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España Offshore

Santi Parés, Sales Manager Renewables en UL

Hace pocos años hubo una primera oleada (valga la redundancia) en la que varias empresas analizaron la factibilidad de proyectos offshore en el litoral español. Los precios de entonces, junto con la falta de coraje político para apoyar esos proyectos, dejaron que la industria española pusiera rumbo al Báltico o Mar del Norte.

 

El tipo de lecho marino y profundidades en la península tampoco ayudaron mucho (TIRs menos que atractivas en aquel momento). Hay que reconocer que la tecnología ya era suficientemente madura[JA1]  y se miraron de manera muy preliminar hasta 5 GW. Incluso conviene recordar que la industria española, alumna aventajada en eólica onshore, no se quedó parada. Ahora algunas de nuestras empresas están liderando proyectos internacionales tanto como desarrolladores como en la supply chain. Como me dicen mis compañeros del equipo UL offshore, los ingredientes en España los tenemos, solo que los cocinamos fuera del país. Otra[JA2]  iniciativa fructífera fue la aparición de alguna spinoff que hoy en día ha conseguido consolidar su posición en el sector (en el internacional claro). También hubo iniciativas en plataformas de I+D e incluso el liderazgo de proyecto europeos relevantes (por ejemplo el H2Ocean). Parques comerciales no, ninguno. Cabe recordar que en nuestro país vecino sí que se instaló una turbina flotante.

En el 2021 parece que hemos pegado un buen salto. Tenemos un marco (POEM, el Plan de Ordenación del Espacio Marítimo) que permitirá ubicar plantas offshore bajo criterios de viabilidad. En el borrador disponible a fecha de este artículo, se refiere a unos 8.000 km2 de zonas marítimas en las que presumiblemente se podrían instalar hasta 40 GW. Estas cifras podrían dar a pensar que estamos frente a un momentum mucho más sólido que la mencionada primera ola. Ojo, que estos números quizás no son tan robustos como podríamos pensar. Las cifras salen de considerar que los proyectos offshore se pueden ubicar en zonas marítimas que pueden llegar a tener hasta 1.000 m de profundidad. ¿Se puede ubicar un proyecto offshore a una batimetría de 1.000 m? Spoiler: la respuesta es no, no es posible[JA3] . Sí es cierto que la tecnología actual permite eso, y también ir a la Luna, pero es un disparate pensar que esas ubicaciones tienen visos de realidad comercial en los próximos años. Y la distancia a costa, de varias decenas de millas, también minan la viabilidad de estos proyectos (muchas zonas requerirían subestaciones intermedias). Si estamos remando en el rumbo indicado por el PNIEC, hay que poner el velamen adecuado, incluyendo el tempo. No es suficiente la dirección, la velocidad importa muchísimo.


Offshore flotante
Al decir offshore, en España se refieren mayoritariamente a offshore flotante[JA5] . En algún momento impreciso, el discurso sobre el impulso a la eólica marina consideró que en España el offshore debía ser flotante. Parecería que tenemos argumentos sólidos detrás de esta decisión, pero estaría muy bien mostrar los estudios con los que se argumentó una decisión de este calibre y transcendencia huyendo de lo que pueden parecer ‘tendencias de origen difuso’). En todo caso, la eólica flotante también tiene un CAPEX que utiliza, entre otras variables, la profundidad en la que se ubica la estructura flotante (y no solo en su vertical). No es lo mismo el anclaje de un flotador a 30 m de batimetría, que un anclaje a 100, ni a 150 ni a 1.000.  El tipo de anclaje, cableado y cimentaciones, tienen unos costes muy sujetos a las condiciones de cada emplazamiento. La distancia a la costa impacta en los costes de la conexión (que como todos sabemos casi nunca se hace en línea recta). Al final, el LCOE debe estar en los rangos que el sector admite, la descarbonización de la energía requiere fuentes de generación renovables y a costes admisibles por el marco económico.

Generalizando un poco más, la eólica flotante se puede considerar con suficiente madurez pero no exenta de riesgos tecnológicos. Existen estrategias para mitigar dichos riesgos y conseguir el confort necesario para todo lo relacionado con la seguridad, la confiabilidad y la performance de estas plantas. El dichoso ‘devil is on details’  puede quedar oculto en aquellas planificaciones o decisiones donde se infravalore el impacto de una componente tecnológica en el futuro proyecto. Por ejemplo, un riesgo a mitigar es el derivado de las condiciones meteoceanográficas. En cualquier emplazamiento que consideremos, las condiciones ambientales (aéreas, marinas y submarinas) son determinantes para la programación de tareas, el estudio de paradas, programación de mantenimiento, diseño de torre y estructura semisumergida, etc. Debemos realizar los trabajos considerando la criticidad del análisis, no solamente para el estudio de producción sino para el diseño entero de la planta BOP y EBOP. Y es solo un ejemplo.

Artículos sobre eólica | 27 de julio de 2021

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