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
Este contenido fue publicado originalmente en Windletter, una newsletter semanal con la actualidad del sector eólico. Puedes suscribirte gratis en este enlace
