EstudiosdePrefactibilidadparalaInstalacindeunParqueElicoenelPartidodeGeneralPueyrredon-2011-RobertsPrado

See discussions, stats, and author profiles for this publication at: https://www.researchgate.net/publication/311440401
Estudios de Prefactibilidad para la Instalación de
un Parque Eólico en el Partido de General
Pueyrredon
Conference Paper · October 2011
CITATIONS
READS
0
35
2 authors:
Justo José Roberts
Pedro Osvaldo Prado
Universidad Nacional de Mar del Plata
Universidad Nacional de Mar del Plata
34 PUBLICATIONS 45 CITATIONS
18 PUBLICATIONS 24 CITATIONS
SEE PROFILE
SEE PROFILE
Some of the authors of this publication are also working on these related projects:
Simulation and Optimization of Hybrid Power Systems based on Renewable Energies View project
Desenvolvimento de Tecnologia, Avaliação Termodinâmica e de Sustentabilidade para Conversão
Energética de Biomassa e Resíduos - COEN-BR View project
All content following this page was uploaded by Justo José Roberts on 06 December 2016.
The user has requested enhancement of the downloaded file.
th
THE 9 LATIN-AMERICAN CONGRESS ON ELECTRICITY GENERATION AND TRANSMISSION - CLAGTEE 2011
1
Estudios de Prefactibilidad para la Instalación de un
Parque Eólico en el Partido de General Pueyrredon
J. J. Roberts, P. O. Prado 
Resumen – Este artículo presenta los resultados de un estudio
de prefactibilidad para la instalación de un parque eólico a
localizarse en el partido de General Pueyrredón, provincia de
Buenos Aires, Argentina.
La metodología propuesta en el presente trabajo evalúa tres
principales aspectos que forman parte del proceso de diseño de
una granja eólica: 1)
Consideraciones técnicas, las cuales
involucran el conjunto de procedimientos que permiten evaluar
las condiciones básicas para la instalación de un parque eólico;
2) Consideraciones ambientales que definen si el impacto que
podría tener sobre el medio ambiente la instalación y operación
de un proyecto de estas características es aceptable o no; y 3)
Consideraciones económicas, las cuales definen la factibilidad
económica del proyecto.
Los resultados obtenidos de las consideraciones técnicas
ponen en evidencia el buen potencial eólico existente en la
región. Se cumple con éxito con los requisitos mínimos para
reducir el impacto sobre la fauna y flora local. Por otro lado, el
resultado del análisis económico deja en claro que bajo la actual
política energética del país, las cual no incentiva de manera
adecuada la generación de energía a partir fuentes renovables,
hace que un proyecto con las presentes características sea difícil
de concretar.
Palabras clave-- Energía Eólica, Estudio de Prefactibilidad,
Metodología, Parque Eólico, Planificación Energética.
I. NOMENCLATURA
AE: Aerogenerador
SADI: Sistema Argentino de Interconexión
II. INTRODUCCIÓN
pesar de su tradicional presencia, especialmente en
aplicaciones de baja potencia para el abastecimiento de
instalaciones rurales aisladas, la energía eólica no ha
desempeñado hasta el momento un papel importante en la
Argentina. Contrastando con el hecho que esta fuente de
energía presenta una excelente perspectiva en el futuro
inmediato a nivel global y que además Argentina cuenta con
inmejorables posibilidades para su implementación,
especialmente en la vasta región patagónica y en zonas
costeras de la Provincia de Buenos Aires las cuales presentan
factores de capacidad mayores a 30% [1].
Los proyectos eólicos de gran potencia se iniciaron en el
país a partir de 1989 con la primera instalación de 30 kW en
A
 J. J. Roberts. Grupo de Investigación y Desarrollo en GeoTecnologías.
Universidad Nacional de Mar del Plata -UNMdP-. Mar del Plata. Buenos Aires,
Argentina. ([email protected])
P. O. Prado. Grupo de Investigación y Desarrollo en GeoTecnologías.
Universidad Nacional de Mar del Plata -UNMdP-. Mar del Plata. Buenos Aires,
Argentina. ([email protected])
Rio Mayo. De haber continuado la industria eólica creciendo
en forma constante desde aquellos tiempos, la Argentina sería
hoy unas de las potencias mundiales en el sector.
Lamentablemente el ímpetu inicial del sector se extendió
hasta el año 2001 momento en que el país atravesó una crisis
económica que golpeó duramente la industria en general y en
particular la eólica, viéndose ésta última severamente
desfavorecida frente a la generación tradicional.
La actual capacidad instalada es de 55 MW, siendo que
según estudios del CREE (Centro Regional de Energía
Eólica) la República Argentina está en condiciones de entrar
con 2.100 MW eólicos, 200 de ellos en forma inmediata, en el
SADI sin afectar su correcto funcionamiento [2].
Durante el año 2009 tuvieron lugar dos hechos en la
República Argentina que vislumbran un mayor desarrollo de
la industria eólica en el futuro. En primer lugar la ley 26.190
reglamentada a través del decreto Nº 562/09 en el cual se
establece la meta de abastecer 8% del consumo eléctrico a
través de fuentes renovables en un plazo de 10 años. Y en
segundo lugar el lanzamiento, en mayo de 2009, del
programa GENREN por parte de la empresa estatal
ENARSA, el cual implica la licitación de 500 MW de
generación eólica [3].
Analizando la situación actual del país desde el contexto
antes detallado, se puede decir que la Argentina cuenta con
una muy breve historia en lo que respecta a la planificación
de granjas eólicas on-shore. Debido principalmente a la
desfavorable historia que ha tenido esta industria en el país.
Vemos entonces la necesidad de explorar esta temática
aportando información útil para futuros proyectos eólicos.
El desarrollo de una metodología apropiada que tenga en
cuenta los diferentes factores involucrados ayudará a
normalizar los procesos de gestión de proyectos permitiendo
aumentar su eficiencia y reduciendo de este modo los tiempos
entre el inicio y puesta en marcha de un proyecto eólico de
gran potencia.
El presente trabajo tiene como objetivo realizar un estudio
de prefactibilidad para la instalación de un parque eólico a
ubicarse en un sitio preseleccionado del partido de General
Pueyrredon, provincia de Buenos Aires, Argentina.
Debido a que en la Argentina no existe un marco legal en
este ámbito, se utiliza como referencia la metodología de
trabajo desarrollada por la British Wind Energy Association
(BWEA) [4], en la cual todos los aspectos involucrados en la
planificación se encuentran debidamente reglamentados. Así
como material técnico aportado por la World Wind Energy
Association (WWEA) [5]. Las pautas aportadas por estas
th
THE 9 LATIN-AMERICAN CONGRESS ON ELECTRICITY GENERATION AND TRANSMISSION - CLAGTEE 2011
fuentes son adaptadas a las condiciones del país.
Se comienza el proyecto preseleccionando el sitio donde se
instalará el parque, basándose en criterios de valoración que
permitieron escoger el que a priori es el mejor lugar para la
instalación de los AE.
A partir de allí se procede con el estudio de prefactibilidad,
en el cual se evalúan tres aspectos fundamentales:
implicancias
técnicas,
implicancias
ambientales
e
implicancias económicas. Los resultados arrojados por estas
etapas determinan la viabilidad del proyecto en cuestión.
Tanto los aspectos técnicos como ambientales cumplieron
los requisitos mínimos necesarios para un proyecto de estas
características.
En cuanto al aspecto económico, se demuestra que bajo las
condiciones actuales del país, la viabilidad de un proyecto
está limitada.
III. MATERIALES
A. Información Meteorológica
Independiente de la magnitud del proyecto, la fase de
evaluación del potencial eólico es de crucial importancia. Es
por ello que la planificación de un proyecto eólico depende de
un insumo fundamental: los datos meteorológicos.
En el presente estudio se trabajó con mediciones oficiales
provenientes del sistema de estaciones meteorológicas
pertenecientes al Ministerio de Defensa y Planeamiento,
Servicio Meteorológico Nacional, Centro de Información
Meteorológica (CIM).
Se utilizaron datos provenientes de una estación
meteorológica ubicada en el Partido de General Pueyrredon,
específicamente la estación del Aeropuerto de Mar del Plata
(MdP Aero) [6]. Los cuales se muestran en la Tab. 1.
TABLA 1.
2
pueden modificar el perfil de viento incidente en los AE.
Para considerar estos factores se trabajó con mapas de
curvas de nivel de la zona estudiada del Partido de General
Pueyrredon [8]. Esta información junto con imágenes
satelitales de terreno obtenidas a partir de Google Earth ®
permitieron caracterizar la topografía de la región.
IV. METODOLOGÍA
En el siguiente capítulo se desarrolla una metodología para
evaluar si el sitio preseleccionado cumple con las condiciones
necesarias para la instalación de un parque eólico. Se
preseleccionó el sitio tomando en cuenta los siguientes
puntos: el mismo se ubica en inmediaciones de la estación
meteorológica donde fueron registrados los datos eólicos,
cuenta con caminos de acceso aptos para el tránsito de
caminos y grúas y hay disponible una línea rural de 13,2 [kV]
apta para la de inyección de la energía eólica generada.
La Fig. 1 muestra la ubicación de la zona preseleccionada
para la instalación del parque. Los terrenos se ubican fuera de
zonas de exclusión como reservas naturales, asentamientos
urbanos e inclusive la zona restringida del aeropuerto. Los
resultados del estudio de prefactibilidad confirmarán la
elección de este sitio o lo descartará según corresponda.
CARACTERÍSTICAS DE LOS DATOS PROCESADOS
Estación Meteorológica - Aeropuerto de Mar del Plata
Ubicación geográfica
Latitud
37º 56´ S
Longitud
57º 35´ O
Altura de medición
10 m
Período de medición
Años 2005 y 2006
Frecuencia de medición
1 hora
Posteriormente a la obtención de información
meteorológica y antes de proceder a su análisis, fue necesario
validar los datos. A partir de la metodología desarrollada por
[7] se inspeccionó toda la información recolectada con el
objetivo de darle integridad, lógica y eliminar valores
erróneos.
B. Cartografía y curvas de nivel
Uno de los factores fundamentales a tener en cuenta
durante la planificación de un parque eólico es la
característica del terreno circundante. Obstáculos presentes
Fig. 1.
Terrenos preseleccionados para la instalación de los AE.
A. Estudio de Prefactibilidad
El propósito de estudio es limitar los costos de un proceso
th
3
THE 9 LATIN-AMERICAN CONGRESS ON ELECTRICITY GENERATION AND TRANSMISSION - CLAGTEE 2011
posterior, pudiendo, en cualquier etapa de la evaluación de
prefactibilidad, rechazar el proyecto original si así se
determina.
La disponibilidad de información preexistente determina el
nivel de precisión y el esfuerzo requerido para el análisis.
Se evaluaron tres implicancias fundamentales que forman
parte del proceso de diseño de una granja eólica, cada una de
éstas involucra condiciones cuyo cumplimiento es
indispensable para el éxito del proyecto.
Para llevar adelante este análisis se tomó como referencia
material técnico aportado por [5]. En la Fig. 2 se resumen los
principales aspectos evaluados.
Involucra el conjunto de procedimientos que permiten
evaluar las condiciones básicas para el emplazamiento de una
granja eólica.
a) Evaluación del potencial eólico
Una correcta estimación de las condiciones eólicas del sitio
es un paso crucial en el proceso de planificación, pues
condiciona la selección de un emplazamiento. Este
procedimiento también involucra un análisis de la topografía
en la zona seleccionada, caracterización de la rugosidad
superficial y ubicación de obstáculos existentes en las
inmediaciones.
Se aplica una metodología de evaluación del potencial
eólico, para caracterizar las variables más relevantes del
viento. Se describe brevemente los aspectos evaluados, para
mayor detalle sobre los cálculos realizados remitirse a [9].
(1) Análisis estadístico de la serie temporal
Se comienza el análisis calculando la velocidad media
(Vm) para el período de medición. La desviación estándar de
la muestra (σ), una medida de la dispersión de los valores
registrados. La magnitud de la máxima ráfaga (MáxRf). El
porcentaje de calmas (Calmas), se adoptó un límite inferior
de 1,5 m/s. Finalmente se calcula la tasa de recupero de datos
(Tr), relación entre la cantidad resultante de datos válidos y la
cantidad de datos posibles de recolectar teniendo en cuenta el
período y frecuencia de medición. (Tab. 2).
σ
m/s
2,38
Vm
m/s
3,80
MáxRf
m/s
15,56
Calmas
%
13,31
Cuenta
17.411
Tr
%
99,00
(2) Frecuencia del viento
Para complementar el análisis, además de la Vm, es
necesario conocer que cantidad de tiempo se mantienen las
velocidades de diferentes magnitudes. Con este fin se
generaron histogramas de velocidad. A partir de los datos del
CIM fue calculada la distribución de velocidad para todo el
periodo de medición, años 2005-2006 (Fig. 3).
(3) Distribución de Weibull y Rayleigh
Para describir la variación de la velocidad del viento en
forma simplificada, se recurre a la función distribución de
probabilidad (f.d.p.) de Weibull, la cual mejor se ajusta a la
variación de la velocidad de viento. Esta función depende de
dos parámetros, k (factor de escala) y c (factor de forma).
Se calcularon los parámetros de la f.d.p. de Weibull y se
representó gráficamente dicha función. Asimismo se
representó la distribución de Rayleigh, correspondiente a un
caso particular de la f.d.p de Weibull para la cual el factor de
forma vale k=2 (Fig. 3).
Implicancias evaluadas en el estudio de prefactibilidad.
1) Implicancias Técnicas
DATOS ESTADÍSTICOS OBTENIDOS A PARTIR DE LOS DATOS
REGISTRADOS
25
Frecuencia (%)
Fig. 2.
TABLA 2.
20
Frecuencia
15
Weibull
10
Rayleigh
5
0
0
2
4
6
8
10
12
14
16
Velocidad Media (m/s)
Fig. 3. Histograma de velocidades, distribución de Weibull y Rayleigh,
período 2005-2006, estación MdP Aero.
(4) Distribución de frecuencias por dirección
Un modo habitual de traducir la ley de distribución de
velocidad de viento es mediante la llamada “Rosa de los
vientos”. Y como veremos más adelante, esta información
constituye un dato importante al momento de diseñar el
layout del parque eólico pues brinda asistencia en la
consideración de la influencia de obstáculos.
Se construyó la Rosa de los Vientos a partir de los registros
de todo el período de medición (2005-2006) fraccionando la
gráfica en 12 sectores cada uno de 30 grados.
Adicionalmente, también de calculó y graficó la velocidad
media por dirección. Este último gráfico da una idea del
aporte energético de los vientos por sector (Fig. 4).
th
THE 9 LATIN-AMERICAN CONGRESS ON ELECTRICITY GENERATION AND TRANSMISSION - CLAGTEE 2011
0º
0º
330º
20
330º
30º
15
300º
300º
60º
10
5
270º
270º
90º
0
240º
30º
60º
90º
240º
120º
210º
6
5
4
3
2
1
0
120º
210º
150º
150º
180º
180º
Fig. 4. Distribución de frecuencias por direcciones (izq.) y promedio de
velocidad por direcciones (der.).
(5) Cizallamiento del viento
La reducción de la velocidad de viento a medida que nos
acercamos a nivel del suelo crea un perfil que varía con la
altura, este fenómeno propio del comportamiento de un
fluido, se denomina cizallamiento.
La forma más habitual de caracterizar el perfil de
velocidad es a través de una ecuación exponencial, la cual
depende de un factor (α) llamado coeficiente de fricción a
nivel de suelo, el cual caracterizada el tipo de terreno y la
velocidad a la altura a la cual fueron tomados los registros.
La velocidad media extrapolada a cinco diferentes alturas
se muestra en la Tab. 3.
(6) Densidad de potencia y energía disponible
La denominada función densidad de potencia o potencia
específica representa la potencia disponible por unidad de
área. A partir de ella, se obtiene el contenido energético
promedio por unidad de área de barrido del aerogenerador
para el período en considerado.
Se calculó la potencia y energía específica evaluando
17.520 horas que corresponden a 2 años de medición (Tab.
3).
TABLA 3.
Vm
4
Debido a que la rugosidad no es constante, fue estimada
una rugosidad media para cada sector. A partir de [10] y con
la inspección de imágenes satelitales, se caracterizó el tipo de
rugosidad presente en la zona. Se confeccionó una gráfica
radial en la que se expone la variación en la clase de
rugosidad a diferentes radios de distancia (Fig. 5).
El sector correspondiente al cuadrante Noroeste (270º-0º)
presenta la menor rugosidad de la zona. Esta información
será de utilidad al momento de ubicar las turbinas en la etapa
de micrositting.
En el presente estudio se analizó la influencia de todos los
obstáculos presentes dentro de un radio de 2.000 metros en
todas las direcciones. En la zona preseleccionada para la
instalación del parque encontramos principalmente obstáculos
de vegetación, como grupos de árboles en forma de monte y
pequeñas casas rurales (Fig. 6). Para cuantificar la influencia
de los obstáculos circundantes se utilizó un software de
cálculo numérico, el cual nos permitió estimar la atenuación
en la velocidad de viento debida a los obstáculos presentes.
En el software se utilizó la información mostrada en la Tab. 4
para avaluar la influencia de los obstáculos. Se consideró una
altura de buje de un AE estándar de 70,5 m debiendo
extrapolar la velocidad media a dicha altura.
EXTRAPOLACIÓN DE DATOS EN ALTURA
Parámetros
Weibull
Densidad Densidad de
de Potencia
Energía
disponible disponible
W/m2
kWh/m2
Altura
m/s
c
k
10 m
3,80
4,24
1,75
77,73
1361,76
20 m
4,37
4,76
1,71
117,81
2064,04
40 m
5,02
5,51
1,71
178,57
3128,50
60 m
5,44
5,80
1,65
227,75
3990,17
80 m
5,76
6,05
1,62
270,66
4741,92
(7) Rosa de las Rugosidades e influencia de
obstáculos adyacentes
Al igual que se utiliza la Rosa de los Vientos para describir
las direcciones preponderantes de viento, una herramienta útil
al momento del diseño de un parque eólico es la llamada
“Rosa de las Rugosidades”. La cual describe la característica
superficial del terreno para diferentes direcciones respecto de
un punto de referencia.
Fig. 5.
AE.
Rosa de las rugosidades de la zona preseleccionada para instalar los
Fig. 6.
Ubicación de obstáculos en las inmediaciones del parque.
th
5
THE 9 LATIN-AMERICAN CONGRESS ON ELECTRICITY GENERATION AND TRANSMISSION - CLAGTEE 2011
TABLA 4.
Datos
Altura
DATOS INGRESADOS EN EL SOFTWARE
Preselección de turbinas a partir de
CONSIDERACIONES TÉCNICAS
Obstáculo
1
2
3
4
5
15 m
15 m
15 m
15 m
15 m
Cálculo de
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA
Distancia 1.500 m 1.185 m 1.297 m 1.015 m 1.210 m
Ancho
650 m
262 m
490 m
34 m
195 m
Porosidad
30%
árboles
densos
30%
árboles
densos
30%
árboles
densos
50%
árboles
50%
árboles
En la Fig. 7 se muestra el gráfico de influencia para el
obstáculo 1. Los resultados mostraron que ninguno de los
obstáculos adyacentes disminuye en más 2% la velocidad de
viento incidente en el AE en ninguna de las direcciones, por
lo cual se puede concluir que el sitio preseleccionado es
adecuado en términos de interferencia de obstáculos cercanos.
Fig. 7.
Influencia del obstáculo 1 (izq.) sobre un AE (der.).
b) Estimación de la potencia a instalar y la
producción de energía
El paso inicial para estimar la producción de energía es la
elección de una turbina eólica apropiada. Tratándose de un
proyecto estándar, ubicado en una locación simple e
implicando períodos de construcción normales, el factor que
finalmente determina la elección de la turbina es el resultado
del análisis económico. Aun así, en la etapa de selección
deben tenerse en cuenta aspectos técnicos, los cuales permiten
escoger aquellas turbinas aptas para las condiciones del
proyecto en cuestión.
El procedimiento usado para la elección de la turbina se
puede ver en la Fig. 8.
La elección de la turbina surge del compromiso entre la
ecuación económica y la producción de energía. Se trata de
un proceso iterativo que busca maximizar el rendimiento del
AE, escogiendo aquel que mejor se adapte a las condiciones
del proyecto. El análisis económico se aborda más adelante.
Análisis
ECONÓMICO
ELECCIÓN
de turbina que presenta menor costo de
kWh generado e menor pay-back
Fig. 8.
Procedimiento de selección de AE.
(1) Consideraciones técnicas
(a) Seguridad
De acuerdo a las características del emplazamiento
elegido y del recurso eólico allí presente, se preselecciona una
turbina que cumpla con las reglamentaciones de seguridad
impuestas por la International Electrotechnical Comission
(IEC). Las cuales perfilan exigencias mínimas de seguridad
para sistemas de generación con turbinas de viento.
Para establecer que categoría corresponde para el local
estudiado, la reglamentación contempla características del
recurso eólico tales como la velocidad media de viento,
magnitud de ráfaga máxima e intensidad de turbulencia. Para
el presente caso, las turbinas a utilizar deben pertenecer a las
clases III o IV [11].
(b) Capacidad de la red local
El proyecto prevé inyectar la energía producida por los AE
en una línea de 13,2 kV disponible en inmediaciones de los
terrenos escogidos. De acuerdo a las fuentes consultadas [12],
la capacidad máxima admisible en ese punto de conexión es
de 3 MW de potencia.
A partir de estas consideraciones se determinó el número y
la potencia nominal de las turbinas a instalar.
(2) Cálculo de producción de energía
Para la estimación de la producción de energía se utilizó
el método estático. El método calcula analíticamente la
energía generado por el AE escogido a partir de la curva de
duración de viento representada por f.d.p de Weibull, ϕ(v), y
la curva de potencia de la turbina, P(v), especificada por el
fabricante. Para el período T considerado, la expresión
analítica es la que sigue.


E P,T  T P(v) (v)dv
(1)
0
Fueron preseleccionados ocho modelos de turbinas que
cumplían con las consideraciones técnicas, en un rango de
potencias desde los 800 kW hasta los 2.300 kW. Luego del
proceso iterativo antes detallado, se concluyó que el modelo
de AE con mejor desempeño era una turbina de 1 MW de
potencia. En la Tab. 5 se exponen las características técnicas
th
THE 9 LATIN-AMERICAN CONGRESS ON ELECTRICITY GENERATION AND TRANSMISSION - CLAGTEE 2011
brindadas por el fabricante.
TABLA 5.
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DEL AE ESCOGIDO
Modelo
ENERCON E-58
Potencia nominal
1000 kW
Diámetro de rotor
58 m
Altura de buje
70,50 m
Número de palas
3
Área de barrido
2697 m2
Velocidad de rotor
Variable 10 -24 r.p.m.
Velocidad de punta de pala
30 - 73 m/s
Control de velocidad
Pitch control
Velocidad de arranque
2,50 m/s
Velocidad nominal
12,50 m/s
Velocidad de corte
28 - 34 m/s
Clase IEC
IEC/ NVN III
Como la potencia máxima posible de inyectar en la red a la
que será conectado el parque es de 3 MW, la configuración
final del parque constará de 3 equipos de 1 MW cada uno,
con las características técnicas ya mostradas.
Para caracterizar el desempeño de los equipos se calculó el
factor de capacidad (FC), que relaciona la energía realmente
producida por la turbina y la que produciría funcionando todo
el tiempo a potencia nominal (2) y el factor de utilización
(FU) indicador de la confiabilidad de la turbina (3).
6
 El espaciamiento entre turbinas debe ser tal que se
minimicen las interferencias,
 Idealmente se deben colocar las maquinas en dirección
perpendicularmente a la dirección preponderante de
viento,
 Cuando la cantidad de turbinas es importante y el
espacio limitado, se disponen en varias hileras unas
detrás de otras. En este último caso la distribución más
utilizada es en trebolillo,
 Las distancias mínimas de separación entre turbinas
deben ser de entre 5-9 diámetros de rotor en la dirección
del viento dominante y 3-5 diámetros en dirección
perpendicular.
Además de estos criterios, se utilizó la Rosa de los Vientos,
la cual nos permitió identificar las direcciones principales.
Los vientos preponderantes son los del sector Noroeste,
destacando que las direcciones perpendiculares a ésta,
también presentan alto nivel de ocurrencia. La disposición
que minimiza la interferencia entre máquinas en cualquier
dirección es la de trebolillo. Y si pensamos en una futura
ampliación del parque, esta configuración permite llevar
adelante este proceso repitiendo el mismo esquema. La
configuración final se muestra en la Fig. 9, respeta el
espaciamiento de 7 diámetros en la dirección preponderante y
4 en la perpendicular.
N
(2)
FC
(3)
FU
Los resultados de la estimación de producción energía así
como los factores de desempeño se muestran en la Tab.6.
TABLA 6.
RESULTADOS DEL CÁLCULO DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA
Producción por turbina
2,64 MWh/año
Producción total del parque (3 turbinas) 7,93 MWh/año
Factor de Capacidad (FC)
30,40
%
Facto de Utilización (FU)
84,66
%
c) Diseño del parque (micrositting)
Una vez determinadas las condiciones externas, el arreglo
de una un granja eólica debe ser optimizado para obtener el
mayor provecho de la energía proveniente del viento. Este
proceso de diseño se denomina micrositting.
A pesar que cada caso particular requiere un estudio
específico basado en las condiciones locales, para un proyecto
de prefactibilidad se pueden tomar como referencia los
siguientes criterios generales:
Fig. 9.
Disposición de los AE en el parque eólico.
2) Implicancias Ambientales
La generación de energía eólica a pesar de ser considerada
una tecnología “limpia”, en sus etapas de instalación y
operación genera, como cualquier otra actividad, un impacto
en el medio, siendo su mayor o menor incidencia dependiente
de la fragilidad ecológica de éste.
En los países donde esta tecnología está ampliamente
desarrollada, los proyectos eólicos tienen como requisito legal
la elaboración de un informe de impacto ambiental. La
viabilidad de un proyecto queda limitada a la obtención de los
permisos necesarios.
th
THE 9 LATIN-AMERICAN CONGRESS ON ELECTRICITY GENERATION AND TRANSMISSION - CLAGTEE 2011
La Argentina, por otro lado, no cuenta con regulaciones
específicas, en este aspecto, por lo tanto para el proyecto
tomamos como base los criterios de diseño sugeridos por [5].
En la selección del emplazamiento se tuvieron en cuenta
zonas protegidas por motivos ambientales, asentamientos
urbanos y aeropuertos militares o civiles las cuales
constituyen zonas de exclusión para la instalación de un
proyecto eólico. (Fig. 1)
a) Impacto sobre la flora
La zona elegida para la instalación del parque se
caracteriza por ser terreno explotado por el hombre para la
agricultura y ganadería. La experiencia demuestra la buena
convivencia de proyectos eólicos con la actividad
agropecuaria, teniendo en cuenta que una vez finalizadas las
tareas de instalación sólo entre el 1% y 3% de la tierra donde
se asienta el parque es ocupada, quedando el resto libre para
la explotación [10]. Además, se debe resaltar que una vez
concluida la vida útil del parque, si se decidiera su
desmantelamiento, la recuperación de las tierras para
reiniciar la actividad agropecuaria es inmediata.
b) Impacto sobre la fauna
El principal efecto que tienen los parques eólicos en lo
referente a la fauna, es sobre las aves, por lo tanto la
evaluación se limita a estos animales.
En la investigación requerida para el proyecto, se encontró
con que existe poca información oficial sobre las rutas
migratorias de aves en el partido de General Pueyrredon, por
lo tanto, fue difícil evaluar este aspecto. Se recurrió al
asesoramiento de investigadores de la Universidad en esta
temática, quienes informaron que localmente existe una
migración diurna de aves, desde Laguna de los Padres hacia
el sector costero, para alimentarse [13].
La ubicación de los terrenos del parque respecto de la
Reserva integral Laguna de los Padres y la zona costera
permite prever la nula influencia sobre las aves en cuestión,
considerando que las turbinas se ubican fuera de la ruta
migratoria antes mencionada. (Fig. 1)
c) Emisión de ruido
Los AE producen sonido no deseado (ruido) a partir de dos
fuentes: ruido mecánico, provocado principalmente por el
generador, la caja multiplicadora y las conexiones; y ruido
aerodinámico, provocado por las fluctuaciones de presión
debidas a la interacción entre el flujo de aire atmosférico y las
palas del AE.
En ocasiones las emisiones acústicas llegan a provocar
molestias en los pobladores aledaños. La determinación de los
niveles de ruido emitido por los AE fue realizada con la
ayuda de un software de cálculo que nos permitió estimar los
niveles de ruido a diferentes distancias y confeccionar un
“mapa de ruido” en los alrededores de la granja.
Los datos ingresados para el cálculo se muestran en la Tab.
7. Los resultados expuestos en la Fig. 10 demuestran que la
zona de influencia donde los niveles sonoros son de 45 dB(A)
se encuentra fuera del alcance de los asentamientos ubicados
7
en la zona aledaña.
TABLA 7.
INFORMACIÓN UTILIZADA PARA CONFECCIONAR EL MAPA DE
RUIDO
Datos del parque
Cantidad de turbinas
3
Disposición de las mismas
Trebolillo según Fig. 9
Emisión sonora de las maquinas
(dato de fabricante)
100 dB(A)
Datos de contexto
Ubicación de asentamientos más
cercanos
Ver Fig. 10
Rosa de los vientos (influye en la
Ver Fig. 4
propagación del sonido)
Niveles de ruido permitidos
En la Argentina no existe
reglamentación al respecto. Se
adoptan los límites legales de
Dinamarca [14].
A 300m, límite máximo
de 45 dB(A).
Alta concentración de
población, límite máximo
de 40 dB(A).
Fig. 10. Área de influencia de ruidos.
d) Proyección de sombras
Los AE al igual que cualquier estructura de gran tamaño
proyectan sombra en las áreas circundantes. Las aspas del
rotor al cortar la luz solar causan un efecto de parpadeo o
efecto estroboscopio conocido con el nombre de shadow
flicker. Este fenómeno puede causar malestar a las personas
que se ven expuestas a tales variaciones de luz. De acuerdo a
la reglamentación de cada país las limitaciones respecto a este
punto pueden variar.
Se realizó el cálculo de proyección de sombras para una
turbina superponiendo el resultado de acuerdo a la
disposición elegida. Para la elaboración de un “mapa de
sombras” el software utiliza información de la ubicación
geográfica del parque (37º56’ S; 57º35’ O), dimensiones de
los equipos (Tab. 5), rosa de los vientos, factor de utilización
y horas de insolación (se adoptó 40% como valor medio de la
zona). El resultado mostró que a 1.000 metros desde la
th
8
THE 9 LATIN-AMERICAN CONGRESS ON ELECTRICITY GENERATION AND TRANSMISSION - CLAGTEE 2011
ubicación de las turbinas, el efecto de las sombras es nulo
(Fig. 11).
e) Reducción de CO2
El generar energía eléctrica sin que exista un proceso de
combustión o una etapa de transformación térmica supone,
desde el punto de vista medioambiental, un procedimiento
muy favorable porque no emite contaminantes. Se suprimen
radicalmente los impactos originados por los combustibles en
su extracción, transformación, transporte y combustión.
destinada a la prestación de servicios públicos, a través de la
utilización de energías renovables y estableció el objetivo de
abastecer 8% del consumo eléctrico a través de fuentes
renovables en un plazo de 10 años.
En el ámbito de la provincia de Buenos Aires se encuentra
vigente la Ley nº 12.603, la cual también establece un
incentivo de 1 centavo de peso por cada kWh generado por
turbinas eólicas.
Uno de los principales aspectos criticados con respecto a
las leyes que otorgan incentivos en la Argentina, es la
desactualización de los valores luego de la crisis financiera
que sufrió el país en 2001 y lo que significó la salida de la
convertibilidad.
A continuación se analizan las implicancias económicas
del proyecto, se demuestra lo expresado en el párrafo anterior
y como impacta en el desarrollo de la energía eólica.
4) Implicancias Económicas
Fig. 11. Área de influencia de sombras.
Según [15] por cada MWh de energía eólica generada se
evita la emisión de 0,45 t de CO2, 0,0013 t de SO2 y 0,0017 t
de NOx, principales gases producto de la combustión fósil.
Basándonos en estos índices y en la producción de energía
calculada, se estimó el volumen de gases contaminantes que
se evitaría emitir con la instalación del parque eólico
proyectado.
TABLA 8.
REDUCCIÓN DE GASES DE EFECTO INVERNADERO
Producción de Energía
7,93 MWh/ano
Reducción de CO2
3,570 t/ano
Reducción SO2
0,010 t/ano
Reducción de NOx
0,013 t/ano
3) Marco legal
La Argentina no cuenta con una estructura legislativa que
sustente e incentive adecuadamente la generación de energía
renovable y en particular la eólica.
Actualmente, se hayan vigentes en el ámbito nacional la
Ley nº 25.019/1998 reglamentada por el Decreto nº 1.597 en
el año 1999 (Régimen Nacional de Energía Eólica y Solar).
Esta ley otorgó beneficios impositivos y de facturación a
quienes optan por generar energía limpia para la prestación
de servicios públicos. Se introdujo un elemento promocional
de 1 centavo de peso por kWh eólico o solar generado.
La Ley nº 26.190/12 reglamentada por el Decreto nº 562
en el año 2009 (Régimen de desarrollo para el uso de fuentes
renovables de energía para la producción de electricidad).
Declaró de interés nacional la generación de energía eléctrica
En este punto, a partir de las características técnicas de
distintos AE, los resultados obtenidos sobre el recurso eólico e
información de costos de instalación, se desarrolló el análisis
económico utilizando el método de la Tasa Interna de Retorno
y el tiempo de Repago. Posteriormente se analizó la
sensibilidad de los resultados ante la variación de parámetros
como la tasa de incentivo y el costo del kWh vendido.
a) Calculo de la TIR y tiempo de repago
Para realizar los cálculos se tomaron en cuenta datos
aportados por las referencias [17] y [18] los cuales indican
que el valor del kW eólico instalado en la Argentina se estima
en 1.350 U$S. Este valor involucra el costo del
aerogenerador, la fundación correspondiente, la conexión a
una red eléctrica cercana al emplazamiento, el valor de la
tierra y el acondicionamiento de caminos dentro de los límites
del parque.
Se adoptó una tasa de interés de 4%, la cual es posible de
obtener para inversiones consideradas ecológicas en la
Argentina. Se calculó la depreciación utilizando el método
lineal, estimando un valor residual del 35% al final de una
vida útil de 20 años, considerando la posibilidad de
repotenciar la instalación al cabo de ese tiempo.
En un proyecto eólico pueden considerarse sólo costos
fijos, pues la materia prima para la generación eléctrica es
gratuita. Los costos de producción se evaluaron como un
porcentaje de la inversión fija [16], [17] y [18], mostrado en
al Tab. 9. Los incentivos aportados por las leyes nº 25.019
(nacional) y nº 26.190 (provincial) se computaron como 2
centavos de peso por cada kWh generado.
TABLA 9.
COSTOS DE PRODUCCIÓN COMO PORCENTAJE DE LA
INVERSIÓN FIJA
Mantenimiento
Seguros
1,03%
0,53%
Contingencias
0,91%
th
9
THE 9 LATIN-AMERICAN CONGRESS ON ELECTRICITY GENERATION AND TRANSMISSION - CLAGTEE 2011
1.500.000
Flujo de caja acumulado (U$S)
Otro ingreso considerado es el recupero por Bonos Verdes
de acuerdo al Protocolo de Kyoto, el cual considera la venta
de estos Bonos por la energía generada por fuentes de energía
limpia. Como precedente está el caso de la Cooperativa
Eléctrica de Comodoro Rivadavia, que obtuvo ingresos desde
el año 2000 por la energía producida en el parque eólico
Antonio Morán. El valor de venta de estos bonos es de
aproximadamente 20 U$S/t de CO2 [16].
La totalidad de las instalaciones eólicas presentes en la
Argentina, pertenecen a cooperativas eléctricas, las cuales
recuperan el capital invertido por la no-compra de energía al
Mercado Eléctrico Mayorista. En el presente trabajo se
considera la misma situación adoptando un valor de kWh
vendido en el mercado de 0,075 U$S [16] y [17].
Con estas consideraciones se calculó el tiempo de repago y
el costo de generación de energía para cinco modelos de
turbinas que varían desde 800 hasta 2.300 kW de potencia.
Finalmente, para la configuración de nuestro proyecto que
involucra la instalación de 3 MW, el equipo que presentó el
mejor desempeño de generación de energía y menor tiempo
de repago fue el AE de 1 MW (Tab.5), la totalidad de los
cálculos del proyecto se basaron en este equipo. La Fig. 12
muestra el gráfico de tiempo de repago para el AE de 1 MW y
las consideraciones de costos antes detalladas. Bajo estas
condiciones el proyecto comienza a tener ganancias positivas
a partir de los 18 años y el costo del kWh generado es de
0,056 U$S.
500.000
0
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
-500.000
-1.000.000
-1.500.000
Tiempo del proyecto (años)
Fig. 13. Tiempo de repago del proyecto considerando actualización del valor
de incentivos.
(2) Actualización del Valor de la Energía
El valor de la energía no ha sufrido casi variaciones desde
el año 2001. Por lo cual se actualizó el mismo reconociendo
los verdaderos costos operativos y eliminando subsidios. Este
valor de energía, es el mismo que se le pagaría al inversor de
un parque eólico si el mismo lograra establecerse como
generador autónomo dentro del Mercado Eléctrico, caso que
actualmente no está contemplado en la reglamentación del
mercado argentino.
Con estas consideraciones el valor por la venta de energía
se estimó en 0,255 U$S/kWh, obteniendo un tiempo de
repago de 6 años y un costo de generación de 0,044 U$S/kWh
(Fig. 14).
1.500.000
500.000
0
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
-500.000
-1.000.000
Flujo de caja acumulado (U$S)
1.000.000
Flujo de caja acumulado (U$S)
1.000.000
1.000.000
500.000
0
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
-500.000
-1.000.000
-1.500.000
-1.500.000
Tiempo del proyecto (años)
Tiempo del proyecto (años)
Fig. 12. Tiempo de repago del proyecto considerando tres turbina de 1MW.
b) Análisis de Sensibilidad
Luego de analizar la situación actual, se proponen dos
escenarios alternativos en los cuales se modifican factores
clave con el objetivo de observar la variación de la viabilidad
del proyecto.
(1) Actualización del Incentivo
En este escenario se propuso la actualización del valor de
los incentivos brindados por las leyes existentes. Antes del
año 2001 existía una paridad dólar-peso, se propone que los
subsidios sean dados en valor dólar, lo cual equivale en
nuestro caso a un recupero por leyes nacionales y provinciales
de 0,02 U$S/kWh generado. El tiempo de repago se reduce a
12 años en este caso, con un costo de energía de 0,050
U$S/kWh (Fig. 13).
Fig. 14. Tiempo de repago del proyecto considerando actualización del valor de
la energía.
V. CONCLUSIONES
Este trabajo propone una metodología adecuada para
evaluar las condiciones que un sitio preseleccionado tiene
para la instalación de un parque eólico de potencia.
El método involucra un estudio de prefactibilidad a través
del cual se analizan aspectos técnicos, ambientales y
económicos que permitieron justificar la elección del sitio
escogido y evaluar la viabilidad del proyecto.
La evaluación de los aspectos técnicos dejó en evidencia el
excelente potencial eólico existente en la región. Esta
afirmación se basa en los parámetros calculados a 60 metros
de altura, obteniendo una velocidad media mayor a 5 m/s, una
potencia específica mayor a 200 W/m2 y un patrón de
th
THE 9 LATIN-AMERICAN CONGRESS ON ELECTRICITY GENERATION AND TRANSMISSION - CLAGTEE 2011
direccionalidad bien definido hacia el subcuadrante Noroeste,
condiciones técnicas atractivas para iniciar un proyecto
eólico. El parque se ubicó fuera de zonas excluidas por
motivos ambientales, cumpliendo con los requisitos mínimos
en la búsqueda de reducir el impacto sobre la fauna y la flora
de la zona. Del mismo modo, durante la etapa de microsotting
se evaluó la emisión de sombras y ruido concluyendo que el
funcionamiento de las turbinas en la ubicación final no
molestaría a los pobladores aledaños.
En lo que respecta al aspecto económico, se evaluó la
viabilidad del proyecto mediante el cálculo de la TIR y el
costo del kWh generado. La estimación de energía generada
por el parque compuesto por tres turbinas es de 7,93 MWh
por año. A partir de este valor y considerando las condiciones
económicas actuales del país que incluyen el incentivo a la
generación renovable y la venta de Bonos de Carbono de
acuerdo al Protocolo de Kyoto, se obtuvo un costo de
generación de 0,056 U$S/kWh, valor elevado frente a los
0,075 U$S/kWh que se obtiene por la no-venta de energía en
una cooperativa. Resultó como consecuencia un tiempo de
repago de 18 años, quedando claro que bajo las actuales
condiciones económicas del país en materia energética,
resulta dificultoso hacer rentable un proyecto de estas
características.
En el estudio de sensibilidad se propusieron dos
escenarios, el primero plantea ajustar los incentivos atribuidos
por ley a las condiciones económicas actuales mientras que el
segundo plantea actualizar los valores para la venta de
energía retirando los subsidios por parte del gobierno. Para el
primer caso el tiempo de repago bajó a 12 años y el costo del
kWh disminuyó 11%, mientras que para el segundo caso se
obtuvo 6 años de repago y una reducción del 21% en kWh
generado.
Es evidente que la Argentina debe reformular las políticas
de largo plazo e incluir en los planes estratégicos las fuentes
de energía renovables para diversificar su matriz energética.
Más aun teniendo como ejemplo los países pioneros en esta
actividad que han demostrado las posibilidades de desarrollo
que tiene esta industria aún con recursos más escasos de los
que cuenta nuestro país.
Este trabajo ha sido desarrollado en el marco del Proyecto de Investigación:
“Tecnología GIS y Energía Eólica. Análisis y Determinación de los Parámetros
Técnicos para la Localización de Parques Eólicos” (código 15/G258). Grupo de
Investigación y Desarrollo en GeoTecnologías, Facultad de Ingeniería,
Universidad Nacional de Mar del Plata.
VI. AGRADECIMIENTOS
Los autores agradecen al Centro de Información
Meteorológica (CIM) organismo dependiente del Servicio
Meteorológico Nacional, por la información meteorológica
brindada para la realización del presente trabajo. Al Ing.
Gustavo Fernández de EDEA por el asesoramiento prestado
en cuestiones técnicas de la conexión del parque a la red. A
las Cooperativas eléctricas de Comodoro Rivadavia y Tandil
View publication stats
10
Azul por la información brindada respecto de sus respectivos
proyectos.
VII. REFERENCIAS
[1]
[2]
[3]
[4]
[5]
[6]
[7]
[8]
[9]
[10]
[11]
[12]
[13]
[14]
[15]
[16]
[17]
[18]
AAEE, Panorama de la Energía Eólica en la Argentina. 2010.
Panel sobre marco regulatorio, fortalezas, oportunidades, debilidades y
amenazas de la energía eólica en la Argentina. Biofuel Summit & Expo.
Biocombustibles Sostenibles. Buenos Aires. Argentina. 10-12 Jun. 2009.
Secretaria de Energía de la Nación. 2011. http://energia3.mecon.gov.ar/
Best Practice Guidelines for Wind Energy Developers. The British Wind
Energy Association.
World Wind Energy Association (WWEA).
CIM, Centro de Información Meteorológica. Servicio Meteorológico
Nacional, Ministerio de Defensa y Planeamiento de la Argentina. 2009.
AWS Scientific Inc. 1997. Wind Resourse Assessment Handbook. Albany,
NY : NREL, National Renewable Energy Laboratory, 1997.
Área Cartografía; Centro de Geología de Costas y del Cuaternario;
UNMdP.
J.J. Roberts, P.O. Prado. “Evaluación del Potencial de Generación de
Energía Eólica en el Partido de General Pueyrredon”. In: 9th LatinAmerican Congress on Eletricity Generation and Transmission, 2011, Mar
del Plata, Argentina. Proceedings of CLAGTEE, 2011.
C. Álvarez. Energía eólica. Instituto para la Diversificación y Ahorro de la
Energía. Madrid, España, 2006.
Intenational Electrotechnical Comission, IEC 61400-1 Wind turbine
generator system; Part 1 Safety Requirements.
Ing. Gustavo Fernández, EDEA. Consulta realizada el 04 de abr. 2008.
Damián Vales; Profesor en Ciencias Biológicas, Facultad de Ciencias
Exactas y Naturales, UNMdP. Consulta realizada el 20 de abr. 2008.
Asociación danesa de Industria Eólica. 2011.
Energías renovables: ventajas y desventajas de la energía eólica. Futuros,
Revista Trimestral Latinoamericana y Caribeña de Desarrollo Sustentable,
nº 14, Vol.4. año 2006.
Sociedad Cooperativa Popular Limitada de Comodoro Rivadavia,
administradora del Parque eólico Antonio Morán. 2008. www.scpl.coop
CRETAL, Cooperativa Rural Elétrica Tandil Azul Ltda., 2007.
“Wind Energy, The Facts, Cost & Prices”; WWEA, 2006.
VIII. BIOGRAFÍAS
Justo José Roberts, Cursando la Maestría en Ingeniería Mecánica. Facultad de
Ingeniería, Campus Guarantiguetá. Universidad del Estado de San Pablo –
UNESP- San Pablo, Brasil. Integrante del “Grupo de Investigación y Desarrollo
en GeoTecnologías”. Facultad de Ingeniería. Universidad Nacional de Mar del
Plata -UNMdP-. Mar del Plata. Buenos Aires, Argentina.
Pedro Osvaldo Prado. Magister en Ingeniería Mecánica. Facultad de
Ingeniería, Campus Guarantiguetá. Universidad del Estado de San Pablo –
UNESP- San Pablo, Brasil. Ingeniero Eléctrico por la Universidad Nacional de
Mar del Plata. Director del “Grupo de Investigación y Desarrollo en
GeoTecnologías”. Profesor del Área Instalaciones Eléctricas. Departamento de
Ingeniería Eléctrica. Facultad de Ingeniería. Universidad Nacional de Mar del
Plata -UNMdP-. Mar del Plata. Buenos Aires, Argentina.