Cada una de las etapas que conforman un estudio de recurso eólico son clave para la estimación energética de un parque eólico con la menor incertidumbre posible.
Durante la fase de desarrollo de los parques esta evaluación es esencial para entender el potencial energético del emplazamiento y analizar las características del régimen de viento en términos de velocidad, dirección, frecuencias, variabilidad, turbulencias o eventos extremos. Estos factores no solo permiten prever la producción y optimizar el proyecto, sino que también determinan su viabilidad económica.
A continuación, hago un repaso de las principales fases de este tipo de estudios, poniendo el foco en su utilidad e importancia, así como en su impacto sobre las incertidumbres finales del proyecto. En este primera parte, me centraré en las 3 primeras, dejando el resto para un segundo artículo:
- Mediciones de viento
- Estimación del largo plazo
- Extrapolación vertical
- Extrapolación horizontal
- Curva de potencia y modelo de aerogenerador
- Modelos de estelas
- Pérdidas técnicas y operacionales
- Variabilidad e incertidumbres
Todas ellas son fundamentales para determinar los valores de AEP (Annual Energy Production / Producción de Energía Anual) comúnmente utilizados en los modelos financieros de los proyectos. Los más utilizados son los percentiles P50, P75 y P90.
Los percentiles P50, P75 y P90 indican niveles de confianza sobre la producción de energía de un parque eólico. Es decir, expresan la probabilidad que hay de que se supere el valor de energía calculado.
- P50: Es el valor de producción promedio esperado (hay un 50% de probabilidad de superarlo).
- P75: Es un valor de producción moderadamente conservador (hay un 75% de probabilidad de superarlo).
- P90: Es un valor de producción más conservador para el análisis de riesgos (hay un 90% de probabilidad de superarlo).
1. Mediciones de viento
Si bien el uso de “series de viento virtuales” o datos de mesoescala está cada vez más extendido para estudios preliminares y son productos que van mejorando su calidad, es bien sabido en el sector que las mediciones reales en sitio siguen siendo absolutamente necesarias.
Las preguntas aquí suelen ser siempre las mismas: ¿cuándo empezamos a tomar medidas? ¿cuánto deben durar las campañas? ¿a qué alturas deben realizarse estas medidas? ¿qué y cuántos sensores debemos instalar?
Aunque no siempre es posible, la clave es diseñar una campaña de mediciones que se ajuste lo mejor posible a nuestra idea inicial del proyecto (extensión, número de aerogeneradores, modelo de turbina), lo que determinará el número de puntos de medida, su ubicación, el equipamiento necesario o las alturas de medición.
Asimismo, se debe tener en cuenta que, para caracterizar el viento correctamente, es preciso disponer de mediciones al menos durante un año (aunque siempre se recomendará extenderlo a 2-3 años) para abarcar el ciclo completo anual y la estacionalidad propia del viento. El hecho de instalarla antes o después variará según el criterio del promotor, pero tener estos datos cuanto antes puede ahorrar sustos a futuro.
La opción más habitual en la promoción eólica continúa siendo la torre de celosía arriostrada equipada con anemómetros de cazoletas, veletas y sensores de temperatura, humedad relativa y presión atmosférica.
Una buena selección de los equipos, su calibración y el montaje, debiendo cumplir siempre con requerimientos MEASNET y la normativa IEC 61400-12-1, serán clave aquí para garantizar la menor incertidumbre de la campaña.
Completada la campaña, es fundamental pasar por un proceso de filtrado y depurado de los registros para obtener estadísticas de calidad: distribución de frecuencias, Weibull, rosas de viento, características estacionales, intensidad de turbulencia, entre otros.
Asimismo, un seguimiento diario de las mediciones se convierte en un proceso clave para garantizar una disponibilidad elevada de las mediciones y poder actuar con celeridad cuando se detectan incidencias o errores en las mismas.
Todo lo anterior marcará el devenir del estudio de recurso, siendo la campaña de medidas la base no solo de la estimación energética de la que hablaremos más adelante, sino también de la validación por parte del tecnólogo para la instalación de sus aerogeneradores (site suitability).
Un estudio de site suitability es una evaluación que realizan los fabricantes de aerogeneradores para asegurarse de que sus turbinas sean aptas y seguras para operar en una ubicación específica, analizando aspectos como la velocidad y turbulencia del viento, condiciones climáticas adversas, características del terreno y durabilidad estructural.
Estimación del largo plazo
Siguiendo con las preguntas que debemos hacernos: ¿ha sido nuestra campaña de medidas representativa del largo plazo? Podría pasar que, cuestiones del azar de la meteorología, se haya medido un año especialmente bueno o especialmente malo.
Para responder a esta pregunta hay que analizar la variabilidad temporal del régimen de viento en nuestro emplazamiento.
En este punto es donde entran las llamadas series de reanálisis (ERA5, MERRA2, CFSR…), procedentes de bases globales con extensión de hasta 40 años que se tomarán de referencia y permitirán detectar tendencias, ciclos temporales o posibles anomalías de la campaña realizando una extrapolación temporal (procesos MCP Measure-Correlate-Predict).
De esta manera, determinaremos la velocidad esperada a largo plazo y las posibles correcciones que deban aplicarse a las mediciones originales.
La extrapolación temporal también nos permite generar series de producción de hasta 30 años, las cuales son fundamentales a la hora de valorar modelos financieros o realizar estudios tales como la complementariedad con otras fuentes de generación (hibridación con solar fotovoltaica, por ejemplo).
Extrapolación vertical
Si hemos planteado un buen diseño de la campaña de medidas, dispondremos de mediciones a diferentes alturas que permitan caracterizar el comportamiento vertical del viento en nuestro emplazamiento. Incluso es probable que también tengamos medidas a la misma altura de buje que el modelo de aerogenerador a instalar.
Ahora bien, ¿qué ocurre más allá de la altura máxima a la que hemos medido? ¿y si la altura de buje es superior?
Existen diferentes modelos para realizar la extrapolación vertical de las mediciones. Sin embargo, es siempre recomendable evaluar previamente los distintos comportamientos del perfil vertical dependiendo de la dirección del viento, de la hora, su distribución temporal para detectar cambios de tendencia y la concordancia de estos resultados con las características del terreno o la presencia de posibles obstáculos.
Y en este punto, ¿cómo podemos reducir la incertidumbre asociada a esta extrapolación? Existen dos vías principales:
- Alcanzar alturas de medición de al menos 2/3 de la altura de buje que estemos valorando.
- Si existen dudas, plantear la instalación de un equipo de medición remota (SODAR/LIDAR) en paralelo durante un periodo de tiempo suficiente, los cuales alcanzan rangos de medición de hasta 300 metros de altura.
En la segunda parte continuaremos analizando el resto de aspectos:
- Extrapolación horizontal
- Curva de potencia y modelo de aerogenerador
- Modelos de estelas
- Pérdidas técnicas y operacionales
- Variabilidad e incertidumbres
Después de haber analizado las mediciones de viento, la estimación del largo plazo y extrapolación vertical en la primera parte, pasamos ahora con:
- Extrapolación horizontal
- Curva de potencia y modelo de aerogenerador
- Modelos de estelas
- Pérdidas técnicas y operacionales
- Variabilidad e incertidumbres
Extrapolación horizontal
Ya hemos medido en al menos en un punto del emplazamiento (donde se haya instalado la torre o torres de medición), pero ¿cómo determinamos la velocidad de viento que habrá en cada localización de los aerogeneradores del parque eólico?
Nos encontramos en otro punto crítico y habrá que ser cuidadosos a la hora de elegir el software de modelización que vaya a generar el mapa de vientos de la zona e introducir la información del terreno (orografía, rugosidad, obstáculos…) con el mayor grado de detalle posible. Estos mapas nos permitirán llevar a cabo la optimización del layout de aerogeneradores, así como obtener información de zonas con interés energético.
Analizar la complejidad del terreno también es importante, pues puede ser necesario emplear modelos específicos (CFD) capaces de caracterizar emplazamientos de alta complejidad. Ahora bien, no siempre se acierta y muchas veces, para dar mayor certidumbre a los resultados, es necesario plantear la instalación de torres de medición adicionales o campañas con equipos SODAR/LIDAR en paralelo con la torre principal, con mayor motivo si el área de implantación del parque es muy extensa.
Curva de potencia y modelo de aerogenerador
Llegados a esta fase toca preguntarse ¿cómo transformamos las mediciones de viento en producción energética? Con la curva de potencia facilitada por el fabricante del aerogenerador.
Dos puntos clave: ajustar la curva a la densidad del emplazamiento (para ello medimos variables como la temperatura y la presión atmosférica) y seleccionar del modelo de aerogenerador adecuado. Aquí se deben valorar conceptos como la Clase y Subclase de los aerogeneradores, que determinan la idoneidad de una turbina para cada emplazamiento.
A veces las restricciones propias del permitting juegan en nuestra contra, ya que puede haber límites de altura de punta de pala (tip height), rotor o distancia entre turbinas que mermen la flexibilidad a la hora de cambiar de modelo o fabricante. Además, retramitar un cambio de turbina puede suponer un retraso no aceptable o asumible para el proyecto.
Modelos de estelas
Modelos de estelasLos efectos que generan las turbinas en funcionamiento sobre el propio flujo del viento son complejos. ¿Cómo se distribuye la masa de aire una vez atraviesa el rotor del aerogenerador?
Partiendo de la base de que está de sobra demostrado que los aerogeneradores cercanos se afectan unos a otros, analizar estos fenómenos no es una tarea nada sencilla.
Existen diversos modelos numéricos que buscan calcular la disminución de velocidad que se genera, conocido como efecto estela. Algunos nombres que deben sonarnos son: Jensen, PARK o modelos Large Eddy Simulation (LES), también empleados para la simulación de turbulencias generadas por las propias estelas, cada uno de ellos con sus propias limitaciones, pros y contras.
Pérdidas técnicas y operacionales
Las estimaciones de producción deben considerar posibles pérdidas para ofrecer un resultado realista. ¿qué tipos de pérdidas podemos encontrar más allá de la disponibilidad de planta o el transporte eléctrico?
Podemos distinguir tres grupos:
- Rendimiento del aerogenerador:
- Desviación frente a la curva de potencia teórica.
- Histéresis por altas velocidades.
- Flujo inclinado o desalineamiento de rotor frente a la dirección real del viento.
- Ambientales:
- Degradación de palas por suciedad o formación de hielo .
- Rangos operacionales de temperatura.
- De-rating.
- Operacionales:
- Restricciones temporales por ruido.
- Shadow flicker.
- Aves o quirópteros.
- Wind sector managements.
- Limitación de potencia o curtailments.
Variabilidad e incertidumbres
Variabilidad e incertidumbresTodas las variables y cálculos descritos en ambos artículos presentan incertidumbres que hay que valorar y cuantificar correctamente. Dado que el interés final es conocer la producción energética y, en última instancia, tomar una decisión de inversión, todos los análisis anteriores son fundamentales para minimizar el riesgo del proyecto.
¿Cómo se evalúan las incertidumbres en los cálculos?
Aunque la estimación P50 estuviera perfectamente definida, la producción de energía de los parques eólicos varía de un año a otro debido a varios factores, entre ellos la variabilidad natural del régimen de viento, las variaciones en la disponibilidad del sistema o las variaciones en las pérdidas técnicas descritas en el apartado anterior.
La incertidumbre en las estimaciones de energía neta proporciona una métrica para determinar el riesgo de disminución o aumento de la producción de un proyecto durante un período de tiempo específico (típicamente 1 año, 10 años o la vida útil del parque). Para determinarla, se deben considerar las incertidumbres relacionadas con los datos y modelos de velocidad del viento, la incertidumbre en los factores de pérdida de energía y la variabilidad interanual de la producción.
Todo ello, junto con la sensibilidad específica del emplazamiento a la velocidad del viento, se combinan para generar una distribución de probabilidad de la producción neta anual de energía del proyecto. Los procesos estocásticos de probabilidad son la metodología más compleja, pero que mejor caracterizan la aleatoriedad de cada variable.
Todo el trabajo de este tipo de evaluaciones y las campañas de medición deberá ir siempre orientado a mejorar la calidad de las estimaciones y minimizar la incertidumbre global del proyecto, lo que será crucial para justificar su financiación.
La sensibilidad del parque determina cómo este responde en producción ante un cambio de velocidad. Asimismo, las incertidumbres en la velocidad del viento se convierten en incertidumbres de energía utilizando este parámetro, el cual depende principalmente de la distribución de velocidades del viento y la curva de potencia de la turbina. Por ejemplo, con una sensibilidad de 2, una reducción del 2.0 % en la velocidad del viento resultaría en una reducción del 4.0 % en la producción neta de energía.
Conclusiones
ConclusionesComo conclusión, remarcar que cada etapa es importante y tendrá un impacto en los resultados y la valoración final de incertidumbres, siendo la calidad de la campaña de medidas el punto de partida clave sobre el que basar los estudios.
Seguramente cada apartado daría para escribir más de un artículo, por lo que si ha resultado interesante podemos entrar en mayor detalle con cualquiera de ellos.
Este contenido fue publicado originalmente en Windletter, una newsletter semanal con la actualidad del sector eólico. Puedes suscribirte gratis en este enlace
