Hola a todos y bienvenidos a una nueva edición de Windletter. Soy Sergio Fernández Munguía y aquí hablamos de la actualidad del sector eólico desde un punto de vista diferente. Si no estás suscrito al boletín puedes hacerlo aquí.
Vamos hoy con una edición en colaboración con Youwind, la primera de una serie en la que os iremos trayendo varios artículos donde explicaremos diferentes casos de la industria eólica. Antes de empezar, dejadme que os presente Youwind.
Youwind es una empresa de software con sede en Barcelona fundada en 2018 por Anna Rivera y Edvald Edvaldsson. Su producto es una plataforma SaaS (Software as a Service) para el desarrollo de proyectos eólicos, que integra en un mismo entorno herramientas de ingeniería, GIS, modelado financiero y de costes, optimización y comparación de escenarios.
Entre sus funcionalidades se incluyen el cribado de áreas con capas GIS, evaluación de recurso eólico, diseño y optimización de layout, infraestructura eléctrica, logística e instalación, y modelo de costes con resultados de LCoE e IRR. Todo en el mismo entorno y web-based, sin necesidad de instalar nada en tu ordenador.
Se trata de una herramienta especialmente potente en desarrollo early stage y permite aumentar progresivamente el nivel de detalle a medida que avanza el proyecto. Youwind nació con un fuerte enfoque offshore y actualmente también soporta proyectos onshore, además de proyectos híbridos de Wind + BESS y BESS standalone.
Entre las empresas que aparecen públicamente como clientes o usuarios de Youwind se encuentran Acciona Energía, Iberdrola, Naturgy, Copenhagen Offshore Partners (COP), JERA Nex bp o TEPCO, entre otras.
Para Windletter es un lujo contar con Youwind como patrocinador de esta serie de artículos. Aprovechando las potentes capacidades de su herramienta vamos a poder aportar un valor real a la audiencia con números concretos, a la vez que conocéis la herramienta de primera mano.
Comenzamos.
Simulando los números de la eólica flotante en el Reino Unido
El pasado 14 de enero, Reino Unido publicó los resultados de la mayor subasta de eólica marina de su historia: 8.437,5 MW adjudicados en la séptima ronda de Contracts for Difference. La eólica marina fixed bottom se quedó en 91,20 £/MWh (8.245 MW), mientras que la flotante lo hizo en 216,49 £/MWh (apenas 192,5 MW), todo en precios de 2024.
Son 125,29 £/MWh de diferencia. Casi dos veces y media el precio de la fija, con la misma cadena de suministro, la misma tecnología de turbinas y el mismo marco regulatorio. Por cierto, los administrative strike prices, es decir, los techos por encima de los cuales no se adjudica, eran de 271 £/MWh para flotante y 113 £/MWh para fija.
Pero, ¿de dónde salen esos números? ¿Por qué la flotante necesita esa tarifa? Aprovechando que tenemos acceso al software web-based de Youwind, nos hemos puesto a simular un caso lo más aproximado a la realidad posible.
Disclaimer: Los números de este artículo salen de una simulación propia sobre un emplazamiento hipotético, con costes tomados de fuentes públicas. No representan ningún proyecto real ni las cifras de ningún desarrollador.
Ubicación
Lo primero que necesitamos para simular nuestro parque es una ubicación. La herramienta de Youwind es especialmente interesante para hacer screening de ubicaciones, ya que permite visualizar el mapa mundial con las diferentes capas relevantes: recurso eólico, restricciones medioambientales, profundidad del lecho marino, áreas definidas para eólica marina, parques eólicos y otras infraestructuras existentes, puertos, subestaciones, etc.
Youwind cuenta con diferentes capas precargadas, tanto mundiales como país por país, pero los usuarios pueden importar tantas como sean necesarias. En Reino Unido, como principal mercado mundial excluyendo China, las diferentes capas disponibles nos dan una idea de lo grande y activo que es el mercado.
En nuestro caso, y aprovechando que es un área con muchos desarrollos pero todavía libre de parques, hemos elegido una zona del Celtic Sea, donde también hemos confirmado que hay un buen recurso eólico.
Para no solaparnos con ningún desarrollo existente y no entrar en conflicto con ningún promotor, hemos elegido un área de 85 kilómetros cuadrados ubicada al oeste de las Project Development Areas de Round 5.
Después, hemos pasado a definir la potencia nominal del parque. En este caso hemos elegido 300 MW, porque es el tamaño mínimo que The Crown Estate fijó para cada proyecto o fase dentro de las PDAs de Round 5, que pueden desarrollarse en hasta tres fases de 1,5 GW de capacidad total.
Una funcionalidad muy interesante que tiene Youwind es que, simplemente con definir un área y una potencia nominal de parque, la función screening ya te da los datos clave para saber cómo de interesante es: profundidad media, velocidad de viento media junto con rosa de los vientos, densidad de potencia (MW/km²), LCoE estimado, etc. Esto es ideal en etapa greenfield, ya que permite comparar el potencial de diferentes áreas con solo unos clics.
Según la función screening, nuestra área tiene las siguientes características:
Profundidad media: -88,9 m. Si el usuario no introduce otra información, la plataforma se basa en los datos de GEBCO y asigna profundidad a cada posición. En este caso, la profundidad va de 85 a 91 metros, por encima de lo viable para la fixed bottom (al menos de momento), pero de “poca profundidad” para la flotante.
Velocidad media del viento a 150 metros de altura: 10 m/s. Youwind te ofrece cuatro caminos para el recurso eólico. El primero es el mapa Vortex FDC a resolución de aproximadamente un kilómetro y 16 sectores, que es el que trae por defecto. El segundo es el Global Wind Atlas 4.0, con 12 sectores. El tercero es descargar directamente la serie ERA5 más cercana al emplazamiento, con un clic. Y el cuarto, el que usarías en un proyecto en una fase más avanzada, es subir tus propios datos: un fichero WRG, parámetros Weibull propios, una distribución de frecuencias (.tab) o directamente una serie temporal si tienes campaña de medición. En este caso, hemos usado los datos de Vortex FDC.
Área: 85 km². Área total de la superficie seleccionada. En este caso ha sido una poligonal dibujada a mano alzada por un servidor, pero se podría subir cualquier poligonal que proviniese de otra fuente.
Densidad de potencia: 3,53 MW/km². El valor está algo por debajo de los 4,1 MW/km² con los que The Crown Estate ha planificado la propia ronda, lo cual a priori es favorable para reducir las pérdidas por estelas.
Tecnología: turbina, flotador y anclajes
El siguiente paso es elegir la tecnología que equipará nuestro parque. Para basarnos en información pública, hemos optado por el modelo de turbina IEA-15-240-RWT, con rotor de 240 metros, buje a 150 metros sobre el nivel del mar, clase IEC 1B. Para el que no la conozca, se trata de un diseño abierto de referencia que se utiliza habitualmente tanto en I+D como en el ámbito académico. Su curva de potencia es la siguiente:
Como podéis comprobar, se parece mucho a las Vestas V236-15.0MW y SG14.0-236 DD, aunque con algo más de rotor (240 m).
La plataforma trae la turbina como elemento predefinido o “preset”, pero lo interesante es que puedes definir tu propia turbina o cambiar todo lo necesario: potencia, diámetro, altura de buje, curva de potencia y thrust, disponibilidad, degradación de pala, incertidumbre de curva, precio, vida de diseño, días de instalación por posición, y los pesos de nacelle, palas y torre.
Aquí, lo lógico es que los desarrolladores introduzcan los datos en base a la información facilitada por los fabricantes, de tal forma que puedan comparar de unos modelos a otros de forma rápida.
Tras elegir la turbina, debemos pasar a las cimentaciones. Para eólica fixed bottom o de base fija, Youwind es capaz de calcular su longitud para cada posición de turbina. También, en base a cálculos internos, puede estimar el peso de monopiles y jackets, lo que unido al precio del acero ayuda a hacer una buena estimación de coste. Cuanto mejores sean los inputs, mejores serán los outputs.
Para un caso de la eólica flotante como el nuestro, nos hemos ido a la plataforma UMaine VolturnUS-S. Se trata de una plataforma semisumergible de acero que NREL definió como addendum a la turbina IEA-15-240-RWT. En total, según la bibliografía disponible, hemos definido 4.014 toneladas por posición entre casco e interfaz de torre. También se puede definir el lastre (normalmente hormigón y agua marina) y su coste.
Por último, está el sistema de anclaje o mooring system. En este caso, una vez definido el sistema (3 o 6 catenarias por posición, por ejemplo), el software es capaz de calcular la longitud de cada una de ellas, así como el coste si se introduce el precio unitario por metro. Para nuestro caso, hemos seleccionado 3 catenarias por posición.
Generando el layout
Con la turbina, flotador y fondeo definidos, toca colocar las máquinas en el mar. Para 300 MW y 15 MW por turbina, hablamos de 20 posiciones. Aquí Youwind brilla especialmente, ya que permite diseñar y comparar diferentes layouts de forma automática con unos pocos clics y sin largas esperas de simulación.
Para generar un layout, el software te deja elegir el objetivo, que no es un detalle menor porque cada objetivo genera un parque diferente:
Maximizar separaciones para un área y un número de turbinas dado.
Maximizar capacidad para unas separaciones de turbina dadas.
Minimizar pérdidas por estela para una separación y una capacidad dadas.
Dependiendo de la estrategia y los límites que tenga nuestro desarrollo, convendrá elegir una opción u otra. Por otro lado, eliges configuración malla regular o al tresbolillo, fijas las separaciones en diámetros de rotor, decides cuántas turbinas van en cada fila, marcas la distancia mínima al borde del área, y puedes dejar que el algoritmo optimice el ángulo de orientación del parque, que normalmente replicará el viento predominante en la rosa de los vientos.
A la hora de generar el layout hay algunas particularidades interesantes para la eólica flotante. Un punto muy relevante es el radio de huella del fondeo o mooring footprint radius, que es la distancia entre la turbina y sus anclas medida en planta.
Para este caso, según los cálculos del software, el mooring footprint radius va desde los 373 metros hasta los 399, dependiendo de la profundidad en cada posición. Esto se traduce en que dos turbinas vecinas necesitan al menos cerca de 800 metros de separación solo para que no se solapen los anclajes. Lo mismo ocurre con los límites del área seleccionada. ¿Puede el anclaje quedarse fuera del área? ¿Y el vuelo de las palas? Se entiende perfectamente en la siguiente infografía.
Cuanto mayor es la profundidad, mayor es el radio de huella de fondeo, así que podría darse el caso de que la separación entre turbinas venga definida por esta y no por recurso eólico o turbulencia, como es lo habitual. En cualquier caso, todo esto se puede configurar como limitaciones a la hora de generar el layout.
Una vez definidos todos los condicionantes, podemos proceder. En nuestro caso, dado que le hemos dado al software una superficie de 85 km² sin restricciones, le hemos pedido que maximice la separación entre turbinas, algo que a priori nos dará el mejor AEP (Annual Energy Production).
Y las principales métricas:
Por supuesto, separar las turbinas tiene un coste: por un lado, tendremos mayor longitud de array cables sí o sí, lo que implica más costes y mayores pérdidas eléctricas; por el otro, es posible que algunas caigan en zonas de mayor profundidad, aumentando el coste del mooring system. Por suerte, si tienes todos los costes modelados, puedes comparar escenarios de forma sencilla.
Una vez definido un layout base, Youwind tiene una herramienta de optimización de las posiciones mediante un algoritmo genético, que realiza iteraciones hasta encontrar el caso óptimo. Según nos explican desde Youwind, estos algoritmos son únicos en el mercado a nivel comercial y expanden las opciones más allá de los aceptados y usados algoritmos de gradientes.
Un punto muy importante en el desarrollo offshore a día de hoy son las estelas generadas por los parques vecinos, tanto existentes como futuros. Youwind permite modelar esos parques e incorporarlos en el cálculo. Esto lo veremos con detalle en un futuro artículo así que, si no te lo quieres perder, suscríbete.
Otros: impacto ambiental, instalación, DEVEX, O&M
Otras funciones que tiene el software pero que no explicaremos en detalle ahora porque el artículo quedaría excesivamente largo, son las relacionadas con el impacto ambiental, la logística e instalación y la operación y mantenimiento.
Youwind permite realizar, a golpe de unos pocos clics, estudios preliminares de:
Ruido: especialmente crítico en onshore, el programa hace un cálculo de la propagación de ruido para comprobar la afección a vecinos o lugares de interés cercanos.
Impacto visual: crítico en onshore y offshore, permite realizar un cálculo que estima desde qué lugares será visible el parque en función de la distancia y la orografía.
Shadow flicker: el fenómeno conocido de la sombra que pueden generar las palas sobre las personas.
Por otro lado, la plataforma permite definir el puerto y los buques de montaje, tanto de las cimentaciones como de las turbinas. Dependiendo de la granularidad de los datos de los que disponga el usuario, se puede simular el modelo de barco, los costes de movilización, de alquiler de grúas, de combustible, el precio diario por buque…
Además, con la función llamada OptiWindow permite incorporar ventanas meteorológicas y analizar escenarios logísticos con mayor detalle.
En cuanto al O&M, también se puede modelar su coste por diferentes partidas a lo largo de la vida del activo (turbinas, logística, técnicos, inspecciones, seguros…). Y en cuanto a los costes de desarrollo o DEVEX, nada despreciables en este tipo de proyectos, Youwind permite introducir datos concretos a los promotores o estimarlos como porcentaje del CAPEX.
Infraestructura eléctrica
En cuanto a la infraestructura eléctrica, Youwind también permite modelarla de forma simplificada:
La subestación onshore donde exporta la electricidad el parque.
La subestación offshore donde se eleva la tensión de salida de las turbinas (habitualmente de 66 kV a 220 kV).
El export cable o cable de alta tensión que conecta la subestación onshore y la offshore.
Los array cables o cables internos del parque que conforman los circuitos de turbinas.
En cuanto a las subestaciones, lo más interesante es la posibilidad de modelar coste, disponibilidad, eficiencia y también la necesidad y el tamaño de los shunt reactor o reactancias que compensen la potencia reactiva generada por el export cable. Además, también tiene una función para ubicar la subestación offshore en una posición óptima (normalmente será el centro geométrico del parque para un layout sin restricciones).
En cuanto a los cables, una función especialmente interesante es que el software es capaz de generar, de forma automática y en base a indicaciones del usuario, un rutado de cables y agrupación de circuitos, calculando la longitud de cable, tanto array como export.
Por supuesto, si el usuario tiene un rutado con mayor detalle, puede subirse. También se puede modelar la eficiencia y disponibilidad del cable, para que se tenga en cuenta en el cálculo de AEP.
En el caso de nuestro ejercicio, dado que no hemos incluido áreas de exclusión, los cables tienen un diseño bastante regular.
Próximos pasos
Ya tenemos un parque de 300 MW diseñado y ubicado en el mapa: 20 turbinas de 15 MW sobre flotadores, separadas al máximo dentro de 85 km² y con su infraestructura eléctrica de evacuación.
Y ahora toca hablar de dinero: ¿cuánto cuesta, cuánto produce y qué tarifa necesitaría para que alguien quiera construirlo? En la subasta AR7 la respuesta fue 216,49 £/MWh.
En la segunda parte veremos si nuestros números se acercan a esa cifra. Si no te la quieres perder, suscríbete.
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