jack-up
4.8 Duración de la actividad Se ha tomado el año 2008 como referencia para empezar las fases del proyecto para a partir del cual estimar la duración de las actividades. La planificación del presente proyecto detalla el programa de las actividades principales para la construcción del mismo su duración y la fecha de término (Anexo 5. Calendario Inversión) Selección del emplazamiento. Esta actividad da comienzo en julio del año 2008 y tiene una duración de 5 meses, donde se investiga las áreas según lo expuesto por el ministerio del medio ambiente y se analizan las condiciones marinas, velocidad del viento y conexión a red, así como la viabilidad de acuerdo a estas mediciones.
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Promoción En el caso de la promoción se siguen los lineamientos dispuestos en el Real Decreto 1028/2007 en el que se establece el procedimiento administrativo para la tramitación de las solicitudes de autorización de instalaciones de generación eléctrica en el mar territorial. Empieza en junio del año 2008 y tiene una duración de cuatro años. Ingeniería El análisis del recurso, la revisión de bases de diseño así como la elaboración de listas de equipos y planos necesarios para la construcción del parque están incluidos en esta actividad que tiene una duración de 2 años, comenzando en mayo del 2010 con la revisión de las bases para el diseño. Compras Reflejo de todos los materiales, equipos y servicios que necesitan ser adquiridos y que se llevan a cabo en un periodo de 2 años y cuatro meses, donde la compra del aerogenerador es considerada la actividad más crítica debido a su costo y se realiza en 17 meses a partir de mayo de 2010, considerando plazos de construcción y entrega proporcionados por el proveedor. Construcción Actividad con más peso del proyecto después de las compras, con una duración total de 17 meses. La construcción se realiza en dos periodos de tiempo, principalmente verano debido a las condiciones climatológicas que puedan afectarla en otros periodos, por ejemplo invierno. El inicio de esta actividad será en marzo de 2013, considerando como fases críticas la ejecución de las cimentaciones (Julio-Octubre / 2013) y el montaje de los aerogeneradores (Enero-Julio /2014). Operación Fase final del proyecto donde se realizarán las pruebas de funcionamiento, así como el control de documentación y activación de seguridad y accesos para posteriormente dar pie a la puesta en marcha definitiva.
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5. EVALUACIÓN ECONÓMICA Y FINANCIERA.
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5.1 Consideraciones Generales El objetivo de la evaluación es la obtención de elementos de juicios necesarios para la toma de decisiones de ejecutar o no el proyecto, respecto a las condiciones que ofrece dicho proyecto. En este apartado se hará un análisis completo de los instrumentos económicos del proyecto para finalizar con la obtención de los indicadores económicos como son el Valor Actual Neto y la Tasa Interna de Retorno, que permitirán evaluar la viabilidad de éste.
Tabla 13. Hipótesis Generales del Proyecto Concepto Cantidad Unidad Potencia unitaria 6 MW Nº Aerogeneradores 60 Potencia Parque 360 MW Fecha Puesta en Marcha septiembre/2014 Funcionamiento 2.970 horas equivalentes Inmovilizado- Parque 917.250 m Euros Inversión/MW 2.548 m Euros Producción 1.069.200 MWh Inflación 3% anual Meses amortización Inmov. Material 300 meses Plazo de cobro 60 días Plazo de pago 90 días Interés financiero 5,5% anual Coste deuda 5,5% anual Comisión de Apertura 1,00% anual Tipo Impositivo 30% anual
5.2 Inversión Para conocer el monto total de la inversión necesaria para la construcción del Parque eólico se presupuestaron las actividades de la planeación detallada con anterioridad, siendo las más representativas las siguientes:
Tabla 14. Planteamiento de la Inversión Ítem Inversión (miles de euros) % Evaluación del Emplazamiento 600 0,07% Promoción 9750 1,06% Ingeniería 7500 0,82% Compras 648000 70,65% Construcción 245000 26,71% Puesta en Marcha 6400 0,70%
Bajo este presupuesto, la inversión total es de 917.250m€. (Ver Anexo 5 Calendario de Inversión )
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5.2.1 Inversión en activos fijos
Tabla 15. Inversión en Activos Fijos Ítem Costo Porcentaje Aerogenerador 420.000 46% Cables para conexión a red 42.000 5% Centros de Transformación 20.000 2% Subestación 30.000 3% Cimentaciones 120.000 13% Equipos de control y comunicaciones 15.000 2% Equipos de conexión al centro de operación 1.000 0.11% Construcción 245.000 27% TOTAL 893.000 97%
5.2.2 Calendario de Inversión El presente Calendario indica de forma resumida el costo de cada una de las actividades representadas en la planificación y su período de pago así como el porcentaje con respecto de la inversión total.
Tabla 16. Generalidades del Calendario de Inversión Descripción de la actividad
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 TOTAL
Evaluación del emplazamiento 600
-
-
-
-
-
- 600
Promoción - 600 800 3350 5000 -
- 9750
Ingeniería - - 1600 4700 1200
-
- 7500
Compras - -
-
- 281000 351000 16000 648000
Construcción - -
-
-
- 120000 125000 245000
Puesta en marcha -
-
-
-
-
- 6400 6400
TOTAL 600 600 2400 8050 287200 471000 147400 917250 Porcentaje 0,07% 0,07% 0,26% 0,88% 31,31% 51,35% 16,07% 100,00% La inversión se realiza periódicamente. Cada año se hace un desembolso y en el 2014 se termina de llevar a cabo la totalidad de la inversión considerando que en septiembre del 2014 comienza a funcionar el parque.
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En el Anexo 5 se muestra en su totalidad cada uno de los costos por actividad, por ítem y el período de pago.
5.3 Financiamiento La estructura de financiación de la empresa promotora está constituida por un 30% de aporte de socios y un 70% de financiación ajena como se muestra a continuación:
Tabla 17. Financiamiento del Proyecto Aporte socios 275.175 € 30% Financiación ajena 642.075 € 70%
Inversión 917.250 € 100% En el año 2008 se realizará un aporte inicial de 30.000 euros por los socios. Posteriormente en el año 2012, los socios realizan un incremento de capital por la cantidad de 319.910 m€ que corresponden a las necesidades de inversión para los siguientes períodos. Este monto corresponde al 30% de la inversión más los gastos financieros a incurrir en los períodos de carencia por cuestión del préstamo (intereses más comisiones). La financiación ajena (préstamo) se pagará a 10 años. Se pide en tres años consecutivos (2012,2013 y 2014), los cuales se han considerado de carencia es decir, que no se amortizará capital, solo se asumirán los pagos por concepto de intereses y comisiones que serán pagados por los socios como se explicó anteriormente. Los siguientes 10 años del 2015-2024 se efectuarán los pagos por intereses y amortizaciones en condiciones normales. A continuación, se presentan las condiciones del préstamo descritas en la siguiente tabla:
Tabla 18. Condiciones del Préstamo
IMPORTE PRÉSTAMO Tipo de interés carencia 5.5% Tipo de interés en amortiza 5.5% Periodo de amortización 10 Periodo de carencia 3
A continuación el detalle de las obligaciones financieras asumidas por la empresa promotora del proyecto.
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Tabla 19. Comportamiento de las Obligaciones Financ ieras CUADRO PRÉSTAMO
AÑO CAPITAL VIVO AMORTIZADO CAPITAL
PENDIENTE INTERESES PAGOS COMISIONES
2012 100.000,00 0,00 100.000,00 5.500,00 5.500,00 1.000,00
2013 400.000,00 0,00 400.000,00 27.500,00 27.500,00 4.000,00
2014 142.075,00 0,00 142.075,00 35.314,13 35.314,13 1.420,75
2015 642.075,00 64.207,50 577.867,50 35.314,13 99.521,63
2016 577.867,50 64.207,50 513.660,00 31.782,71 95.990,21
2017 513.660,00 64.207,50 449.452,50 28.251,30 92.458,80
2018 449.452,50 64.207,50 385.245,00 24.719,89 88.927,39
2019 385.245,00 64.207,50 321.037,50 21.188,48 85.395,98
2020 321.037,50 64.207,50 256.830,00 17.657,06 81.864,56
2021 256.830,00 64.207,50 192.622,50 14.125,65 78.333,15
2022 192.622,50 64.207,50 128.415,00 10.594,24 74.801,74
2023 128.415,00 64.207,50 64.207,50 7.062,83 71.270,33
2024 64.207,50 64.207,50 0,00 3.531,41 67.738,91
642.075,00 262.541,81 904.616,81
5.4 Presupuesto
5.4.1 Ingresos Los ingresos del parque están relacionados con la cantidad de energía a vender, con las horas equivalentes de funcionamiento del parque, y con el precio de venta de la misma. Los diferentes factores que influyen en la formación de dicho precio son: Precio medio de casación: Precio promedio obtenido después de realizar un estimación basada en el comportamiento del sistema de compra venta de energía. El precio en los años 2009 y 2010 han sido los que se muestran a continuación:
Tabla 20. Precio final de Mercado Eléctrico.
Año 2009 2010 Precio 43,33 45,13
Para el año 2011 se ha establecido un precio inicial de 45,72 €/MWh, valor actualizado anualmente en un 1,3%, el precio de los siguientes años se actualizará en un 1,3% respecto al precio del año anterior. Prima: El RD 1028/2007 establece que es el propio promotor el que tiene que ofertar una prima a la Dirección General de Política Energética y Minas.
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De igual forma el RD 661/2007 establece las condiciones de actualización de la prima. Esta prima se actualiza y se publica en el BOE a través de las normas ITC.
Tabla 21. Primas de Mercado Eléctrico. Año 2008 2009 2010 2011 Prima 87,124 90,004 89,184 91,041 Norma ITC 3860/2007 3801/2008 3519/2009 3353/2010
Según RD 661/2007 durante los primeros 5 años de funcionamiento el valor se actualizará en función del IPC menos el 0,25% de la prima del año anterior. Durante el resto de tiempo se actualizará anualmente en función del IPC menos el 0,5%, así que sería: Valor de prima primeros cinco años: prima año + (prima año*(IPC%-0,25%)) Valor de prima años siguientes: prima año + (prima año*(IPC%-0,5%)) Complemento por energía reactiva: la remuneración por este concepto queda descrita en el art29 del RD661/2007, se ha establecido este valor en un 3,5% sobre el precio de venta (precio del mercado más la prima). Coste de Desvío: se considera como el coste en el que se incurre por un desfase en los márgenes de producción pronosticados. Para el caso se ha considerado un porcentaje de desvío del 5%, A continuación se muestra a modo de ejemplo el comportamiento previsto del precio de venta para los años 2015, 2016 y 2017.
Tabla 22. Comportamiento Previsto del Precio de Ven ta de la Energía Generada
Escenario 1 2015 2016 2017 Precio Mercado Casación 48,14 48,77 49,40
Complemento reactiva 5,24 5,26 5,28
Garantía de Potencia 0,00 0,00 0,00
Prima 101,476 104,267 107,134
Coste del desvio 0,00000 0,41806 0,42224
Precio de Venta de la Energía (€/MWh) 154,85 158,71 162,24
Crecimiento PMC 1,30% 1,30% 1,30%
Desvio de producción 5,00% 5,00% 5,00%
Límite Superior 197,415 202,844 208,422
Inflación 3,00% 3,00% 3,00%
Diferencial 0,25% 0,25% 0,25%
Cabe resaltar que el límite superior es aquel valor no debería sobrepasar el precio de venta de la energía, este valor se actualiza de igual forma que la prima.
5.4.2 Gastos Estos se han dividido en gastos operativos y pre-operativos.
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GATOS PRE-OPERATIVOS Los gastos pre-operativos son los realizados antes de la puesta en marcha del parque eólico, y se relacionan en la siguiente tabla:
Tabla 23. Gastos Pre-Operativos Ítem Valor (m €) Evaluación del Emplazamiento 600 Ingeniería básica 7500 Promoción 9750 Precomisionamiento (Puesta en Marcha) 6400
Para entonces tener un total de gastos pre-operativos de 24.250(m€). GASTOS OPERATIVOS Se consideran gastos operativos a aquellos que se incurren durante la vida útil del parque y está formado por los siguientes ítems: Operación y mantenimiento Según una estimación general para este tipo de parques se estima un costo 20€/MWh anual. Gastos administrativos Estos gastos están relacionados con el sueldo correspondiente al pago de plantilla, así como con los gastos operativos normales de desempeño del ejercicio. Se empezarán a pagar en el año 2015. Para establecer estos valores se han estimado unos gastos de personal equivalentes a 895.000€, valor que se actualizara cada año en función de la inflación (considerada como un 3%). A este valor se le suma lo correspondiente a capacitación, para lo cual se ha dejado un porcentaje del valor total de la plantilla, para el caso 5%. También se han tenido en cuenta otros gastos administrativos, relacionados con el funcionamiento propio de las oficinas, como lo son agua, luz, teléfono, elementos de oficina y papelería, por concepto de estos gastos se ha considerado un monto fijo de 60.000 Euros anuales. La proyección de estos gastos se actualiza en función de la inflación, para éste análisis se considera el 3% anual. Seguros Estimados unos costes de partida para el año 2014 de 10.000 €/MW anual. Estos seguros incluyen: Seguros de responsabilidad civil, seguro de pérdida de producción y seguro de reposición de activos.
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Cánones Establecidos como 3.000 €/MW año. Comenzándose a pagar en el 2014. IAE (Impuesto de Actividades Económicas) Establecidos en 1000 €/MW instalado para el año 2014. Éste, al igual que los seguros y el canon aumentará un 3% anual, valor correspondiente a la inflación supuesta.
5.5 Depreciación de activos La mayoría de los activos tendrán una vida útil de 25 años, haciendo referencia especial a los aerogeneradores, los cuales serán desmantelados y reciclados al finalizar su vida útil. El coste de desmantelamiento se pagará con los ingresos debidos a la venta de los elementos reciclados, así como con la cimentación, pues esta podrá ser utilizada en proyectos futuros. Así pues se tiene un porcentaje de depreciación de los activos del 4% anual. Para alcanzar una suma anual de 35720m€. A continuación se presenta una tabla en la que se relación a el valor del inmovilizado con la depreciación acumulada, valores en m€.
Tabla 24. Comportamiento de la Depreciación de Acti vos Año 2015 2016 2017 2018 2019 Inmovilizado 893.000 893.000 893.000 893.000 893.000
Amortización Acumulada 35.720 71.440 107.160 142.880 178.600
Año 2020 2021 2022 2023 2024 Inmovilizado 893.000 893.000 893.000 893.000 893.000
Amortización Acumulada 214.320 250.040 285.760 321.480 357.200
Año 2025 2026 2027 2028 2029 Inmovilizado 893.000 893.000 893.000 893.000 893.000
Amortización Acumulada 392.920 428.640 464.360 500.080 535.800
Año 2030 2031 2032 2033 2034 Inmovilizado 893.000 893.000 893.000 893.000 893.000
Amortización Acumulada 571.520 607.240 642.960 678.680 714.400
Año 2035 2036 2037 2038 2039 Inmovilizado 893.000 893.000 893.000 893.000 893.000
Amortización Acumulada 750.120 785.840 821.560 857.280 893.000
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5.6 Estados Financieros
5.6.1 Estado de Resultado: Ingresos: se hizo una proyección de ingresos en base a la producción estimada por año, que asciende a 1,069,200 MWh, y el precio del mercado de casación más la prima, estos dos últimos, actualizados anualmente de acuerdo a las consideraciones del RD 661/2007, como se explicó en el apartado de ingresos. Los ingresos de la empresa, están divididos en dos componentes: Ventas al contado: corresponde al efectivo percibido a 10 meses del año. Ventas al crédito: corresponde a 2 meses pendientes de cobro en cada año; debido a que la política de cobros es a los 60 días. La empresa presenta pérdidas durante los ejercicios de los años 2008 a 2013 debido a que el parque todavía no estaba en operación y se registraron en el estado de resultado los gastos pre-operativos incurridos. En el año 2014 se compensa el crédito fiscal que se acumula durante los ejercicios mencionados y a partir del año 2015 los resultados obtenidos en el ejercicio corresponden a las condiciones normales de explotación. (Ver Anexo 6 Estado de Resultados Proyectados ) En el siguiente cuadro, se presenta un ejemplo de un año proyectado de explotación del parque en condiciones normales, es decir operando según la producción estimada anual, incurriendo en gastos operativos, deduciendo el impuesto correspondiente etc.
Tabla 25. Cuenta de resultado año de explotación 20 17 CONCEPTOS 2017
CUENTA DE RESULTADOS
Ingresos por Ventas al contado 144555
Ingresos por Ventas al crédito 28911
Coste de Ventas 0
MARGEN BRUTO 173466
Margen Operativo 173466
Gastos pre-operativos 0
Gastos Operativos 29254
Operac & Mantenim 22686
Gtos. Administración 1061
Gtos. Comercialización 0
Seguros 3934
Cánon terrenos 1180
IAE 393
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EBITDA 144211
Amortizaciones 35720
Inmovilizado 35720
Fondo de Comercio 0
Resultado Explotación 108491
Resultado Financiero +- -28251
Gastos financieros 28251
Comisión Apertura 0
Otros ingresos financieros 0
Extraordinarios 0
RESULTADO BRUTO 80240
Crédito Fiscal 0
Base Imponible 80240
Impuesto 24072
RESULTADO NETO 56168
Reserva Legal 5617
Dividendos sobre result. (50%) 28084
Reserva Voluntaria 22467
PYG Acumulada 0
5.6.2 Balance de Situación El Activo recoge la información sobre los recursos de los que dispone la empresa para operar, entre ellos se encuentran: la tesorería (Ver consideraciones de la política de saldo de caja e inversiones en el apart ado tesorería ), las cuentas pendientes de cobro procedentes de las ventas a crédito (venta de la energía) y el valor que pierde cada año el Inmovilizado (parque eólico offshore). Se observa que la principal inversión, como se puede apreciar, es en activo fijo. La cuenta de clientes, crece de forma moderada de un año a otro debido al crecimiento de la inflación. El pasivo recoge los fondos de donde proviene los activos, entre ellos se encuentran: el financiamiento con Acreedores (operación y mantenimiento) de acuerdo a la política de pagos que tiene a 90 días, el préstamo a largo plazo al que incurrió para financiar los gastos en los años 2012 a 2014 (Ver apartado calendario de inversión) y por último la variación del aporte de capital que realizaron los socios. La principal partida del pasivo corresponde a la evolución de la deuda. Es de especial mención que la variación del capital social se debe al incremento de aporte que realizaron los socios en el año 2012 para financiar la construcción y puesta en marcha del parque más un monto por la gestión de los gastos financieros al ser otorgado el préstamo. (Ver anexo7 de Balance de situación proyectado, y apartados de inversión y préstamo ).
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El presente cuadro es un ejemplo del Balance de Situación de un año de explotación
Tabla 26. Balance General año de explotación 2017 CONCEPTOS 2017
BALANCE GENERAL
ACTIVO CIRCULANTE 77.472
Tesorería 48.562
Cuentas por Cobrar 28.911
INMOVILIZADO 785.840
Inmovilizado Material 893.000
Amortización Acumulada 107.160
TOTAL ACTIVO 863.312
PASIVO CIRCULANTE 5.672
Acreedores 5.672
DEUDA LARGO PLAZO (Préstamo) 449.453
PATRIMONIO 349.910
Aporte de Socios 349.910
RESERVAS 58.278
Reserva Legal 17.001
Reserva Voluntaria
RESULTADO DE EJERCICIOS ANTERIORES 41.277
TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 863.312
5.6.3 Estado de Tesorería Respecto a ésta destacar que el saldo de tesorería es favorable en todos los años del proyecto. La caja se liquida en el año 2039, y el saldo se reparte a los accionistas, debido al cese de la sociedad. A continuación se presenta a modo de ejemplo el año 2017, el funcionamiento del estado de tesorería.
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Tabla 27. Estado de Tesorería año de explotación 20 17 CONCEPTOS 2017
ESTADO DE TESORERÍA
INGRESOS 144.555
Ventas del año 144.555
Cuentas por Cobrar 28.911
Ingresos por Inversiones Financieras 0
Aporte de Socios 0
Préstamo 0
PAGOS 173.704
Realización de la Inversión 0
Pago del Préstamo 64.208
Acreedores (Operac. y Mantenimiento) 22.521
Gastos pre-operativos 0
Gastos Operativos (sin Operac. y Mantenimiento) 6.568
Gastos Financieros 28.251
Pagos de Dividendos 28.084
Impuestos 24.072
SALDO TESORERÍA ANTES DE INVERSIONES 48.562
INVERSIONES 0
Reintegro de Capital a los Accionistas 0
Liquidación de Caja por cierre de la Sociedad 0
SALDO FINAL DE TESORERÍA 48.562
5.6.4 Ratios Cuenta De Resultados (Ver VAN,TIR y Resultado del Proyecto)
Tabla 28.Ratios de la cuenta de Resultados
CONCEPTOS 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
RATIOS DE CUENTA DE
RESULTADOCrecimiento en ventas % 217,58% 2,49% 2,22% 2,23% 2,07% 2,07% 2,08% 2,08%
Margen en % 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00%
EBITDA/Ventas 83,35% 83,26% 83,14% 83,01% 82,85% 82,70% 82,54% 82,38%
ROS, Rentabil idad/Ventas 39,00% 29,03% 32,38% 34,25% 35,99% 37,66% 39,28% 40,83%
ROE, Rentabil idad/Recursos Propios 18,46% 14,08% 16,05% 17,36% 18,62% 19,89% 21,17% 22,46%
CFO, Cash Flow de Operaciones 135.612 116.772 120.139 121.171 122.046 122.960 123.913 124.907
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ACTIVIDAD Ratio de ventas, en el año 2015 crece un 217.58% en relación al 2014, debido a que el parque eólico en este año (2014 sólo trabajó 4 meses). A partir de los siguientes años el crecimiento en ventas tiene una tendencia creciente entorno al 2 %, que permanece casi constante de un año a otro. Por lo que se concluye que la tendencia general del comportamiento en ventas es casi constante a lo largo de la vida del proyecto, con pequeños incrementos porcentuales.(el aumento lo produce el aumento en el valor del precio de mercado más la prima). MARGEN El ratio de Margen del 100% se mantiene también constante a lo largo del proyecto debido a que el costo de venta en este tipo de negocios es cero, lo que quiere decir que es directamente proporcional al resultado de las ventas. RENTABILIDAD ECONÓMICA El ROS en el año 2014 es de -6,08% por lo que se ha comentado anteriormente, el parque trabaja sólo cuatro meses durante ese año y los ingresos obtenidos no son suficientes para cubrir los costos. En los años siguientes de manera general se puede decir que es bastante positiva la rentabilidad que se está obteniendo sobre ventas. Pero es de especial atención el año 2016 y respecto al 2015, ya que este ratio decrece de un 39,00% a un 29,03%.Esto se debe a que en el año 2015 se hace efectivo una parte del crédito fiscal que la empresa tenía a favor y se compensan los beneficios negativos de los años anteriores. A partir del 2015, la empresa comienza a pagar el impuesto correspondiente a los años fiscales. RENTABILIDAD FINANCIERA El ROE para los años 2008 al 2014, impacta de manera significativa puesto que las pérdidas presentadas por la empresa respecto a la inversión aumentan ya que ésta no está generando ventas, porque el parque no está en marcha, pero a partir del año 2015, con el parque en marcha, su rentabilidad es muy positiva y con una tendencia creciente por las ventas de la energía, que presentan una tendencia creciente. CASH FLOW La empresa tiene un cash flow de operaciones positivo a partir del año 2015, y años anteriores se tuvo un resultado negativo por los gastos para la puesta en marcha del parque y porque no generaba ventas. El ratio EBIT/Intereses para los años comprendidos entre 2012-2014, como la empresa no genera ingresos en ese momento, los intereses tienen un peso significativo, pero a partir del año 2015, eso es superado con creces, ya que empieza a recuperarse con un 1.90, hasta alcanzar un 35.51 en el año 2024 que es cuando se cancela el préstamo.
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En resumen la empresa tiene un fuerte crecimiento, su cash flow de operaciones es muy positivo y esta generado mucha liquidez, esto es también es debido a que se contaba con un crédito fiscal por los años en que la empresa presentó beneficios negativos y dicho crédito se compensó en el año 2015, por lo que se obtuvo un mayor beneficio neto.
5.6.5 Ratios Balance de Situación LIQUIDEZ La empresa genera liquidez, como se evidencia en el apartado de tesorería. Esta liquidez está ligada a que la política de cobros compensa la política de pagos, lo que significa que a corto plazo la empresa podría hacer frente a su deuda circulante, si lo llegase a necesitar, porque las cuentas por cobrar superan las cuentas por pagar. APALANCAMIENTO Como se puede observar en el año 2012 el ratio de apalancamiento alcanza apenas 0.16, esto se debe a que los socios realizaron un aporte de capital. A partir del partir del 2013 hasta 2015 se observa un incremento en el apalancamiento, pasando de 1.32 a 1.80 respectivamente, debido a la obtención del préstamo que se adquiere para hacer frente a la inversión. A partir del 2015 al año 2024 es decreciente pasando de 1.26 a 0.54, por lo que la empresa ha sido capaz de financiarse con los resultados obtenidos. (Ver VAN,TIR y Resultado del Proyecto)
Tabla 29.Ratios de Balance
ENDEUDAMIENTO La Deuda/EBIDTA, tiene un valor de 19.13 en el año 2014 lo cual es muy significativo, ya que la deuda asciende al monto de 642.075 Euros, y la empresa apenas empieza a operar a finales de año. Sin embargo en el año 2015 el ratio disminuye a un valor de 4.19 debido a que el parque opera el año completo y por tanto el EBIDTA es mucho mayor en relación al año anterior. Es de especial mención que a partir de entonces la empresa empieza a recuperarse los índices sobre deudas decrecen significativamente de un año a otro hasta alcanzar el valor de 0.40 en el año 2023.
CONCEPTOS 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
RATIOS DE BALANCE
Días de Cobro 60 60 60 60 60 60 60 60
Días de Pago 90 90 90 90 90 90 90 90
Apalancamiento 1,26 1,25 1,13 1,02 0,92 0,83 0,75 0,67
Deuda/EBITDA 4,19 3,64 3,12 2,62 2,14 1,68 1,24 0,81
Deuda/Beneficio 8,95 10,43 8,00 6,34 4,93 3,69 2,60 1,63
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En relación a la Deuda/Beneficio como se puede apreciar desde el año 2012 al 2014 pesa considerablemente la deuda sobre la rentabilidad, pero los últimos 3 años antes de cancelar el préstamo (año 2024), la empresa se recupera considerablemente hasta llegar a un 0.77 en el año 2023, donde el beneficio es mayor de lo que representa el pago de la deuda. Los resultados obtenidos en los ejercicios generaran buenos ingresos a la empresa y esta es capaz de hacer frente al préstamo.
5.7 Política de Dividendos Se persigue maximizar el valor de la empresa para sus accionistas, por lo que se adopta la siguiente política de reparto de los resultados en cada ejercicio: 1. Otorgar el 10% sobre resultado a Reserva Legal, según lo establecido por ley hasta el año 2023, que es cuando la reserva alcanza al menos el 20% del capital aportado, se aportará hasta el 2024. 2. Repartir dividendos a los accionistas de acuerdo a una política de porcentaje constante del 50% hasta el 2024. Esta política de reparto de dividendos a los accionistas se hará efectiva primero hasta que la empresa haya saldado en su mayor parte del crédito fiscal que tiene para compensar los resultados negativos que presentó durante los años comprendidos entre el 2008 y 2014, es decir se empezará a repartir dividendos al 50% desde el año 2015 hasta el año 2024, esto es debido a que en ese lapso de tiempo, la empresa debe hacer frente al préstamo. Se repartirá el 100% del resultado neto del ejercicio en dividendos desde el año 2025 hasta el año 2039, esto es debido a que la empresa se encuentra con mayor estabilidad económica y ha cancelado la carga financiera. La estrategia de reparto de un porcentaje constante de dividendos dividido en 2 períodos responde a mantener equilibrado el plano económico y financiero de la empresa, ya que los inversores atribuyen un valor positivo a los dividendos estables, y les ayuda a planificar la inversión en otros proyectos con los beneficios obtenidos en el proyecto. También es necesario mencionar que los accionistas recibirán un reintegro de capital en el año 2039, que es cuando termina la actividad. 3. Otorgar un porcentaje sobre resultado en el período 2015 a 2024 para Reserva Voluntaria, esta política se determinó con el fin de reinvertir el capital en la empresa, para generar mayor rentabilidad y con esto lograr que la estructura financiera de la empresa sea sostenible en el tiempo. A partir del año 2025 cuando la empresa se encuentra estable y sin carga financiera, el porcentaje de reserva voluntaria ya no será necesario.
93
5.8 Valoración Del Proyecto El método utilizado para analizar la rentabilidad del proyecto son los descuentos de flujos de caja libre. Mediante el flujo de caja se recogen los valores generado por el proyecto a lo largo de la vida útil.
Figura 36. Flujo de caja del proyecto
Los criterios de valoración utilizados en el presente proyecto son el Valor Actual Neto (VAN) y la Tasa Interna de Retorno (TIR) El VAN es el valor financiero a día de hoy de los flujos futuros generados por la inversión y la TIR muestra la rentabilidad que proporciona el proyecto..Para calcular el VAN se ha utilizado una tasa de descuento (WACC) del 5,67%. Posteriormente se ha procedido a calcular el flujo de caja del accionista, considerando las aportaciones de capital los socios, los ingresos por dividendos generados en el negocio, los reintegros al capital aportado y la liquidación de caja por cierre del negocio al finalizar la vida útil del proyecto.
-600000
-500000
-400000
-300000
-200000
-100000
0
100000
200000
2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038
FLUJO LIBRE DE CAJA
94
Figura 37. Flujo de caja del accionista
Considerando las hipótesis establecidas, los resultados financieros del proyecto son los siguientes:
Tabla 30. Valoración del proyecto VAN del proyecto 575.963 TIR del proyecto 12% VAN del accionista 488.835 TIR del accionista 11,7%
El tener un VAN positivo y tan alto significa que el proyecto es rentable y la TIR es la esperada por los accionistas. En este sentido es conveniente que los accionistas inviertan en el negocio. En el Anexo 8.Cálculo Económico se encuentran todas las operaciones realizadas para este estudio.
5.9 Análisis y Gestión de Riesgos
5.9.1 Riesgos operativos Riesgo climatológico El clima en las diferentes estaciones del año ejerce influencias en el ambiente marino. En época de invierno hay fuertes oleajes y vientos que repercuten en las operaciones de construcción del parque. Estos hechos derivan en retrasos en la puesta en marcha. Tomando en cuenta estos factores en el presente proyecto se ha considerado la instalación del parque en temporadas de verano (Abril-Octubre).
-400000
-200000
0
200000
400000
600000
800000
1000000
1200000
2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038
FLUJO DE CAJA DEL ACCIONISTA
95
Durante la operación, la intensidad del viento juega una variable muy importante que puede traer como consecuencia horas de recurso por debajo de lo previsto. Para contrarrestar este fenómeno se ha considerado como referencia un promedio de horas históricas de parques offshore en otros países, bajo un escenario muy conservador. Si el parque estuviera en funcionamiento 24 horas, los 365 días del año tendrían una producción anual de 8760 horas. Para el presente proyecto se ha considerado que el parque funcionará 2970 horas que corresponden al 34% de la producción teórica máxima. Riesgos en la capacidad de producción La capacidad de los generadores es fundamental para determinar los ingresos, sin embargo existe el riesgo de que los rendimientos de los aerogeneradores estén por debajo de lo esperado. Para minimizar este riesgo se ha vinculado la producción total de electricidad que producen con las horas de funcionamiento del parque, que ya tienen una posición bastante conservadora.
5.9.2 Riesgos Económicos El principal riesgo económico es el incremento de los costes de inversión por encima de lo esperado, producto de un alza en los precios de los aerogeneradores como ha sucedido en los últimos años. Entre las principales razones se encuentran:
• Una elevada demanda en el mercado • La inflación en el precio de las materias primas • La escasez e incremento del precio de materiales.
El costo tomado para la inversión, corresponde a la última tecnología de aerogeneradores que son los más altos en el mercado. Cualquier diminución en costes por mejoras tecnológicas irá en beneficio de la rentabilidad del proyecto. Para analizar el impacto sobre la rentabilidad ante un incremento de costes se hará un análisis de sensibilidad para analizar hasta que nivel, se continúa alcanzando la rentabilidad esperada por los accionistas.
5.9.3 Riesgos Financieros Los principales riesgos financieros son los derivados de la imposibilidad de afrontar los compromisos de la deuda. Para evaluar dicho riesgo se ha calculado los flujos del proyecto frente a los flujos de la deuda por cubrir. Como se ha podido observar en el análisis financiero realizado, la empresa tiene los recursos para afrontar sus obligaciones a lo largo de todo el proyecto y adicionalmente existe un saldo favorable de tesorería.
96
Sin embargo, en el análisis de sensibilidad se considerarán los efectos de una tasa de interés mayor y menor a la considerada en el presente proyecto y la posibilidad de realizar el pago del préstamo en menor tiempo para contrastar como variaría la rentabilidad del proyecto. El grado de apalancamiento también será medido en el análisis de sensibilidad, para poder cuantificar cual es el aporte más adecuado a la rentabilidad del proyecto.
5.9.4 Riesgos regulatorios Un cambio de legislación vigente que modifique las reglas del mercado impactaría directamente en el presente proyecto. Puede impactar en la retribución que afectaría:
En los ingresos En las licencias y permisos concedidos En los plazos de puesta en marcha del parque.
En la actualidad tanto el RD 661/2007 y el RD1028/2007 constituyen la principal garantía para los inversionistas.
5.9.5 Riesgos macroeconómicos Derivan de los cambios coyunturales de la economía donde se desarrolla el proyecto. En el presente análisis se ha considerado a la inflación como el más relevante porque está vinculada a las proyecciones de los gastos tomando una posición conservadora.
5.10 Análisis de Sensibilidad En el presente análisis se evaluaran las variables más significativas que pueden afectar a la valoración del proyecto. Se analizará cada variable y se realizará una comparación del efecto de la variación en el Valor actual neto (VAN) y la tasa interna de retorno (TIR) del proyecto y la del accionista. Efectos de un incremento o disminución en la prim a Como se analizó en el apartado de ingresos, la prima es un componente fundamental en la determinación del precio de venta de la energía.
97
Bajo esta consideración en el presente análisis se ha considerando como hipótesis, el incremento de la prima a 100 €/MWh que le da a la tarifa un margen considerable frente al límite superior, por otro lado también se ha analizado los efectos de un disminución de la prima a 70 €/MWh. De estas consideraciones derivan los siguientes resultados:
Tabla 31. Efectos de una variación en la prima
Hipótesis Proyecto Accionista
Efecto en la TIR
Efecto en el VAN
Efecto en la TIR
Efecto en el VAN
Prima de 70 €/MWh 9,80% 353.701 9,80% 289.923
Prima de referencia (87,124 €/MWh) 12,00% 575.963 11,70% 488.835
Prima de 100 €/MWh 12,80% 668.329 12,50% 572.322
Figura 38 Efectos de una variación en la prima
Evidentemente, al estar la prima relacionada con los ingresos, al aumentar la prima, aumenta la rentabilidad. Asimismo, la prima es una variable fundamental en la rentabilidad del negocio. En el presente proyecto se adoptó la posición más conservadora por lo que en un escenario optimista donde la prima alcance el techo permitido favorecerá la valoración del proyecto. Finalmente se puede observar que ante los supuestos más desfavorables, el proyecto continua dando un VAN y una TIR alta que satisface las expectativas de los accionistas. Variación en las horas de funcionamiento del parque Como se pudo observar en el análisis de riesgos, los factores climatológicos y la intensidad del viento juegan un papel fundamental que determinan las horas de funcionamiento del parque. En el presente estudio se tomó una posición conservadora, en base a series históricas. A continuación se analiza el efecto de un incremento o una disminución del 10% del número de horas del funcionamiento del parque.
0
20
40
60
80
100
120
8,00% 9,00% 10,00% 11,00% 12,00% 13,00% 14,00%
P
R
I
M
A
TIR
Prima €/MWh Vs TIR
Prima €/MWh
98
Tabla 32. Efectos de en las horas equivalentes
Hipótesis Proyecto Accionista
Efecto en la TIR
Efecto en el VAN
Efecto en la TIR
Efecto en el VAN
Operación con 3267 horas 13,00% 690.648 12,60% 592.080
Operación con 2970 horas 12,00% 575.963 11,70% 488.835
Operación con 2673 horas 10,80% 459.039 10,80% 384.400
Figura 39. Efectos de en las horas equivalentes
A medida que las condiciones de viento son mejores la rentabilidad también se incrementa. Está claro que si las condiciones climáticas son favorables y se puede verter mayor cantidad de electricidad a la red repercute en una mejora de la rentabilidad de la empresa. Variación de la inflación La proyección de gastos operativos está vinculada a la inflación, que en el presente proyecto es del 3% constante en toda la vida útil del parque. Este supuesto ha sido considerado a partir de medias históricas. Sin embargo en el año 2008 ha habido un importante incremento de la inflación, en mayo se reportó el mayor incremento desde 1997 llegando a niveles del 4,7%, sin embargo la tendencia en los meses posteriores ha sido a la baja. Bajo estos casos extremos se considerará un incremento de la inflación dos puntos por encima de lo estimado, alcanzando un 5%, y su impacto en la valoración del negocio. Para el cálculo de un decremento de la inflación solo se ha considerado la disminución de medio punto porcentual (2,5%).
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
8,00% 9,00% 10,00% 11,00% 12,00% 13,00% 14,00%
H
O
R
A
S
TIR
Horas Vs TIR
Horas
99
Tabla 33. Efectos de la inflación
Hipotesis Proyecto Accionista
Efecto en la TIR
Efecto en el VAN
Efecto en la TIR
Efecto en el VAN
Inflación del 2,5% 11,60% 516.089 11,30% 430.290
Inflación del 3% 12,00% 575.963 11,70% 488.835
Inflación del 5% 12,00% 588.449 11,80% 501.007
Aun con una inflación del 5% el proyecto continúa manteniendo la rentabilidad del activo esperada por los accionistas.
Figura 40. Efectos de la inflación
Efectos financieros Variaciones en el aporte de capital En este análisis, se ha considerado dos casos: que los accionistas realicen un aporte del 40% en lugar de 30% y la financiación ajena del 60%, en vez del 70%, y que los accionistas realicen un aporte del 20% y la financiación ajena sea del 80%.
Tabla 34. Efectos del aporte de capital
Hipótesis
Proyecto Accionista
Efecto en la TIR
Efecto en el VAN
Efecto en la TIR
Efecto en el VAN
Socios 40% Préstamo 60% 11,80% 567.787 10,50% 444.003
Socios 30% Préstamo 70% 12,00% 575.963 11,70% 488.835
Socios 20% Préstamo 80% 12,10% 583.514 13,40% 444.003
1,00%
1,50%
2,00%
2,50%
3,00%
3,50%
4,00%
4,50%
5,00%
5,50%
11,40% 11,60% 11,80% 12,00% 12,20% 12,40%
I
N
F
L
A
C
I
Ó
N
TIR
InteresVs TIR
Inflación
100
Figura 41 Efectos del aporte de capital
Considerando las mismas variables, se puede observar que la valoración del proyecto continúa prácticamente igual, pero se observa una diminución en la valoración para el accionista para el caso de que estos aporten el 40%. El mejor caso es que los socios aporten el 20%, tanto para el proyecto como para los accionistas. Variaciones en las tasas de interés Se ha considerado la variación de medio punto porcentual por encima y por debajo de la tasa de interés del préstamo que se asume en el proyecto con la finalidad de ver cómo afecta a la rentabilidad del proyecto.
Tabla 35. Efectos de la tasa de interés
Hipótesis Proyecto Accionista
Efecto en la TIR
Efecto en el VAN
Efecto en la TIR
Efecto en el VAN
Tasa de interés del 5% 11,90% 572.265 11,80% 493.819
Tasa de interés del 5,5% 12,00% 575.963 11,70% 488.835
Tasa de interés del 6% 12,00% 579.660 11,70% 483.851
Figura 42. Efectos de la tasa de interés
50%
55%
60%
65%
70%
75%
80%
85%
11,40% 11,60% 11,80% 12,00% 12,20% 12,40%
F
I
N
A
N
C
I
A
D
O
TIR
Financiación del Prestamo Vs TIR
Financiación
4,0000%
4,5000%
5,0000%
5,5000%
6,0000%
6,5000%
11,40% 11,60% 11,80% 12,00% 12,20% 12,40%
I
N
T
E
R
E
S
TIR
InteresVs TIR
Tasa de interés
101
Disminución de los plazos del préstamo. Debido a la tesorería favorable, en el presente análisis se proyecta adelantar el pago del préstamo en 10 años (3 años de periodo de gracia y 7 con pago de intereses). Asimismo también se analiza la posibilidad de incrementar el plazo de pago a 16 años (3 años de periodo de gracia y 13 años con pagos de intereses).
Tabla 36. Efectos del plazo del Préstamo
Hipótesis Proyecto Accionista
Efecto en la TIR
Efecto en el VAN
Efecto en la TIR
Efecto en el VAN
Aumento del plazo del préstamo 12,00% 583.120 11,60% 473.690
Plazo de referencia 12,00% 575.963 11,70% 488.835
Disminución del plazo del préstamo 11,90% 568.011 11,90% 473.690
Figura 43 Efectos del plazo del Préstamo
Como se puede observar un mayor apalancamiento mejora la rentabilidad del negocio.
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
10,00% 10,50% 11,00% 11,50% 12,00% 12,50%
P
L
A
Z
O
(
a
ñ
o
s)
TIR
Plazo del Prestamo Vs TIR
Prestamo
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Figura 44.Resumen del estudio económico
TIPO: Parque Eólico Offshore.POTENCIA: 360 MW
TECNOLOGÍA: Turbina Enercon E-126 de 6MW
CALENDARIOInicio Eval. Emplazamiento: Julio-2008Inicio Promoción: Junio-2008Inicio Ingeniería: Mayo-2010Inicio Compras: Mayo-2012Inicio Construcción: Marzo-2013Inicio Operación: Sept.-2014Periodo de Explotación: 25 añosINVERSIONESEvaluación y Emplazamiento: 600 m€Promoción 9.750 m€Ingenieria: 7.500 m€Compras: 648000 m€Construcción 245.000 m€Puesta en marcha: 6.400 m€
TOTAL: 917.250.250 m€
COSTES DE OPERACIÓN Y MANTTO. (Año Base)
Operación y Mantenimiento 20 €/MWhGastos administrativos 999.750 m€/año
Seguros: 10 m€/añoCánones: 0.3 €/MW
*Costes actualizables anualmente.
Venta a mercado
Opción retribución RD661: TarifaPrecio de Venta de Energía: 146,28 €/MWhLímite superior: 192,131 €/MWh
Tipo de interés carencia: 5,5% Tipo de interés en amortización: 5,5% Periodo de amortización: 10 años
Periodo de carencia: 3 años
ENERGÍA ELÉCTRICA
Producción: 1.069.200 MWh/año
Tipo impositivo: 30%
DATOS DEL FINANCIAMIENTO / DEUDAAporte socios: 30% 275.175 m€Financiación ajena: 70% 642.075 m€Duración: 10 años
Meses de amortización: 300Plazo de cobro: 60 díasPlazo de pago: 90 díasInterés financiero: 5.5%Coste deuda: 5.5%
DEFINICIÓNPROYECTO: Diseño, Construcción y
Explotación de un Parque de Generación de Ener gía.DATOS ECONÓMICOS Y FINANCIEROS
CONCEPTOS 2017
Ingresos por Venta s a l contado 144.555
Ingresos por Venta s a l crédito 28.911
Coste de Ventas 0
MARGEN BRUTO 173.466
Margen Operativo 173.466
Gastos pre-operativos
Gastos Operativos 29.254
Opera c & Ma nteni m 22.686
Gtos . Admini s tración 1060,63
Seguros 3.934
Cá non terrenos 1.180
IAE 393,38
EBITDA 144.211
Amortizaciones 35.720
Inmovi l izado 35.720
Fondo de Comerci o 0
Resultado Explotación 108.491
Resultado Financiero +- -28.251
Gas tos financieros (intereses) 28.251
Comi s ión Apertura
Otros i ngresos fina nci eros 0
Extraordinarios
Resultado Bruto 80.240
Crédito Fiscal
Base Imponible 80.240
Impues to 24.072
Resultado Neto 56.168
Reserva Legal 5.617
Divi dendos sobre result. 28.084
Reserva Vol unta ria 22.467
PYG Acumula da
RESULTADOS
VAN del Activo: 575.963 m€
TIR del activo: 12%
VAN del Accionista 488.835 m€
TIR del Accionista 11 .7%
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6. CONCLUSIONES
104
Durante el desarrollo del proyecto se han obtenido las siguientes conclusiones: En el primer capítulo “Análisis del Entorno” se relacionan los parques eólicos marinos existentes en Europa, de esta relación se puede concluir que existen países como por ejemplo Dinamarca o Reino Unido donde esta tecnología ya está madura, y tiende a crecer anualmente en capacidad instalada. Se persigue conseguir el objetivo marcado por la UE de disponer de 40 GW offshore en el año 2020. Respecto a España cabe destacar que actualmente hay empresas interesadas en desarrollar los parques offshore, ya que en el año 2007 se lanzaron dos reales decretos que favorecen la inversión en esta tecnología. En el segundo capítulo “Análisis estratégico del negocio offshore en España” , se realiza un análisis del entorno político/legal, económico, tecnológico/técnico y para terminar un análisis DAFO. Se concluye que existe un entorno político, económico, social y tecnológico favorable para el desarrollo de esta tecnología, por lo que se presentan favorables oportunidades de inversión en España, aunque en dicho entorno, se tiene puntos críticos sobre los que es necesario trabajar. Se han identificado algunos de ellos:
- Altos costes de instalación y operación - La integración en la red eléctrica. - Pequeña plataforma continental de la costa española - Condiciones meteorológicas y marinas
En el tercer capítulo “Fases del proyecto” , se detallan cada una de las fases para la realización de un proyecto general offshore. A modo de resumen estas son:
- Promoción, Ingeniería y estudios previos - Construcción y Puesta en Marcha - Operación y Mantenimiento - Desmantelamiento y Reciclado -
En la fase de promoción se analiza el RD1028/2007 en lo que se refiere a su normativa aplicable y sus tiempos de tramitación, se concluye que aunque regulariza la implantación de esta tecnología, produce trámites de muy larga duración. Esto podría ser contraproducente ya que si se derogada el decreto que regulariza las primas eólicas offshore, a favor de otro con peores condiciones económicas, podría producir el abandono del proyecto porque ya no fuera rentable para el promotor.
En la fase de construcción se analizan las cimentaciones idóneas para la placa española, y los posibles impactos medioambientales, respecto a estos últimos decir que los mayores impactos medioambientales se producen durante la fase de construcción del parque, y son eliminados una vez terminado. Cabe destacar que existen impactos asociados a la explotación, como pueden ser el ruido aéreo, impacto visual, alteración de corrientes marinas y la posible calidad del agua,
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alteración sobre el hábitat de la zona..Por ello es necesario la realización de un Estudio de Impacto Ambiental en la fase de tramitación, ya que éste recogerá las medidas protectoras y correctoras que se deben aplicar para disminuir los efectos negativos medioambientales que produce la implantación del parque eólico.
En el cuarto capítulo “Definición del Proyecto Objeto de Estudio” se define el parque eólico offshore que será objeto del análisis de económico que se realizará en el siguiente capítulo. La selección del emplazamiento elegido, el Golfo de Cádiz, se debe a las consideraciones generales, la ubicación estratégica, la repercusión socioeconómica y la planificación de infraestructuras en la red de transporte, y el estudio realizado en el anexo 4.
En el quinto capítulo “Evaluación Económica y Financiera ”, se presenta un cronograma con las actividades del proyecto offshore y se analiza la inversión a realizar, los gastos implicados, y el modo de financiación, entre otros.
Como resumen, la inversión alcanza los 917.250 m€ .Es importante recalcar que solo una empresa de gran capacidad financiera puede acometer proyectos de esta magnitud y poder esperar el largo período de tiempo que transcurre desde el inicio del desembolso de capital hasta la explotación del parque y generación de ingresos. Este período viene marcado fundamentalmente por el prolongado proceso de tramitación establecido en el RD 1028/2007. La financiación de la inversión se realizará con un 30% de capital propio y una financiación externa del 70% restante. El aporte de los socios se realizará entre el período 2008-2012 que constituyen los gastos pre operativos que van desde la elección del emplazamiento hasta la puesta en marcha, y el préstamo bancario entre el período 2012-2014 cuando se realiza la compra de los aerogeneradores, la construcción y la puesta en marcha. Del análisis económico realizado se puede concluir que el negocio es muy rentable, es aconsejable invertir ya que satisface las expectativas del inversionista arrojando un VAN del proyecto de 575.963€ y una TIR del 12%, así como se obtiene un VAN para el accionista de 488.835€ con una TIR del 11,7%.