9.4.6. Viabilidad de una instalación eólica

a. Introducción

La viabilidad de una instalación eólica depende de la evaluación técnica, económica e institucional.

La primera corresponde a la elección del lugar adecuado mediante un análisis del clima eólico y lageografía física del sitio para determinar la producción de energía anual, la selección de la turbina y suintegración a la red eléctrica considerando la estabilidad y el comportamiento de las variables nodales(tensión y frecuencia) en estado estacionario y dinámico.

La segunda corresponde a la valoración de la inversión, los costos de operación y mantenimiento, loscostos administrativos, la valuación de la energía considerando la capacidad del sistema y el beneficiosocial y finalmente el análisis de la estructura del proyecto, los riesgos, las variables económicas y elanálisis de sensibilidad.

El tercero corresponde al análisis del sistema político y su enfoque de la producción de energía através de la generación eólica, los aspectos legales y comerciales existentes y que tornen rentable elemprendimiento eólico.

La selección del lugar óptimo requiere la evaluación de los recursos eólicos, el tamaño de la red y sudisponibilidad, las restricciones políticas y sociales y la disponibilidad de los terrenos.

La evaluación de los recursos eólicos requiere la medición de vientos locales por un periodo de tiempomayor a un año a una altura de 30 a 40 metros (altura del cubo) y a 10/20 metros, mediante lainstalación de una cantidad de anemómetros según el tamaño del parque a instalar.

Los atlas eólicos requieren una evaluación de mayor tiempo (mayor a 3 años) buscando datos de buenacalidad y correlacionados con los datos del lugar.

Para determinar la producción de energía se requiere contar con:

i.1 Datos de la distribución de vientos (hs/años para cada velocidad de viento).

ii.1 Dirección del viento.

iii.1Datos a múltiples alturas.

iv.1Ajustar los datos para la altitud, altura del rotor y temperatura.

Para obtener la eficiencia del parque eólico, se debe ajustar la producción de energía calculadaconsiderando el efecto del conjunto de turbinas y el comportamiento de las mismas, como porejemplo:

Espaciamiento de las turbinas.

Orientación de las turbinas.

Efecto del terreno.

Análisis de arranque-parada, variación de la orientación y el efecto del vientoelevado y ráfagas.

La energía neta generada por el parque eólico será el resultado de la producción de energía, laeficiencia del parque eólico y la determinación de la viabilidad técnica de las turbinas analizandofallas y mantenimiento de los equipos, así como pérdidas debido a interferencias entre máquinas,indisponibilidad, turbulencia, transmisión y sistema de control, obteniendo finalmente.

La energía neta generada será de utilidad para el análisis económico, mientras que el análisis eléctricodeterminará la factibilidad de conexión a la red eléctrica.

Finalmente, la evaluación de la disponibilidad del terreno y los aspectos políticos y legales vigentespermitirán conocer la viabilidad del proyecto eólico.

b. Viabilidad Técnica

Viabilidad eólica: potencial del viento

i.1 Importancia del viento en la Producción de Energía

Un aerogenerador obtiene su potencia de entrada convirtiendo la energía cinética del viento enenergía mecánica, el modelo necesario para determinar la energía convertida se basa enhipótesis de trabajo con condiciones de borde (esto es común a todo modelo matemático).

La Teoría de cantidad de movimiento, se establece de acuerdo a las siguientes hipótesisllamadas "Hipótesis de Rankine y Froude": supone al aire como un fluido ideal sin viscosidad,en todo el campo fluido, salvo en las proximidades muy inmediatas al plano del rotor.

El movimiento en todo el campo fluido es subsónico con lo cual se puede considerar al aire eneste caso incompresible y, en consecuencia, su densidad es constante en todo el campo. Elproblema fluido térmico está desacoplado del problema fluido mecánico. No estudia lavariable temperatura.

El movimiento del fluido es estacionario, es decir, no depende del tiempo. En consecuencia,todas las variables dependen sólo del punto del espacio donde se calculen. No tiene en cuentala velocidad de rotación del rotor ni tampoco la de su estela. Contempla al rotor como un enteespecial, más concretamente como un disco por así decirlo " poroso " o disco límite, al cual sellegaría colocando en él infinitas palas a su vez infinitamente delgadas.

Las magnitudes empleadas para representar las variables fluidas en una sección rectadeterminada del tubo de corriente considerado, son magnitudes equivalentes de su perfil dedistribución a lo ancho de dicha sección considerada.

Fig 1 tubo de viento uniforme – sección A

La sección A está fija en el espacio y elfluido pasa a través de ella. Consideremosuna sección móvil A' que se desplaza con elfluido a la velocidad V1 y que tiene el mismoárea que la sección A. En un determinadoinstante, la sección A' esta en la posiciónindicada en la figura. Sea Δt el tiempo quetarda en llegar dicha sección A' a coincidircon la sección A.

Por tanto, en ese intervalo de tiempo t, la cantidad de masa que atraviesa a la sección A es lamasa contenida en el cilindro de bases A-A’ y de longitud L, es decir:

m = A V1 t (1)

dónde la energía cinética es:

E = 2 2 21 1 1 1

1 1 1m V = A V t V = A t V2 2 2

(2)

La potencia es la velocidad con que se transforma la energía, por lo tanto, la ecuación depotencia para esta energía será:

31

dE 1= W = A V (w)

dt 2 (3)

Las unidades de las variables serán: la densidad del aire ( 3kg

m ), el área de la sección

considerada (para turbinas de eje horizontal es circular e igual a2D

4

) A (m2) y la velocidad

del viento V1 ( mseg ).

La siguiente figura exhibe la potencia del viento para diámetros de palas de 22 metros y 50metros.

Fig. 2 potencia del viento (kW) – valores teóricos -

La potencia (ecuación 3) de entrada al aerogenerador procede de la conversión de la energíacinética del viento, una cantidad de esta energía será convertida en energía mecánica. Esrazonable suponer que si el aerogenerador produce energía a partir de la energía del viento, elviento que abandona la turbina debe tener un contenido energético menor que el que llega a laturbina.

La teoría de cantidad de movimiento y el modelo observado en la figura 3 determinará lapotencia teórica que el aerogenerador extrae del viento. Se puede afirmar que cuando laenergía es transferida desde el tubo de aire al aerogenerador y las condiciones son óptimas, secumple que (Fig. 3):

V2 = V3 = 12 V3

; V4 = 11 V3

; A2 = A3 = 12 A3

; A4 = 11 A3

(4)

La diferencia entre la potencia de entrada y salida del área de barrido será entonces lapotencia extraída:

3 3 3m,ideal 1 4 1 1 4 4 1 1

1 1 8P = P - P = (A V - A V ) = ( A V )

2 2 9 (W) (5)

Debemos considerar (Fig. 3) que el tubo de aire es menor que la turbina ( 2

2A

3) por lo que la

ecuación de la Pm,ideal (potencia mecánica ideal) será:

3 3 3m,ideal 2 1 2 1 2 1

1 8 2 1 16 1P = ( A V ) = ( A V ) = ((0.593) A V )

2 9 3 2 27 2 (W) (6)

Fig. 3 presión estática y velocidad del viento atravesando el área de barrido de las palas

Dónde 0.593 es el coeficiente de Betz. Esta ecuación muestra que una turbina no puedeextraer mas que el 59.3% de la potencia de un tubo de aire de la misma área.

Luego la ecuación de potencia que relaciona el turbogenerador y la ecuación (6) es lasiguiente:

real 3rotor

1P = Cp A V2 (W) (7)

Se ha utilizado A (sección de barrido) y V(viento en la sección de barrido) con el fin defacilitar la escritura de la ecuación.

Cp (coeficiente de potencia de un aerogenerador) es el rendimiento con el cual funciona elaerogenerador y expresa qué cantidad de la potencia total del viento incidente es realmentecapturada por el rotor, es el rendimiento eléctrico/mecánico, A es el área de barrido, es ladensidad del viento y depende de la temperatura y V es la velocidad del viento, por lo que enesta ecuación se observan los elementos de juicio importantes para la elección delaerogenerador y del sitio de emplazamiento:

3

es importante una zona con alta densidad del viento preponderanteCp A importante para la elección del aerogenerador

V es importante una buena medición del viento

La figura 4 nos muestra la potencia por unidad de superficie como resultado de lasecuaciones (5) y (6). Se incluye también en esta figura la potencia por unidad desuperficie (ecuación (7)) para aerogeneradores con control stall y control pitch.

Fig. 4 curvas que ejemplifican las ecuaciones (5) y (6) para P/A y la ecuación (7) paracontrol stall y pitch.

i.2 Influencia del terreno en la elección del sitio

Como el viento se mueve a través de patrones locales, la topografía y la temperatura puedenmodificar la velocidad y la dirección del mismo. El grado de rugosidad tiene muchaimportancia ya que una superficie desigual produce mayor rozamiento y afecta la propagacióndel viento, reduciéndolo. Este proceso de frenado ocurre en la capa límite terrestre (Fig. 5).

Un terreno liso (diferencias de altura menores a 60 metros y la relación h 0.03 (ver 9.4.4))

puede ser un buen lugar para un emplazamiento y menos difícil que un terreno montañoso.

Fig. 5 Variación del viento con la altura.Capa límite terrestre.

Fig. 6 Nuevo perfil de viento sobre el nivel delsuelo

La siguiente ecuación nos muestra la variación del viento con la altura y la influencia de lacapa superficial en su propagación para una distancia al suelo “z”:

αV(z) zV(H) H

(8)

Dónde: H es la altura de referencia y es la exponente relacionado con la rugosidad.

Los valores de pueden obtenerse de la siguiente tabla:

TIPO DE TERRENO Coeficientea

TIPO DE TERRENO Coeficientea

Lugares llanos con hielo o hierba 0,08-0,12 Zonas rústicas 0,2lugares llanos (mar-costa) 0,14 Terrenos accidentados o bosques 0,2-0,26

Terrenos poco accidentados 0,13-0,16 Terrenos muy accidentados y ciudades 0,25-0,4

Tabla 1 valores de los coeficientes para diferentes terrenos

El gráfico incluido a continuación y la tabla 2 muestran la influencia de los obstáculos asotavento del parque eólico.

Fig 7 Zona de flujo alterada por obstáculo de altura H

Porosidad (Área rasa %área total)

0% (sin espacioentre árboles)

20% (con follajedenso

como el pino oárboles

de hoja ancha)40% (con follaje

denso)

% disminución de velocidad 40 80 70% disminución de potencia 78 99 97% aumento turbulencia 18 9 34% disminución de velocidad 15 40 55% disminución de potencia 39 78 90% aumento turbulencia 18 - -% disminución de velocidad 3 12 20% disminución de potencia 9 32 49% aumento turbulencia 15 - -

5H

15H

10H

Tabla 2 Pérdida de la potencia y disponible y aumento de la turbulencia a sotavento decortinas de protección. Los cambios se expresan como porcentaje del flujo a barlovento.

El efecto de una estribación sobre la generación eólica se exhibe en la Fig. 8 y en la Tabla 3 selistan aspectos favorables o desfavorables para el lugar de instalación.

Fig. 8 Variación del viento % del viento sobre una estribación ideal.conveniencia del lugar

de instalación pendiente en % ángulo de la laderaideal 29 16º

muy buena 17 10ºbuena 10 6º

razonable 5 3ºmenos de 5 menor de 3ºmás de 50 mayor de 27ºno aconsejable

Tabla 3 conveniencia del lugar del turbogenerador teniendo como base la ladera de laestribación.

Por lo tanto, el viento como impulsor de la turbina eólica y la topografía regional determinano no la viabilidad técnica de un parque eólico.

i.1 Atlas Eólico

El Atlas eólico es una herramienta que permite determinar a priori la viabilidad o no de unfuturo proyecto; seleccionando el mejor lugar dentro de una región para la localización delparque eólico.

El análisis del viento para un atlas eólico requiere de una descripción del lugar con el fin deobtener:

El modelo de resguardo (factores de corrección de obstáculos)

El modelo orográfico (factores de corrección orográfico - histogramas corregidos)

y los cambios de rugosidad (factores de cambio de rugosidad - histogramas de vientosgeostróficos)

Para obtener el conjunto de datos que permitirán la confección del atlas eólico se requierenseries temporales de velocidad y dirección del viento, histogramas por sectores de lasfrecuencias de velocidades de viento y los parámetros de Weibull por encima de lasrugosidades de referencia extrapoladas para las alturas de referencia.

Del atlas eólicos se obtienen valores medios de viento, la rosa de frecuencia de los vientos, ladistribución de Weibull, la velocidad media y la energía.

La distribución del viento es descripta con buena precisión por la distribución de Weibullcuya ecuación es:

u1ck vf(v) = e

c c

kk

(8)

Los parámetros c y k son los parámetros de escala y forma respectivamente. Los valore deestos parámetros dependen de los valores de velocidad de viento registrados.

Las siguientes figuras (Figs. 9, 10, 11 y 12) se obtuvieron del atlas eólico para la Provincia deBuenos Aires.

Fig. 9 La distribución de Weibull para Bahía Blanca– k =2.3075 – Media = 7.96 m/s y Mediana = 7.7

(se utilizó el programa trazador de la distribución deWeibull de http://www.windpower.org

Fig. 10 Frecuencia de vientos en Bahía Blanca

Fig. 11 Velocidad media de vientos en Bahía Blanca Fig. 12 Rosa de los vientos vemos, la frecuencia(azul), el producto del viento por su frecuencia (negro)

y la energía multiplicada por su frecuencia (roja)(programa trazador http://www.windpower.org

Los datos expuestos en dichas figuras fueron elaborados por el grupo de investigación GESE(www.frbb.utn.edu.ar/gese/index.html) de la UTN – Facultad Regional Bahía Blanca - para efectuarun atlas eólico recopilando 10 años de medición en 18 estaciones meteorológicas y dosmediciones locales por 2 años) (sitio: Bahía Blanca – Sur de la Provincia de Buenos Aires):

Conociendo los parámetros de la distribución de Weibull, la velocidad media del viento, larugosidad, y la curva de potencia del turbogenerador se determina la energía anual generadaen el probable sitio de emplazamiento (cálculo de la viabilidad económica).

Procesados los datos de viento se requiere conocer la forma de la curva de potencia de losaerogeneradores ya que indica la potencia eléctrica disponible a partir de la velocidad delviento. Esta curva está relacionada con el tipo de control. La Fig. 13 muestra dos curvas depotencia (estas curvas serán dato del fabricante para cada equipo):

Fig. 13a Curva de potencia para unaturbina con control por variación del ángulo

de paso (pitch controlled).

Fig. 13b Curva de potencia para una turbina concontrol por pérdida aerodinámica (stall

controlled).

Otro sistema de control es el “active stall controlled” (control activo de potencia por pérdidaaerodinámica), cuya curva tiene similitud a la de pitch controlled.

Viabilidad Técnica: Integración de las Turbinas Eólicas a la RedEléctrica

El análisis de la integración de las turbinas eólicas a la red eléctrica existente se inicia con laelección de la turbina eólica por ser la fuente de energía a conectar al sistema.

El comportamiento de la turbina en cuanto a su velocidad de rotación y la forma en que dichavelocidad pueda variar determina el aprovechamiento del recurso eólico (por la variación dela velocidad específica), el impacto por la interconexión del aerogenerador a la red eléctrica ya las solicitaciones mecánicas a las que se ve sometido.

Las configuraciones son:

Velocidad Descripción – Tipo de Generador

Constante(variación < 2%)

Generador asíncrono directamente conectado a la red, una variante esutilizar un generador asíncrono con dos devanados (6 polos paravelocidad baja y 4 polos para velocidad de viento mayor)

Prácticamenteconstante

(Variación < 10%) - Generador asíncrono con resistencias en el rotorcon el fin de permitir mayor deslizamiento.

Variable Generador asíncrono doblemente alimentado ó generador síncrono(multipolos sin caja multiplicadora) excitado mediante convertidor ocon rotor de imanes permanentes.

Tabla 4 Tipo de configuraciones en relación a la velocidad

Fig 14 Conversión de energía eólica en eléctrica y conexión a la red eléctrica

Un parque eólico presenta características diferentes a las de un turbogenerador aislado:

1. pérdidas de conjunto por efecto estela

2. fluctuaciones de potencia suavizada

3. Puede producir fenómenos de armónicas y flickeo.

La fortaleza de la red es entonces importante para la viabilidad eléctrica del parque.

La tensión generada por los aerogeneradores es B.T. (generalmente 0.69 (kV) por lo que lainterconexión entre los equipos se efectúa mediante transformadores de 0.69/20 (kV) porejemplo (en los Países latinoamericanos puede ser de 0.69/13.2 kV).

La Subestación transformadora que conecta el parque a la red eléctrica generalmente elevadesde M.T. (media tensión) a A.T. (alta tensión), por ejemplo 20/120 (kV) (en Paíseslatinoamericanos de 13.2/132 kV).

Fig. 15 Esquema unifilar de un parque eólico y conexión a la red eléctrica.

Los estudios de viabilidad requieren un análisis de la capacidad de aceptación de la energíaeólica insertada en el punto (capacidad de transporte de la red eléctrica), por lo que debemosevaluar el comportamiento estático y dinámico del sistema.

Se plantean varios escenarios con el fin de cumplir con estos aspectos de cálculo quedeterminarán la viabilidad del parque conectado en ese punto a la red eléctrica. Se debeevaluar el criterio de diseño para el ingreso del parque eólico a la red:

1. Criterio de diseño estático: debe garantizar el nivel de tensión adecuado paramantener la tensión en niveles apropiados (es aceptable cuando en los nodos delsistema la variación de la tensión es menor o igual a 2%). Se simulan escenarios conmáximo aporte del parque eólico y con el parque eólico fuera de servicio.

Con el fin de implementar un cálculo estático, tomando escenarios diferentes (porejemplo un escenario de pico de carga con aporte del parque eólico de diferentescaracterísticas de potencia activa y reactiva) se determina el flujo de carga. Estecálculo se efectúa porque la filosofía de diseño de la red cambia al insertar un parqueeólico modificando los flujos de carga del sistema y estableciendo nuevas condicionesque pueden afectar el transporte de energía, del mismo modo se verifica la capacidadtérmica. Según el tipo de generador eólico elegido en muchas ocasiones existe lanecesidad de compensar la energía reactiva, el diagrama de flujo permitirá observartanto el flujo de energía activa como reactiva. Si la capacidad en kVAr instalados esmenor que 20 Scc (ecuación (10)) entonces los problemas de tensión serían evitadosincluido el flicker (ecuación (11)).

Fig. 16 Circuito unifilar del sistema

_ _B

F F B2 2L

VI = Scc = I V

R +X (9)

L LA B 2

B

PR + QX PR + QXVV = V - V = =

V V V

(10)

LL 2

X QV QSi X R =V V Scc (11)

La siguiente figura exhibe un diagrama de flujo de carga::

Fig. 17 Flujo de carga de un PE (2x600 kW) generando a potencia nominal.

2. Criterio dinámico: como el criterio estático no garantiza por sí solo uncomportamiento aceptable del funcionamiento de la red, se utiliza el criterio dinámico,simulando un escenario de fallas que producen disminuciones de tensión y súbitoaumento en el aporte del parque eólico, colapsando el parque con la súbita salida deservicio de los aerogeneradores. Se evalúa entonces la frecuencia verificando que nodescienda por debajo de los valores admisibles (la frecuencia mínima mayor o igual a0.1 Hz en el primero escalón de los relés de alivio de carga).

Para implementar el criterio dinámico se efectúa un cálculo de estabilidad transitoriasimulando perturbaciones severas que produzcan deterioro de la frecuencia imputablea la salida de servicio del parque eólico. Por ejemplo: (salida de servicio intempestivadel parque) falla trifásica sobre la línea de AT con consecuente salida de servicio de lared eléctrica afectada y del parque eólico.

3. Calidad de producto: Deben verificarse aquellos aspectos que afectan la calidad de latensión nodal como ser armónicas, flicker, huecos de tensión, sag y swell. El análisisrequiere de estudios relacionados a cumplir con los requisitos exigidos. La Fig. 14 nospermite observar que muchos aerogeneradores utilizan convertidores, por lo que lapresencia de armónicas para no afectar el sistema debería ocurrir en una frecuencia porlo menos 50 veces la frecuencia fundamental.

Dados los parámetros nominales de los aerogeneradores, Pn,Qn,Sn,In,Un, potenciamáxima autorizada, Pmax, valores medios, P60 y Q60 (media 60 seg), P0.2 y Q0.2 (media0.2 seg) y los cálculos efectuados en escenarios de puesta en marcha y peor conexión,se calcula un factor de flicker y factor de variación de tensión.

Fig. 18 Eventos de tensión.

Dos parámetros referidos a la variación de tensión por unidad se valoran en el flicker(ecuación (11) – 20 Scc > Q): Pst (corta duración) se calcula sobre un período de 10 minutos,y el Plt (larga duración) se calcula para 12 valores de Pst en un período de 2 horas. Se debenanalizar las variaciones de la tensión en conexión y el flicker durante la operación deconexión y en funcionamiento continuo.

Síntesis

variables Nível Ptos frontera eventual porcentajes Tipo de análisis

tensión Vn -2,5%<Vn<5% -6,25<Vn<8,7510% durante 95% tiempo

(depende de la norma) flujo de cargas

Comportamiento del sistema frente a contingencias (análisis de contingencias)Fallo de doble circuitoFallo simple

No se producen cortes de mercado, sinsobrecargas,

los transformadores no se sobrecarganmas del 10% en invierno

y 0% en verano, las tensiones se mantienendentro de los puntos frontera.

No se producen cortes de mercado, se admite un 15% desobrecarga, se admite sobrecarga en transformadores

hasta el 20% en inverno y 10% en verano.

Márgenes de tensión a respetar

Tipo de análisis

flujo de cargas

Tipo de análisis

análisis decortocircuito

Tipo de análisisFlujo de cargas

Calidad de suministroLos generadores de inducción con conexión directa quedan exceptuados (no tienen convertidores)

Los generadores con convertidores deben cumplir las normas vigentes.

Flicker

Análisis en funcionamiento continuo y durante las operaciones de conexión

Frecuencia máxima de conexión: 3 por minutoLímite de la caída de tensión: 2% -

Variación de tensión durante la conexión

Capacidad térmica de la líneadescripción

La potencia total de instalación conectada no superará el 50% de la capacidadde la línea en el punto de conexión y del transformador si estuviera conectado a uno

Potencia máxima evacuabledescripción

Factor de potencia adecuado a las normas

Potencia máxima evacuabledescripción

La potencia máxima evacuable en cada punto de conexión no superará el 5% de lapotencia mínima de cortocircuito en dicho punto sin aportar nuevas instalaciones.

Pmax = Scc/20 (MVA)

Tabla 5 Síntesis de cálculos de integración eléctrica de un parque a la red eléctrica.

c. Viabilidad Económica de la Energía Eólica

Puede desarrollarse una viabilidad económica a partir del análisis de costos del kWh, algunosmétodos utilizados para la determinación de los costos se presentan a continuación:

Mátodo:

EPRITAG

ElectricPower

ResearchInstitute

CICOE = FCR* +(OM)

8760 CF(9)

COE= costo de la energía generada U$S/kWh .

FCR = cargo fijo de gastos – CI=costo de la inversión .

CF = factor de capacidad =Energía anual de generación estimada

8760*P(10)

Energía anual de generación estimada = generación neta incluyendo todas las detenciones.

OM = costos directos de operación y mantenimiento

Las limitaciones de este método son las siguientes:

Asume la amortización de la deuda en un tiempo igual a la vida útil del parque yno admite considerar un retorno variable del monto de contado y del montoadeudado, como tampoco de costos variables.

Mátodo:

Del Dr.Bastanion

N

C iCE = +OM1Ea 1-

(1+i)

(11)

CE= costo de la energía generada U$S/kWh .

Ea = energía media generada en un año (kWh); i = interés anual sobre el capital; N = años devida útil del parque; OM = costos de operación y mantenimiento; C = costos de construcción.

Las limitaciones de éste método son similares a las del método anterior.

Mátodo:

Desarrolladopor el CREE

(RepúblicaArgentina)

CICOE = * a+OM = EIC*b

E(12)

COE= costo de la energía generada U$S/kWh .

CI = costo de la inversión de la instalación llave en mano .

a (tasa anual de costos y capital) =n

n

q * (q - 1)q -1

con q=1+i (13)

I=interés annual; Om= costo de operación y mantenimiento; EIC= costos específicos de laenergía; b= costos anuales de servicio; E= estimación de la energía generada

Mátodo:

Desarrolladopor el IEAP

Agenciainternacional

de energíapara

conversoreseólicos

Toma en cuenta el interés verdadero y la inflación. Se basa en laestimación de costo actualizado.

Otro método

COE = [(Cc x TCF) + COyM]/Ea (14)

Cc = Costo de capital con instalación .

COyM = Costo anual de Operación yMantenimietno .

TCF = Tasa de cargo fijo = fracción de los costos de capital pagados cadaaño por financiamiento (Mayor que la tasa de interés del préstamo, i,

Mayor que 1/N, donde N = duración del financiamiento (años), Ejemplo:i = 5%, N = 20 -> TCF > 0.08024)

Ea = Producción anual de energía (kWh/año) .

Otra forma de establecer la viabilidad económica de un parque eólico se basa en establecer siel flujo de caja es positivo y justifica la inversión (tasa de rentabilidad positiva y unTIR>costo del capital).

El método determina un mediante una simulación considerando diversos escenarios (normal,pesimista y optimista)

El VAN se define mediante la siguiente ecuación:t

nn

n=0

FFoVAN = -Cc +

(1+r) (15)

Dónde, Cc = Costo o inversión inicial; FFo= Flujo de fondos de cada uno de los “n” períodos;n= numero de períodos; r = Tasa de descuento

El TIR es una herramienta muy utilizada en finanzas. Dado un flujo de fondos y undeterminado VAN, la TIR es la tasa de descuento que permite igualar ese VAN a cero.

(16)

Esta es la formula a utilizar, donde la incógnita es la TIR representada por la “r”. En laactualidad con la tecnología disponible su cálculo es cómodo. Si la TIR es mayor que el costodel capital nos daría un VAN positivo.

Podemos calcular el periodo de retorno simple como método sencillo pero de poca exactitud(deja de lado algunas variables que se toman posteriormente en cuenta) para evaluar el tiempoen recuperar la inversión.

Período de Retorno Simple =Cc

Ea Pe(17)

Dónde, Cc = Costos de capital con instalación; Ea = Producción anual de energía (kWh/año) yPe = Precio del kWh.

El flujo de fondos para ‘n’ periodos (los periodos son elegidos por el calculista y puede ser lavida útil del parque eólico), genera un resultado de mayor exactitud permitiendo aplicarsimulaciones con diversos escenarios de cálculo (Fig. 19).

Fig. 19 Tabla de flujo de fondos

Se establece el flujo de fondos por periodo partiendo desde el año cero que es el de inversióninicial hasta el periodo “n”. En los primeros periodos el VAN puede dar negativo.

Análisis de Sensibilidad

La viabilidad económica de instalación puede, como se expuso en párrafos anteriores,evaluarse tomando en cuenta los costos de generación o evaluarse a través de comprobar laviabilidad financiera (TIR y VAN).

El análisis de la sensibilidad de las variables (reacción de las variables ante estímulos externosdependiendo del escenario de cálculo adoptado) dependerá del método adoptado, si seanalizan los costos de generación (tarifa no regulada) las variables serán: disponibilidadtécnica, inversión, vida útil, velocidad media e interés. La figura 20 muestra un ejemplo desensibilidad a la variación del costo de energía.

Fig. 20 Sensibilidad del costo de energía

Si el método adoptado es la viabilidad financiera las variables serán: la energía producida, losprecios de la energía, subsidios (si existieran), otros ingresos, los costos de operación ymantenimiento y los costos de instalación (Fig 21).

En este caso el análisis de sensibilidad mide la respuesta o el cambio en la rentabilidad de unproyecto y se efectúa con respecto a los parámetros más inciertos.

En un análisis de riesgo la técnica de escenario permite realizar un análisis del riesgo delproyecto simulando su comportamiento en diferentes entornos futuros. Esto implica lamanipulación de variables críticas con el fin de determinar la viabilidad del proyecto endiferentes contextos futuros y la sensibilidad de los resultados respecto a las mismas.

En combinación con esta técnicase utiliza una herramientapoderosa que es la simulación. Semodela el proyecto en función dediferentes variables consideradasrelevantes. Los escenarios sedefinen por una distribución típicaestocástica de las variablesseleccionadas.

Luego se experimenta sobre losmodelos utilizando programasespecializados de simulación porcomputadora y se genera unreporte en que constan losresultados y las conclusiones sobrelos mismos. Para poderexperimentar sobre el sistema sedebe generar un modelo que nosolo sea adecuado al mismo yrefleje claramente sucomportamiento y las múltiplesinteracciones entre las variables,sino que además permita tomardecisiones. Fig. 21 Esquema del flujo de fondos (cuadros celestes)

con las variables que se adoptan para la simulación(cuadros verdes) y el escenario (cuadro rojo).

Como ejemplo de la simulación efectuada y el análisis de sensibilidad la Fig. 22 muestra unasimulación sobre un escenario pesimista.

Fig. 22 Simulación en un escenario pesimista.

En la simulación corrida sobre el modelo situado en el escenario pesimista se puede observarque el VAN tomó valores negativos en el 51,71% de los casos. La zona roja nos indica loscasos en donde el proyecto no es viable. Es decir el riesgo del proyecto es de 51,71%.

La Fig. 23 muestra el análisis de sensibilidad, el cual muestra una gran influencia del tipo decambio, precios del MEM (mercado eléctrico mayorista) y de los precios de usuarios finales.Esto permite observar la importancia en el seguimiento de las variables para una futuraexplotación.

Fig. 23 Sensibilidad para el escenario pesimista

d. Viabilidad Institucional

La valoración de la energía eólica respecto de los beneficios ambientales y sociales es difícilde cuantificar y por lo tanto dependen de decisiones políticas.

Se requiere de apoyo mediante políticas adecuadas que permitan la producción de energía deforma independiente, que cree mecanismos que aseguren la compra de energía y le den marcolegal asegurando venta garantizada, precio garantizado y medición neta de la energía.

e. Conclusiones

Dada las condiciones técnicas aceptables (vientos adecuados, correcta disponibilidad delterreno y una apropiada interconexión eléctrica que cumpla los aspectos técnicos exigidos), larentabilidad adecuada con una sensibilidad correcta y una política sustentable hacia lasenergías renovables, puede decirse que se han cumplido todas las condiciones para considerarviable la instalación eólica.

Este Diagrama lista las condiciones de aptitud para considerar viable una instalación eólica:

Fig.24 Diagrama de viabilidad