Desarrollo de una herramienta para la valoración del impacto de innovaciones en energía eólica flotante

MÁSTER UNIVERSITARIO EN INGENIERÍA INDUSTRIAL TRABAJO FIN DE MÁSTER DESARROLLO DE UNA HERRAMIENTA PARA LA VALORACIÓN DEL IMPACTO DE INNOVACIONES EN ENERGÍA EÓLICA FLOTANTE Estudiante Escalona Corral, Ana Director Blanco Ilzarbe, Jesús María Departamento Ingeniería Energética Curso académico 2020/2021 BILBAO, 1 DE MARZO DE 2021 2 CONTENIDO RESUMEN 5 LISTA DE ACRÓNIMOS 6 ÍNDICE DE FIGURAS 7 ÍNDICE DE TABLAS 11 1 INTRODUCCIÓN A LA EÓLICA FLOTANTE Y SU CONTEXTO 14 1.1 La energía eólica flotante en el contexto de las renovables 14 1.2 Desarrollo y potencial de la energía eólica offshore y flotante 15 1.2.1 Desarrollo a nivel mundial y europeo de la energía eólica offshore 15 1.2.2 Potencial de la energía eólica flotante en Europa 16 2 OBJETIVOS, ALCANCE Y BENEFICIOS 19 3 ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS DEL PROYECTO 21 3.1 Metodología 21 3.2 Indicadores 22 3.3 Herramientas y modelos tecno económicos para parques eólicos offshore 24 3.4 Software 25 4 ESTADO DEL ARTE DE LA TECNOLOGÍA 26 4.1 Subestructuras 27 4.1.1 TLP 27 4.1.2 Spar buoy 28 4.1.3 Semisumergible 28 4.1.4 Comparación de las tres tecnologías 29 4.2 Sistemas de fondeo 31 4.2.1 Líneas de fondeo 31 4.2.2 Anclas 33 4.3 Cables dinámicos 34 5 COSTES EN EÓLICA FLOTANTE 36 5.1 Coste nivelado de la energía (LCOE) 36 5.1.1 Valor actual neto 37 5.1.2 Tasa de descuento 37 5.1.3 WACC 38 5.2 Desglose detallado de los costes del ciclo de vida 39 3 5.2.1 Introducción 39 5.2.2 Costes totales de construcción (CAPEX) 40 5.2.3 Costes de operación y mantenimiento (OPEX) 49 5.2.4 Costes relativos al desmantelamiento (DECEX) 55 6 MODELIZACIÓN DE COSTES Y PRODUCCIÓN DE ENERGÍA 56 6.1 Modelización de los costes 56 6.1.1 Costes totales de construcción (CAPEX) 56 6.1.2 Costes de operación y mantenimiento (OPEX) 71 6.1.3 Costes asociados al desmantelamiento (DECEX) 75 6.2 Modelización de la producción de energía 77 7 DEFINICIÓN DEL PARQUE EÓLICO BASE 81 7.1 Datos generales del parque eólico base 81 7.2 Datos generales sobre la fabricación 81 7.2.1 Diseño y desarrollo 81 7.2.2 Área necesaria para la fabricación 81 7.2.3 Embarcaciones necesarias para el transporte y la instalación 82 7.3 Datos generales sobre las actividades de O&M 84 7.4 Datos generales sobre el desmantelamiento 85 7.5 Datos particulares de los componentes principales 85 7.5.1 Aerogeneradores 85 7.5.2 Subestructura 87 7.5.3 Sistema de fondeo 90 7.5.4 Conexión a la red 91 7.6 Producción anual de energía (AEP) 93 7.7 Otros datos relativos al cálculo LCOE 94 7.7.1 Parámetros temporales 95 7.7.2 Parámetros financieros 95 7.8 Validación del modelo tecno económico 96 8 MODELIZACIÓN DEL IMPACTO DE INNOVACIONES 98 8.1 Protocolo de evaluación del impacto de una innovación sobre el LCOE 98 8.1.1 Selección de las fuentes de información 98 8.1.2 Formato y estilo de la entrevista 99 8.1.3 Recogida de información 100 4 8.1.4 Análisis de la información obtenida y contraste de conclusiones 107 8.2 Incorporación al modelo tecno económico 108 9 DESCRIPCIÓN DE LA HERRAMIENTA 109 9.1 Descripción general de la herramienta 109 9.2 Estructura de la herramienta 110 9.2.1 Ventanas del modelo tecno económico 111 9.2.2 Ventanas de funciones adicionales 113 10 METODOLOGÍA DEL DESARROLLO DEL PROYECTO 118 10.1 Descripción de tareas 118 10.2 Diagrama de Gantt 119 10.3 Presupuesto 120 11 CONCLUSIONES 121 12 REFERENCIAS 122 ANEXO I – EMBARCACIONES 127 ANEXO II – ECUACIONES DEL MODELO MATEMÁTICO 128 ANEXO III – NOTACIÓN DEL MODELO MATEMÁTICO 132 ANEXO IV – RESULTADOS DEL MODELO TECNO ECONÓMICO PARA EL PARQUE EÓLICO BASE 137 ANEXO V – DIAGRAMA DE PROCESO COMPLETO DE LA FASE 2 DE LA ENTREVISTA PARA LA DETERMINACIÓN DEL IMPACTO DE INNOVACIONES 141 ANEXO VI – MANUAL DE USUARIO DE LA HERRAMIENTA 142 ANEXO VII – CÓDIGO DE LA MACRO DE EVALUACIÓN DE INNOVACIONES 155 5 RESUMEN ES: En busca de velocidades de viento mayores y más constantes la energía eólica está experimentando una transición hacia la eólica offshore. En Europa el 80% de los recursos eólicos offshore se encuentran en emplazamientos de más de 60 m de profundidad, donde la eólica offshore de base fija no es rentable y es necesaria la implantación de subestructuras flotantes diseñadas para aguas profundas. España y Portugal destacan como países con un gran potencial para desarrollar la energía eólica flotante, pero el sector necesita reducir significativamente el LCOE para alcanzar una posición competitiva frente a otras tecnologías. En este proyecto se desarrolla una herramienta para la evaluación del impacto de innovaciones en eólica flotante sobre el LCOE acompañada de un protocolo para modelizar dicho impacto. La herramienta está desarrollada en Excel y Visual Basic, y está constituida por un modelo de costes y producción de la energía al que se pueden incorporar los resultados de la evaluación del impacto de innovaciones realizada siguiendo el protocolo definido para modelizar dicho impacto. EUS: Haize abiadura handiago eta konstanteagoen bila energia eolikoa offshorera bideratzen ari da. Europan, itsas eolikoaren baliabideen %80-a 60 m baino sakonago kokatuta dago, non oinarri finkodun itsas eolikoa ez da errentagarria eta ur sakonentzat diseinatutako subegitura flotakorren ezarpena beharrezkoa den. Espaina eta Portugal nabarmentzen dira itsas energia eoliko flotagarria garatzeko pontentzial handiko herrialde gisa, baina sektoreak LCOE-a nabarmen murriztu behar du beste teknologiekiko posizio lehiakorra lortzeko. Proiektu honetan itsas energia eolikoko berrikuntzak LCOE-n duten inpaktua ebaluatzeko tresna bat garatzen da esandako inpaktua modelizatzeko protokolo batekin batera. Tresna Excel eta Visual Basic programen bidez garatu da, eta kostu eta energiaren sorkuntzaren modelo batez osatuta dago, zeini protokoloari jarraituz egindako berrikuntzen inpaktu analisiaren emaitzak erantsi ahal zaizkion. EN: In search of higher and more constant wind speeds the wind energy sector is shifting offshore. In Europe 80% of the available offshore wind resource is found in waters that are over 60 meters deep, where fixed bottom offshore wind stops being cost-effective and floating foundations designed for deep waters need to be deployed. Spain and Portugal stand out as countries with a very high potential to develop floating offshore wind, but the sector needs to significantly reduce the LCOE to be able to compete with other renewable energy technologies. In this project a tool is developed to evaluate the impact of innovations in floating offshore wind on the LCOE coupled with a protocol to model said impact. The tool is developed in Excel and Visual Basic, and it is composed by a cost and energy production model to which the results of the innovation’s impact evaluation, conducted following the defined protocol, can be incorporated. PALABRAS CLAVE Offshore, eólica flotante, LCOE, LCC, impacto de innovaciones 6 LISTA DE ACRÓNIMOS AEP Annual Energy Production - producción anual de energía AHTS Anchor handling and tug supply – buque de manejo de anclas CAPEX Capital expenses – costes totales de construcción / de capital D&D Diseño y desarrollo DECEX Decommissioning expenses – costes de desmantelamiento FCB Factor de carga bruto FCN Factor de carga neto FID Final investment decisión – decisión final de inversión LCOE Levelized Cost of Energy – coste nivelado de la energía M€ Millones de euros NREL National Renewable Energy Laboratory (United States Department of Energy) O&M Operación y Mantenimiento OPEX Operation expenses – costes de operación PR Prima de riesgo RFR Risk free rate – tasa libre de riesgo ROV Remotely Operated Vehicle – vehículo operado remotamente RWT Reference wind turbine – aerogenerador de referencia SAM System Advisor Model – software desarrollado por NREL SCADA Supervisory Control And Data Acquisition TeI Transporte e Instalación TIR Tasa Interna de Retorno TLP Tension Leg Platform – plataforma de líneas tensionadas TRL Technology Readiness Level - nivel de madurez tecnológica VAN Valor Actual Neto WACC Weighted Average Cost of Capital 7 ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1: Potencia global de energía eólica en GW y aportaciones anuales [1] ......................... 14 Figura 2: Potencia instalada globalmente de eólica offshore en 2019 [2] .................................. 15 Figura 3: Mapa topográfico del suroeste de Europa, con líneas isóbatas a 50, 100, 200, 500, 1000, 2000, y 5000 metros [13] ........................................................................................................... 17 Figura 4: Mapa topográfico de la costa vasca, con líneas isóbatas a 50, 100, 200, 500, 1000 y 2000 metros (adaptado de [13]) ................................................................................................. 18 Figura 5: Tres plataformas offshore de base fija (izq.) y tres flotantes (dcha.) (ilustración de Joshua Bauer, NREL) .................................................................................................................... 26 Figura 6: De izquierda a derecha: spar, semisumergible y TLP (ilustración de Joshua Bauer, NREL) ..................................................................................................................................................... 27 Figura 7: Rango de aplicación de las diferentes subestructuras, por profundidad .................... 29 Figura 8: Peso de las subestructuras sin (izquierda) y con (derecha) lastre [11] ........................ 29 Figura 9: Ejemplo de subestructura tipo TLP (Pelastar, cortesía de The Glosten Associates, https://glosten.com/).................................................................................................................. 30 Figura 10: Ejemplo de subestructura tipo spar buoy (Equinor, cortesía de Siemens) ................ 30 Figura 11:Ejemplo de subestructura tipo semisumergible ......................................................... 31 Figura 12: Cantidad de elementos de fondeo utilizados para cada tipo de subestructura [11] . 33 Figura 13: Longitud y peso de elementos de fondeo según tipo [11]......................................... 33 Figura 14: De izquierda a derecha: pilote de succión, ancla de arrastre, y ancla de gravedad (imágenes cortesía de Scott Hudson, Vryhof y Farinia) .............................................................. 33 Figura 15: Partes de un cable dinámico (adaptado de [42]) ....................................................... 35 Figura 16: Diferentes configuraciones de cables dinámicos (adaptado de [43]) ........................ 35 Figura 17: descripción gráfica del LCOE ...................................................................................... 36 Figura 18: WACC (adaptado de [48])........................................................................................... 38 Figura 19: Desglose de costes ..................................................................................................... 39 Figura 20: Estimaciones del coste de D&D en eólica offshore de base fija (1-6) y flotante (7) (adaptado de [49] y [5]) .............................................................................................................. 40 Figura 21: Diagrama de un parque eólico flotante y sus componentes (adaptado de BOEM [51]) ..................................................................................................................................................... 41 Figura 22: Distribución de costes en un aerogenerador offshore .............................................. 42 Figura 23: Tiempo medio de fabricación para subestructuras [11] ............................................ 43 Figura 24: Peso y coste por unidad de longitud para cada material [11] ................................... 44 Figura 25: Peso y coste por unidad para cada material [11] ...................................................... 45 8 Figura 26: Desglose de los costes totales de construcción en porcentajes ................................ 49 Figura 27: Ilustración del balance entre costes de O&M y pérdidas derivadas de la no producción de energía [56] ............................................................................................................................ 50 Figura 28: Ejemplos de embarcaciones de trabajo (izq. Ørsted, dch. Windcat) ......................... 52 Figura 29: Desglose de los costes de operación y mantenimiento en porcentajes (adaptado de [56]) ............................................................................................................................................. 54 Figura 30: Desglose de los costes relativos al desmantelamiento en porcentajes ..................... 55 Figura 31: Esquema de la modelización del CAPEX por niveles .................................................. 57 Figura 32: Esquema de la modelización del CAPEX (1/2) ............................................................ 65 Figura 33: Esquema de la modelización del CAPEX (2/2) ............................................................ 70 Figura 34: Esquema de la modelización del OPEX ...................................................................... 75 Figura 35: Producción anual de energía ...................................................................................... 78 Figura 36: Esquema de la modelización de la producción energética anual .............................. 79 Figura 37: Tasa mensual de ocupación por metro cuadrado en la recopilación de 26 concesiones entre los años 2018 y 2020 en diferentes puertos ..................................................................... 82 Figura 38: Coste diario de las embarcaciones necesarias para el transporte y la instalación según diferentes fuentes ....................................................................................................................... 83 Figura 39: Peso del rotor de aerogeneradores de diferentes potencias .................................... 85 Figura 40: Diagrama de la estrategia de transporte e instalación del conjunto aerogenerador – subestructura [54] ....................................................................................................................... 89 Figura 41: Ejemplo de distribución temporal de los costes ........................................................ 94 Figura 42: Prima de riesgo (lín. negra) y tasa libre de riesgo (lín. verde) en España entre los años 2010 y 2020 [67].......................................................................................................................... 96 Figura 43: Desglose de los costes del ciclo de vida para el parque eólico base .......................... 97 Figura 44: Diagrama de proceso simplificado de la fase 2 de la entrevista .............................. 101 Figura 45: Bloque BE del diagrama de la Figura 44 ................................................................... 102 Figura 46: Bloque B1 del diagrama de la Figura 44 ................................................................... 102 Figura 47: Bloque B2 del diagrama de la Figura 44 ................................................................... 105 Figura 48: Relación entre los bloques B1 y B2 del diagrama de la Figura 44 ............................ 105 Figura 49: Bloque B3 del diagrama de la Figura 44 ................................................................... 106 Figura 50: Bloque B4 del diagrama de la Figura 44 ................................................................... 106 Figura 51: Bloque de identificación de la variación de un parámetro del diagrama de la Figura 44 ................................................................................................................................................... 107 Figura 52: Diagrama explicativo de la incorporación el modelo econo-energético de la evaluación del impacto de una innovación descrita en el apartado 8.1 ..................................................... 108 9 Figura 53: Diagrama de bloques de la herramienta diseñada .................................................. 109 Figura 54: Ventanas de la herramienta ..................................................................................... 110 Figura 55: Ventana de inicio de la herramienta ........................................................................ 110 Figura 56: Ejemplo de la estructura de una de las ventanas del modelo tecno económico .... 112 Figura 57: Ejemplo de la gestión de fórmulas dentro de las ventanas ..................................... 112 Figura 58: Ejemplo de la estructura de la ventana Resultados de modelización y cálculo del LCOE ................................................................................................................................................... 113 Figura 59: Botones de la ventana de Análisis de sensibilidad ................................................... 114 Figura 60: Formulario de un nuevo análisis de sensibilidad (vista inicial) ................................ 114 Figura 61: Formulario de un nuevo análisis de sensibilidad (pestaña “Variables de resultado”) ................................................................................................................................................... 115 Figura 62: Área del formulario de un nuevo análisis de sensibilidad de Límites del análisis de sensibilidad (pestaña “Variación en %”) ................................................................................... 116 Figura 63: Estructura de la ventana Evaluación de innovaciones ............................................. 117 Figura 64: Ejemplo de cómo indicar en la tabla de resultados una variable sobre la que obtener el impacto. ................................................................................................................................. 117 Figura 65: Diagrama de Gantt del proyecto .............................................................................. 119 Figura 66: Uso horario de los recursos ...................................................................................... 119 Figura 67: Costo horario de los recursos ................................................................................... 120 Figura V-68: Diagrama de proceso completo de la fase 2 de la entrevista para la determinación del impacto de innovaciones .................................................................................................... 141 Figura VI-69: Mensaje de advertencia (Habilitar contenidos) .................................................. 142 Figura VI-70: Desbloqueo de rangos INPUT para su modificación (ventana emergente Desbloquear rango) ................................................................................................................... 142 Figura VI-71: Ventana de Inicio en la navegación de ventanas de la herramienta ................... 143 Figura VI-72: Botones de navegación en las ventanas de la herramienta ................................ 143 Figura VI-73: Ventanas de INPUT y OUTPUT al iniciar la herramienta sin datos del parque eólico base ........................................................................................................................................... 144 Figura VI-74: Ventanas de INPUT y OUTPUT una vez introducidos los datos del parque eólico base ........................................................................................................................................... 145 Figura VI-75: Ventana de producción anual de energía con las variables a rellenar señaladas 146 Figura VI-76: Ventana LCOE – sección de datos para el cálculo del LCOE ................................ 146 Figura VI-77: Ventana LCOE – sección de cálculo del LCOE ...................................................... 147 Figura VI-78: Ventana de Análisis de sensibilidad ..................................................................... 147 Figura VI-79: Formulario para el análisis de sensibilidad .......................................................... 148 16 El mercado de eólica offshore en Europa acaparó hasta la mitad de las inversiones en energía eólica y un cuarto de las inversiones totales en energías renovables en 2018 [4]. En 2018 el tamaño del mercado de la energía eólica flotante fue de 410 M€ y se prevé que ascienda a 9.360 M€ para el 2026 [9]. Las inversiones las realizan principalmente fondos de inversión y entidades públicas, ya que los proyectos tienen un alto coste total de construcción. Según el último informe de Quest Floating Energy [10], EEUU, Reino Unido, Taiwan, Japón, la República de Korea y España son los países con mayor cantidad de proyectos previstos o posibles en eólica flotante para el 2033. Las principales empresas líderes de desarrollo de activos en eólica offshore en términos de cuota de mercado se concentran mayormente en Europa. Las 15 empresas con mayor participación en el mercado abarcan un 57,03% de éste, y las 10 que se encuentran en Europa abarcan un 40,66% del total [4]. En cuanto a empresas de fabricación en el sector, Siemens Gamesa (España) se posiciona como el fabricante con mayor cuota de mercado. Siemens Gamesa abarca en 2018 un 41% de la cuota de mercado, y desde 1995 un 63% del mercado total [4]. El descenso de su cuota de mercado se encuentra en relación con la creación en 2014 de MHI Vestas, una joint venture entre la empresa Vestas Wind Systems A/S (Dinamarca) y Mitsubishi Heavy Industries (Japón) y cuya cuota de mercado en 2018 fue del 30% [4]. Pero pesar de que el desarrollo y fabricación de la tecnología se ha concentrado históricamente en Europa, varias empresas chinas están avanzando rápidamente dentro del mercado asiático: dos empresas públicas de desarrollo y operación se encuentran entre las 15 líderes mundiales, y el conjunto de empresas de fabricación en 2018 abarca un 30% del mercado mundial [4]. A pesar de haber superado la barrera tecnológica, en la actualidad la eólica flotante se ve frenada por la falta de inversiones y de políticas adecuadas para su desarrollo. Desde Wind Europe en el informe Floating Offshore Wind Vision Statement [7], se señala que es necesario un aumento en las inversiones tanto públicas como privadas para poder impulsar el sector manufacturero para su evolución hacia la producción a escala comercial. Además, se indica que inversiones en I+D son necesarias para acelerar el proceso de reducción de costes, que es clave para la posible comercialización de la tecnología. 1.2.2 Potencial de la energía eólica flotante en Europa En Europa el 80% de los recursos eólicos offshore se encuentran a más de 60 m de profundidad, donde la eólica offshore de base fija no es rentable [7]. Europa, con de 4000 GW de potencial teórico [7] [5] [11], destaca frente a otros países que también cuentan con una estrecha plataforma continental y con a priori mucho potencial eólico flotante como EEUU y Japón (ver Tabla 1). Tabla 1: El recurso eólico offshore y el potencial eólico flotante en Europa, Estados Unidos y Japón [11] País/Región Porcentaje de los recursos eólicos offshore en aguas profundas (>60m) Potencial eólico flotante Europa 80% 4000 GW Estados Unidos 60% 2,450 GW Japón 80% 500 GW 17 Se prevé que para el año 2030 en Europa haya instalados 150 GW de potencia de energía eólica offshore, y que para el año 2050 se podrían alcanzar los 460 GW [12], lo cual no es posible únicamente mediante eólica offshore de base fija ya que será necesaria la expansión hacia aguas profundas. La eólica flotante será clave para alcanzar el objetivo del 50% de la generación eléctrica europea, y supondría la instalación de esos 460 GW. Por ejemplo, en países como Noruega, Portugal o España, o en la costa oeste francesa, el potencial de la eólica offshore de base fija es muy limitado [7], por lo que para poder aprovechar los recursos eólicos offshore la energía eólica flotante va a tener un papel clave. Al igual que en la costa atlántica, en el Mediterráneo las aguas son profundas, y a pesar de que el recurso eólico es menor que en otras costas europeas, existen localizaciones concretas con altas velocidades de viento [11]. Además, el entorno mediterráneo es menos agresivo que en el Atlántico o en el Mar del Norte, lo que es beneficioso respecto al diseño de las subestructuras. Concretamente España, Francia y Portugal son países con costas cuya profundidad aumenta a más de 50 m a pocos kilómetros de la costa, tanto en la costa atlántica como en la mediterránea, por lo que son países con un gran potencial para desarrollar la energía eólica flotante [12] (ver Figura 3). Figura 3: Mapa topográfico del suroeste de Europa, con líneas isóbatas a 50, 100, 200, 500, 1000, 2000, y 5000 metros [13] En la Figura 4 se muestra en detalle el mapa con líneas isóbatas de la costa de la Comunidad Autónoma del País Vasco. A poco más de 2,5 km la profundidad del mar alcanza los 50 m, y alcanzando los 100 m entre los 7,5 y 10 km de la costa. La costa vasca dispone de muy poca superficie para explotar la energía eólica de base fija, ya que los parques eólicos tendrían que convivir con las demás actividades marítimas en un espacio muy limitado. El espacio entre las cotas -50 m y -200 m es significativamente mayor que entre la línea de costa y la cota -50 m. 18 Para poder explotar el potencial eólico offshore, la energía eólica flotante se presenta como solución frente a los problemas de espacio permitiendo la implantación en aguas más profundas. Figura 4: Mapa topográfico de la costa vasca, con líneas isóbatas a 50, 100, 200, 500, 1000 y 2000 metros (adaptado de [13]) 19 2 OBJETIVOS, ALCANCE Y BENEFICIOS Este trabajo se encuentra dentro del paquete de trabajo PT5 del proyecto MATHEO. Es un proyecto en el que participan TECNALIA Research & Innovation, el BCAM – Basque Center for Applied Mathematics, el Dpto. De Ingeniería Energética de la UPV/EHU, el Dpto. de Geodinámica de la UPV/EHU, y el Dpto. de Matemáticas también de la UPV/EHU. El objetivo principal del proyecto MATHEO es “desarrollar modelos matemáticos en la frontera del conocimiento que faciliten la caracterización de la interacción de grandes estructuras con el medio [y que] se basan en nuevos enfoques para resolver problemas multi-físicos complejos que aparecen por el aumento de tamaño tanto de los aerogeneradores como de las estructuras soporte en eólica offshore fija y flotante”. En el paquete de trabajo PT5 – Plan de difusión y explotación de resultados se analiza el impacto de las innovaciones desarrolladas en el proyecto para desarrollar un plan de explotación de los resultados. El objetivo de este trabajo es desarrollar una herramienta acompañada de un protocolo para la evaluación de innovaciones en eólica flotante, que posteriormente se pueda utilizar para la evaluación del impacto de los resultados del proyecto MATHEO. El alcance de este trabajo se limita al desarrollo de la herramienta y el protocolo, ya que da paso a un segundo trabajo en el que se aplica la herramienta para evaluar el impacto de las innovaciones desarrolladas en MATHEO. En el capítulo 3 ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS DEL PROYECTO (ver página 21) se razona la elección del método adecuado para cuantificar el impacto de las innovaciones y del LCOE como parámetro sobre el que se cuantificará este impacto. Cabe mencionar, sin embargo, que el impacto de una innovación no se limita únicamente a parámetros puramente económicos, sino que también tendrá impactos sociales y medioambientales que profesionales de política en innovación en energías marinas recomiendan estudiar [14], pero estos impactos no se cuantificarán en este proyecto. En el capítulo 3 también se exponen las razones que apoyan la decisión de desarrollar una herramienta propia basada en un modelo tecno económico propio. Para poder estudiar el impacto de una innovación sobre el LCOE es necesario, por lo tanto, poder modelizar el propio LCOE para poder cuantificar sus posibles variaciones. Para ello, se han de modelizar los costes totales, la producción energética y los parámetros financieros. Basándose en lo presentado en [15] se considera que definir un modelo matemático para modelizar el LCOE es posible en este proyecto. Además, teniendo de nuevo en cuenta la estrategia definida en [16], se ha de definir un caso base sobre el que evaluar las innovaciones. Los resultados de la evaluación sobre el caso base sirven como valores orientativos para proyectos de características similares. Para alcanzar el objetivo se van a llevar a cabo las siguientes tareas: 1. Realizar una revisión bibliográfica relativa a la energía eólica offshore, haciendo hincapié en la energía eólica flotante, su contexto y situación actual de la tecnología 20 2. Analizar los costes en eólica flotante en la forma de revisión bibliográfica, incluyendo tanto una introducción al LCOE como un desglose detallado de los costes del ciclo de vida de un parque eólico flotante 3. Diseñar una metodología para modelizar los costes y la producción de energía de un parque eólico con el objetivo final de calcular el LCOE 4. Definir un parque eólico base como caso de referencia identificando el valor de las variables definidas en la metodología de modelización de costes y cálculo del LCOE 5. Diseñar una metodología para modelizar el impacto de innovaciones sobre el LCOE basada en la metodología diseñada en la tarea número 3 6. Desarrollar una herramienta que incorpore la metodología de modelización de costes, producción de energía y LCOE, y que además permita realizar análisis de sensibilidad y evaluar las innovaciones implementado la metodología de modelización del impacto de innovaciones. La herramienta desarrollada trabajará sobre el caso base definido en la tarea número 4 Existen dos partes interesadas en la realización de este proyecto, que son por una parte las entidades participantes en el proyecto MATHEO, y por otra parte las empresas y entidades vascas tanto relacionadas con el sector de la energía eólica offshore o que buscan introducirse en el sector. Entre las empresas y entidades que han confirmado interés por el proyecto se encuentran el Cluster de Energía y el foro Marítimo Vasco, BiMEP, DITREL Industrial, Erreka, Euskampus Fundazioa, Iberdrola, IDOM, Nautilus Floating Solutions, Navacel, SENER, SiemensGamesa y Vicinay Marine. Para TECNALIA, el BCAM, y los departamentos de Ingeniería Energética, Geodinámica y Matemáticas de la UPV/EHU, el desarrollo de este proyecto abre la posibilidad de evaluar el impacto del trabajo realizado durante el proyecto MATHEO, y además permite orientar la dirección de futuros trabajos de investigación e innovación. Por otra parte, el poder determinar el impacto de innovaciones en eólica flotante permite identificar las posibilidades de desarrollo para empresas relacionadas con el sector. La herramienta desarrollada acompañada del protocolo de evaluación del impacto de innovaciones, una vez aplicada a al trabajo realizado en el proyecto MATHEO, permite garantizar que los resultados desarrollados en el proyecto tengan un impacto real en la cadena de suministro empresarial. De este modo, se da sentido a la transferencia de conocimientos a empresas del tejido industrial del País Vasco, con el objetivo de que estas los integren para mejorar los productos y servicios que ofrecen. 21 3 ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS DEL PROYECTO En este capítulo se presentan las alternativas consideradas a la hora de desarrollar el trabajo para alcanzar el objetivo final. Se va a mencionar, por una parte, qué método y parámetro o parámetros son adecuados para cuantificar el impacto de las innovaciones; y por otra parte, se van a estudiar las herramientas disponibles para la modelización tecno económica de parques eólicos offshore y su posible aplicación en este proyecto. Teniendo en cuenta que será necesario el desarrollo de una herramienta propia, también se presentan las alternativas posibles respecto al software que se puede utilizar para desarrollar la herramienta. 3.1 METODOLOGÍA Para definir que estrategia se va a seguir a la hora de acotar las características del método de evaluación del impacto de innovaciones se parte del Manual de Oslo: guía para la recogida e interpretación de datos sobre innovación (3ª edición) [17] preparado por la OCDE y el Eurostat. En él, se recogen las “directrices para la recogida de datos sobre el proceso general de innovación, la aplicación de cambios significativos en la empresa, los actores que influyen en las actividades innovadoras, y los resultados de la innovación.”, y su alcance se limita a la “innovación en el sector empresarial y a nivel de la empresa; y de producto, proceso, organización o mercadotecnia”, por lo que se considera adecuado como punto de partida y referencia. En la Tabla 2 se recogen las definiciones de los conceptos de innovación e innovación de producto, proceso, organización o mercadotecnia. Tabla 2: Definiciones relativas a la innovación según el Manual de Oslo [17] CONCEPTO DEFINICIÓN Innovación Es la introducción de un nuevo, o significativamente mejorado (bien o servicio), de un proceso, de un nuevo método de comercialización o de un nuevo método organizativo, en las prácticas internas de la empresa, la organización de trabajo o las relaciones exteriores Innovación de producto Se corresponde con la introducción de un bien o de un servicio nuevo, o significativamente mejorado, en cuento a sus características o en cuanto al uso al que se destina. Esta definición incluye la mejora significativa de las características técnicas, de los componentes y los materiales, de la informática integrada, de la facilidad de uso u otras características funcionales Innovación de proceso Es la introducción de un nuevo, o significativamente mejorado, proceso de producción o de distribución. Ello implica cambios significativos en las técnicas, los materiales y/o los programas informáticos Innovación de mercadotecnia Es la aplicación de un nuevo método de comercialización que implique cambios significativos del diseño o el envasad de un producto, su posicionamiento, su promoción o su tarificación. Principalmente incluyen cambios significativos en el diseño del producto que son parte del nuevo concepto de comercialización, […] que no modifican las características funcionales o de utilización del producto Innovación de organización Es la introducción de un nuevo método organizativo en las prácticas, la organización del lugar de trabajo o las relaciones exteriores de la empresa 22 Por definición, “la innovación se asocia a la incertidumbre sobre el resultado de las actividades de dicha innovación. No se sabe de antemano cual será el resultad de las actividades de innovación” [17]. Por lo tanto, lo presentado en este estudio será un método de estimación y proyección del impacto de innovaciones, ya que éste no se puede conocer a ciencia cierta. Según el manual existen dos formas de recoger datos sobe innovación dependiendo del enfoque de la encuesta: si es basado en “sujeto” o basado en “objeto” [17]. El primero trata las actividades y actitudes innovadoras de la empresa en conjunto, mientras que el enfoque de la encuesta basada en “objeto” implica la recogida de datos descriptivos, cualitativos y cuantitativos sobre innovaciones específicas. En el Manual de Oslo se determina que el enfoque “sujeto” es el más relevante para el punto de vista del desarrollo económico actual y es el elegido como base para las directrices de manual. Sin embargo, en el caso del trabajo de evaluación de innovaciones en el sector de energía eólica flotante se va a elegir el enfoque “objeto” ya que lo que se trata de medir es el impacto de innovaciones concretas sobre el desarrollo y futura evolución del sector, no sobre empresas particulares o los beneficios que éstas obtengan a través de las innovaciones. Se va a tratar de adaptar las directrices del enfoque “sujeto” del Manual de Oslo al enfoque “objeto”, utilizándolas como orientativas. En el Manual de Oslo se proponen las encuestas como método de recogida de datos tanto cualitativos como cuantitativos sobre la actividad innovadora. Según el manual, “las encuestas pueden aportar una gran cantidad de información sobre el proceso de innovación de la empresa, [pero] existen también límites a los tipos de datos que se pueden obtener por medio de las encuestas sobre la innovación. […] Generalmente en las encuestas es difícil pedir mediciones cuantitativas de los efectos de las innovaciones e incluso unas estimaciones por aproximación, ya que estos cálculos requieren a menudo análisis profundos […]. El análisis requiere a menudo de datos económicos suplementarios […] procedentes de otras fuentes de información”. Por ello, la metodología seguida en este estudio se va a apoyar en encuestas que recaban la información necesaria para realizar, de forma subsiguiente, un análisis profundo de cada caso. Se pueden realizar encuestas censales o muestrales, que son transversales, o encuestas por panel [17]. Además, para realizar las encuestas también nos encontramos con dos metodologías, encuestas por correo o cuestionarios en línea, o entrevistas personales. Para evaluar el impacto de innovaciones en eólica offshore se va a adaptar el formato encuesta al formato entrevista, y el grupo de informantes estará formado por un panel de expertos/as. 3.2 INDICADORES El impacto de cualquier innovación se puede estudiar desde tres perspectivas: la financiera, la tecnológica y la ambiental/social. El impacto económico de una innovación en el sector energético se puede ver reflejada en los costes, las ganancias, la aceptación de mercado, la competitividad, el LCOE, la rentabilidad, el VAN o el TIR, entre otros parámetros. El impacto tecnológico puede detectarse, dependiendo de la innovación, en la productividad, la calidad, la fiabilidad de la producción, el tiempo perdido durante la producción, el mantenimiento, la frecuencia de las reparaciones, la capacidad de fabricación, la cadena de producción, la logística o en el TRL. En cuanto al impacto ambiental se puede medir sobre el medio biótico, el medio 23 físico o el medio socioeconómico, teniendo la innovación posibles consecuencias, por ejemplo, sobre el calentamiento global, la toxicidad y la ecotoxicidad o la demanda energética. Según el Manual de Oslo los dos tipos de indicadores utilizados para la medición de innovaciones, en general, son la cantidad de recursos destinados las innovaciones y los indicadores relacionados con la producción de patentes [17]. Por una parte, el Manual de Canberra propone las directrices para recopilar datos estadísticos en relación con la existencia y demanda de Recursos Humanos como medida de actividades científico-tecnológicas [18]. El Manual de estadísticas de patentes de la OCDE proporciona directrices para la utilización de los datos de patentes como indicadores de la ciencia y la tecnología [19]. Existe diversidad de artículos que apoyan el uso de patentes como medida de la actividad innovadora, como por ejemplo [20], [21] o [22], y entre los que cabe destacar [23] como publicación en castellano en la que se sigue la línea de relacionar la medición de la innovación del sector eólico a través de un estudio de patentes. Pero a su vez también se encuentran otras publicaciones e incluso artículos en prensa que confirman la controversia del uso de esta metodología (ver [24] y [25]). A parte de estos dos tipos de indicadores, también se utilizan estadísticas sobre publicaciones científicas, artículos en revistas profesionales y científicas, balanza de pagos tecnológicos, indicadores de globalización y la actividad en los sectores de alta tecnología [17]. En este estudio se han de buscar otros indicadores que sean representativos del impacto de las innovaciones sobre el desarrollo del sector eólico flotante. Se va a tener en cuenta por lo tanto otra de las características por definición de la innovación que es que “tiene como objetivo la mejora de los resultados de la empresa mediante la obtención de ventajas competitivas desplazando positivamente la curva de demanda de los productos de la empresa o la curva de costes de la empresa, o mejorando la capacidad de la empresa para innovar” [17]. En este estudio, las innovaciones a través de un positivo desarrollo en el sector eólico flotante tendrán un efecto positivo sobre las empresas del sector al hacer de la energía eólica flotante una energía renovable competitiva. Según lo presentado en [23], el sector eólico necesita principalmente reducir el LCOE (Levelized Cost Of Energy) para mantener una posición competitiva frente a otras tecnologías, en particular el gas natural y la fotovoltaica. Aunque el LCOE sea uno de los objetivos principales y donde se centra la mayor parte de la literatura que evalúa el desarrollo presente y futuro de la tecnología eólica flotante [4] [7] [10] [11] [16] [26] [27] [28] [29], también se tiene que trabajar en una mejora de la disponibilidad de las plantas, de la contribución a la seguridad y a la fiabilidad del suministro eléctrico, y del alargamiento de la vida de las instalaciones [23]. A pesar de que la reducción de costes sea clave para el futuro éxito de la tecnología a escala comercial, en 2017 ya se indicaba que éste no será posible si el sector eólico flotante no recibe un apoyo fortalecido por parte de los legisladores europeos [7]. Como el impacto de las innovaciones ha de ser cuantificable, y de acuerdo con la literatura y dado que la competitividad de una tecnología de generación energética se rige por su coste y rentabilidad, se escoge el LCOE como indicador principal, sobre el que se puede evaluar el impacto económico de una innovación. Este parámetro es en el que más hincapié hace la literatura, como se ha indicado en el párrafo anterior, pero además permite seguir la misma 24 estrategia que la definida en [16] 1 , [26] y [27] al utilizar el LCOE como parámetro principal para evaluar el impacto de innovaciones en eólica flotante. 3.3 HERRAMIENTAS Y MODELOS TECNO ECONÓMICOS PARA PARQUES EÓLICOS OFFSHORE En este apartado se recoge una breve descripción de algunas las herramientas existentes para la modelización tecno económica de parques eólicos offshore y se valora su idoneidad para la posible aplicación en este proyecto. En primer lugar, una de las herramientas más citadas y revolucionarias dentro del sector de las energías renovables es Delphos (ver [30]), presentada por KIC InnoEnergy en 2015 (actualmente EIT InnoEnergy). Delphos está destinada a proporcionar diferentes modelos de costes y series de datos para analizar el impacto de tecnologías sobre el futuro coste de la energía en eólica onshore y offshore y solar térmica y fotovoltaica [31]. Esta herramienta es a priori muy atractiva, ya que ha dado lugar a informes muy interesantes y que servirán de referencia en este proyecto (ver referencias [16] y [32] [33] [34]), pero actualmente por razones desconocidas no está soportada en su versión web. Otra de las herramientas que merecen ser mencionadas es SAM (System Advisor Model) (ver [35]) desarrollada por NREL, cuya primera versión disponible fue publicada en noviembre del 2008 y la última versión ha sido publicada en el 2020. Proporciona información sobre el rendimiento y el análisis financiero de sistemas de energías renovables, entre los que se encuentran la solar fotovoltaica y térmica, la eólica, la geotérmica, la undimotriz y mareomotriz y la biomasa. Los parámetros de entrada son muy variados y es una herramienta muy útil, pero en este caso no se adapta a las necesidades del proyecto ya que se considera que las variables de entrada no son representativas de los costes susceptibles de modificación gracias a las innovaciones. También se encuentra YOUWINd V2.0. (ver [36]), que es una aplicación web de pago desarrollada por YOUWINd en 2019 para la simulación de la implantación de parques eólicos offshore. En ella se pueden indicar datos de entrada como la localización, el tipo de cimentación, el modelo de aerogenerador, el potencial de los cables, el número de subestaciones, los buques utilizados para la instalación de los aerogeneradores y los parámetros financieros para el cálculo del LCOE. Es una herramienta muy interesante pero no nos permite evaluar el impacto de las innovaciones ya que los datos de entrada son referentes a decisiones de diseño y no a costes concretos. Por último, el LCOE Calculator Model desarrollado por Megavind en 2015 en Excel habilitado para macros (ver [37]) es un ejemplo de modelo del LCOE para proyectos de eólica offshore. Existen varias herramientas de este tipo, no solo para proyecto de eólica offshore sino para 1 KIC InnoEnergy (actualmente EIT InnoEnergy), además de preparar el informe [16] relativo a energía eólica offshore, ha preparado informes de la misma índole para la energía eólica onshore [32], y las energías solares térmica [33] y fotovoltaica [34], utilizando el LCOE como indicador para evaluar el impacto de innovaciones. 25 cálculos del LCOE en general. En esta herramienta en concreto los parámetros de entrada se limitan a los costes de, por ejemplo, instalación por elementos, sin tener en cuenta qué variables conforman esos costes. Por ello, a pesar de que puede aportar información interesante sobre los costes no nos permite modificar las variables de costes por lo que no es útil en este proyecto. Teniendo en cuenta lo expuesto, y las características de las herramientas y modelos disponibles, se considera que la mejor forma y más eficiente de afrontar los objetivos del proyecto es desarrollar un modelo tecno económico propio acompañado de una herramienta de manera que la evaluación de innovaciones pueda ser acoplada a este modelo. 3.4 SOFTWARE En cuanto a las alternativas posibles respecto al software que se puede utilizar para desarrollar la herramienta, se considera la programación de la misma en Matlab y en Excel combinado con Visual Basic. Finalmente, se decide que se desarrolle en Excel y Visual Basic dado que es un software más universal de cara a posibles usos futuros de la herramienta. Además, el lenguaje y el propio software son lo suficientemente sencillos de utilizar para facilitar modificaciones o consultas futuras por parte de terceras partes. 32 Tabla 4: Descripción de los dos sistemas de fondeo principales [11] (imágenes cortesía de AS Mosley) CATENARIAS CABLES A TENSIÓN Modelo Material Cadenas y/o cables de acero Fibras sintéticas o cables de acero Principio de trabajo El peso de las catenarias y su distribución de los amarres garantiza la posición del dispositivo. La parte inferior de las cadenas se apoya en el fondo marino para servir de apoyo al sistema de anclaje y garantizar el posicionamiento en condiciones extremas Los cables están dimensionados para que la combinación entre la flotabilidad de la plataforma y las fuerzas de sujeción de las anclas genere una tensión en los cables que garantice la estabilidad Huella en el fondo marino Amplia, las cadenas se apoyan en el fondo causando mayor alteración (radio  600 m) Pequeña (radio < 50 m) Cargas en el punto de anclaje Horizontales, y repartidas entre las cadenas y los sistemas de anclaje Verticales, y de gran magnitud: los sistemas de anclaje han de poder soportar altas cargas Movimiento del sistema de fondeo Posible movimiento en el plano horizontal Muy limitado Movimiento de la subestructura El peso de las cadenas limita el movimiento a balanceo, cabeceo y en el eje vertical pero lo permite en cierto grado La tensión limita el movimiento a balanceo, cabeceo y en el eje vertical y se garantiza la estabilidad Instalación Relativamente simple Alto grado de complicación La longitud y peso varían en función de del tipo de sistema de fondeo. Los cables a tensión son de longitudes menores, mientras que las catenarias son de mucha mayor longitud. En cuanto a la relación peso/longitud, es mayor en las catenarias ya que usan materiales mucho más pesados para garantizar la estabilidad y el posicionamiento de las subestructuras, mientras que en los cables a tensión el uso de fibras sintéticas y cables se traduce en una relación peso/longitud menor [11]. 33 Figura 12: Cantidad de elementos de fondeo utilizados para cada tipo de subestructura [11] Figura 13: Longitud y peso de elementos de fondeo según tipo [11] 4.2.2 Anclas Los sistemas de anclaje son lo que conecta el sistema de fondeo con el fondo marino. Los sistemas principales son el ancla de arrastre, el ancla de gravedad, el pilote convencional y el pilote de succión [11]. Figura 14: De izquierda a derecha: pilote de succión, ancla de arrastre, y ancla de gravedad (imágenes cortesía de Scott Hudson, Vryhof y Farinia) El tipo de ancla necesario depende de las características del suelo, de las solicitaciones de carga, y del tipo de sistema de fondeo utilizado para amarrar la subestructura, porque no todos los sistemas de anclaje son compatibles con los dos sistemas de fondeo. El tamaño y peso de los anclajes también puede ser variable [11]. 34 Tabla 5: Descripción de los dos sistemas de anclaje principales [11] (imágenes cortesía de Vryhof) ANCLA DE ARRASTRE ANCLA DE GRAVEDAD PILOTE CONVENCIONAL PILOTE DE SUCCIÓN Modelo Tipología del fondo marino Adecuado en suelos cohesivos, pero no tan duros que no permitan la penetración del ancla El suelo ha de ser duro o intermedio, no es adecuado en suelos blandos Adecuado en un amplio rango de fondos marinos Solamente es aplicable en suelos de características óptimas. La tierra no ha de ser arenosa y blanda pero el suelo no ha de ser tan duro que no permita la penetración Distribución de las cargas Horizontales Normalmente verticales, pero soporta solicitaciones horizontales Horizontales o verticales Horizontales o verticales Instalación Simple Costosa económicamente, por tamaño y peso Alto impacto acústico durante la hinca Simple, y relativamente poco invasiva Recuperación Posible Difícil Difícil Posible Compatibilidad con los sistemas de fondeo Catenarias Cables a tensión, y catenarias en algunos casos Cables a tensión, y catenarias en algunos casos Cables a tensión, y catenarias en algunos casos 4.3 CABLES DINÁMICOS El cableado usado para realizar la conexión a la red por lo general es puramente dinámico en la zona inter-array, y estático y dinámico en la conexión entre la subestación offshore y el punto de conexión onshore [5]. Los cables dinámicos son cables con partes flotantes, y permiten el movimiento del cable con la subestructura [41]. Salvo en las subestructuras tipo TLP en las que el movimiento es muy reducido, las subestructuras flotantes tienen un amplio rango de movimiento, y el cableado ha de ser capaz de permitir dicho movimiento para evitar sufrir cargas excesivas. Además, las condiciones meteorológicas y oceanográficas cambiantes hacen que las cargas sobre el cableado sean variables. 35 Figura 15: Partes de un cable dinámico (adaptado de [42]) Los cables dinámicos están sujetos a diferentes tipos de fuerzas: en el punto de conexión con la subestructura (toma de corriente) y en la sección doblada están sujetos a torsión, flexión y tensión; y en la zona próxima al fondo marino están sujetos a las anteriores añadiendo el desgaste [41] por el roce con el suelo. Los cables por lo tanto han de tener una excelente resistencia mecánica. Los cables dinámicos tienen dos posibles configuraciones: en forma de W y “lazy-wave” [43] (ver Figura 16). La segunda configuración se corresponde con la presentada en la Figura 15, y en ella el cable se conecta al fondo marino convirtiéndose en fijo en su segundo tramo. Los cables en forma de W son flotantes en toda su longitud, y se utilizan para conectar aerogeneradores entre si cuando la profundidad del agua es considerablemente grande con respecto a la distancia entre los aerogeneradores [44]. La utilización de estos cables en lugar de los conectados al fondo marino permite utilizar longitudes de cables menores. La configuración tipo “lazy-wave” se puede utilizar tanto en el cableado inter-array, como para conectar el cable de evacuación a la subestación flotante [43]. Figura 16: Diferentes configuraciones de cables dinámicos (adaptado de [43]) 36 5 COSTES EN EÓLICA FLOTANTE 5.1 COSTE NIVELADO DE LA ENERGÍA (LCOE) El LCOE (Levelized Cost Of Energy) representa el producto entre el valor actual neto de todos los costes del proyecto entre el valor actual neto de la energía producida [28]. Su valor es el precio que la electricidad ha de tener para que en un proyecto concreto los beneficios igualen a los costes, considerando un rendimiento del capital invertido igual a la tasa de descuento [45]. El LCOE permite calcular el coste promedio por unidad de producción de energía en €/kWh teniendo en cuenta la variación del valor del dinero durante la vida útil del sistema. Existen varias formas de calcular el LCOE, todas iguales en concepto, pero en el caso concreto de proyectos de energía offshore se utiliza la siguiente formulación (adaptada de [46]): 𝐿𝐶𝑂𝐸=∑𝐶𝐴𝑃𝐸𝑋𝑖 (1+𝑟)𝑖+∑𝑂𝑃𝐸𝑋𝑖 (1+𝑟)𝑖+𝐷𝐸𝐶𝐸𝑋𝑛 (1+𝑟)𝑛 𝑛 𝑖=1 0𝑖=−𝑚 ∑𝐸𝑖 (1+𝑟)𝑖 𝑛 𝑖=1 [€ 𝑊ℎ] (i) Donde: - CAPEXi: coste total de construcción anual - OPEXi: coste de operación y mantenimiento anual - DECEXn: coste de desmantelamiento al final del último año de vida útil - Ei: producción anual de energía - r: tasa de descuento - m: años desde que se comienza la fase de D&D hasta que se pone en funcionamiento - n: vida útil del parque (años de funcionamiento) Figura 17: descripción gráfica del LCOE 37 El LCOE tiene en cuenta tanto los costes totales de construcción como los costes de operación, además de la producción anual de energía. El parámetro que hace que la fórmula del LCOE tenga en cuenta la variable temporal, es la tasa de descuento, que en proyectos de eólica offshore se relaciona directamente con el WACC (Weighted Average Cost of Capital) en gran parte de la literatura [45] [47]. En la Figura 17 se muestra una descripción gráfica de los factores que influyen en el cálculo del LCOE. La información recogida en los siguientes apartados ha sido obtenida principalmente de Corporate Finance Institute (CFI™) [48]. 5.1.1 Valor actual neto El valor actual neto (VAN) es el valor de todos los flujos de caja futuros a lo largo de la vida de una inversión descontados al presente. 𝑉𝐴𝑁=𝑓𝑙𝑢𝑗𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑗𝑎 (1+𝑟)𝑛 (ii) - r: tasa de descuento - n: número del periodo temporal Los flujos de caja tienen que ser descontados para tener en cuenta lo siguiente: - El riesgo de la oportunidad de inversión - El valor temporal del dinero Al tener en cuenta el riesgo de la inversión, cuanto mayor sea el riesgo mayor será la tasa de descuento. Por otra parte, debido a las tasas de interés, la inflación y los costes de oportunidad, el valor del dinero es siempre mayor en el presente que en el futuro, y también por ello es necesario descontar los flujos de caja. El VAN y el valor temporal del dinero: El valor temporal del dinero es un concepto financiero para representar que una cantidad de dinero determinada en el presente tiene mayor valor que la misma cantidad de dinero en el futuro. Esto ocurre porque el dinero en posesión en el presente puede ser invertido creando beneficios, aumentando la suma de dinero en el futuro. El valor temporal del dinero está relacionado con la inflación y el poder de compra. Esto es importante porque para calcular el retorno real de una inversión hay que substraer la tasa de inflación al porcentaje de beneficios sobre la inversión. Si la tasa de inflación es mayor a la tasa de retorno se da una disminución del poder de compra. 5.1.2 Tasa de descuento La tasa de descuento se utiliza para descontar flujos de caja futuros a su valor actual. Normalmente la tasa de descuento es igual al WACC de una empresa, o en nuestro caso, de un proyecto. El valor actual neto (VAN) de un proyecto o una empresa se calcula utilizando la tasa 38 de descuento. La tasa de descuento representa en cierta medida la percepción del riesgo, y la energía eólica offshore se encuentra entre el 10% y el 14% [14]. 5.1.3 WACC El WACC (Weighted Average Cost of Capital) consiste en los costes del capital de financiación basada en inversión y el coste del capital de financiación basada en deuda ponderados según la estructura financiera de la empresa. El WACC es el coste de financiar los activos de la empresa. Figura 18: WACC (adaptado de [48]) El WACC es el resultado de multiplicar el coste de inversión por la proporción de capital que proviene de inversiones y sumar el coste de la deuda por la proporción de capital que se financia mediante deuda. 𝑊𝐴𝐶𝐶=(𝑘𝑒·𝐼 𝐼+𝐷)+( 𝑘𝑑·𝐷 𝐼·𝐷) (iii) - I: fondos financiados con inversión - D: fondos financiados con deuda El coste de inversión se compone de la tasa libre de riesgo, a la que se le suma β multiplicada por la prima de riesgo del país. 𝑘𝑒=𝑅𝐹𝑅+(𝛽·𝑃𝑅) (iv) - ke: coste de inversión (cost of equity en inglés) - RFR (risk free rate): la tasa libre de riesgo, que se expresa en %, contabiliza el valor temporal del dinero. La tasa libre de riesgo es la tasa de retorno teórica de una inversión sin riesgo de pérdidas financieras - β depende de la volatilidad (riesgo) del retorno de la inversión de la compañía en comparación con el mercado del país. Si la β es igual a 1, la volatilidad de la compañía WACC Coste de la inversión Prima de riesgo β Tasa libre de riesgo Coste de la deuda Tasa de interés Gravamen impositivo 39 es la misma que la del mercado, si es mayor que 1 la volatilidad relativa al mercado es mayor, y si es menor que 1 la volatilidad es menor - PR: la prima de riesgo se expresa en % y depende del país del mercado. Representa el beneficio extra que un inversor espera recibir de una inversión en activos de riesgo en lugar de invertir en activos libres de riesgo El coste de la deuda es función de la tasa de interés impuesta y el tipo impositivo que se aplica, ya que se puede aplicar una deducción de impuestos sobre el interés a pagar. Al aplicar el tipo impositivo el coste de la deuda que obtenemos es el coste de la deuda después de impuestos. 𝑘𝑑=𝑖·(1−𝑡) (v) - kd: coste de la deuda - i: tasa de interés (se expresa en %) - t: gravamen impositivo (se expresa en %) 5.2 DESGLOSE DETALLADO DE LOS COSTES DEL CICLO DE VIDA En este apartado se va a presentar un desglose detallado de los costes del ciclo de vida de un parque eólico basado en una revisión bibliográfica de publicaciones de referencia. Se estudiarán los costes totales de construcción, los costes de operación y mantenimiento y los costes asociados al desmantelamiento del parque eólico. Este desglose servirá de base para desarrollar el modelo matemático de costes de este proyecto. 5.2.1 Introducción El desglose exacto de los costes dependerá del proyecto en concreto que se quiera evaluar, de las características del emplazamiento y de la tecnología escogida [11], pero se puede realizar un esquema de los costes principales con la ayuda de la literatura disponible. Figura 19: Desglose de costes Los costes totales de un parque eólico flotante se pueden dividir en costes de capital o costes totales de construcción (CAPEX), costes de operación y mantenimiento (OPEX), y los costes relativos al desmantelamiento (DECEX). Dentro del CAPEX encontramos los costes de diseño y desarrollo (D&D), costes de fabricación, costes de transporte y costes de instalación [49]. CAPEX •D&D •Fabricación •Transporte •Instalación OPEX DECEX 40 5.2.2 Costes totales de construcción (CAPEX) 5.2.2.1 Diseño y desarrollo Esta fase incluye todos los gastos asociados al diseño y desarrollo inicial del parque eólico flotante, y depende en gran medida del proyecto considerado. Para un proyecto de energía eólica flotante es normalmente de 3 años [46]. El coste total de diseño y desarrollo (D&D) se cuantifica como un porcentaje del coste total de construcción. Las tareas principales llevadas a cabo en esta fase son [49]: Diseño: a. Ingeniería i. Diseño del concepto y evaluación de las incertidumbres técnicas ii. Elaboración del diseño en detalle b. Certificación del proyecto Desarrollo: a. Estudio impacto ambiental: según la normativa española (Ley 21/2013 de evaluación ambiental), el parque eólico estará sometido a una evaluación ambiental ordinaria o simplificada dependiendo de las características del parque y el emplazamiento [50]. Estudio del impacto sobre: i. Subsistema físico natural ii. Subsistema perceptual iii. Subsistema población y poblamiento iv. Subsistema socio económico v. Subsistema núcleos e infraestructuras b. Análisis de las condiciones meteorológicas y oceanográficas c. Análisis de las características geofísicas y geotécnicas del fondo marino d. Análisis del desarrollo del proyecto: vi. Estudio de viabilidad vii. Estudio de mercado viii. Control de calidad ix. Análisis de riesgos x. Proceso de licenciamiento Figura 20: Estimaciones del coste de D&D en eólica offshore de base fija (1-6) y flotante (7) (adaptado de [49] y [5]) 46,5 5,8 4,6 9,5 46 0 2 4 6 8 10 C R O W N S T A TE (1) S C OT TI S H ENT E R PR I S E ( 2 ) HOW A R D ( 3) NR EL (4 ) EW EA ( 5) G A R R A D HA S S A N ( 6) EI TP W I N D (7 ) % SOBRE EL CAPEX 41 Existen diferentes estimaciones del % sobre el CAPEX que supone el coste de D&D en eólica offshore (ver Figura 20). La media para proyectos con cimentaciones de base fija es de 5,7%, mientras que el valor estimado por la European Technology & Wind Innovation Platform on Wind Energy (2020) [5] para eólica flotante es de 6% en proyectos pre comerciales. Figura 21: Diagrama de un parque eólico flotante y sus componentes (adaptado de BOEM [51]) 5.2.2.2 Fabricación Los costes de fabricación engloban los costes de la fabricación de los elementos que forman parte del parque eólico, como son el conjunto de la turbina y la torre, la subestructura flotante, los sistemas de fondeo y anclaje, la subestación y el cableado (conexión a la red). Todos estos elementos y su función dentro del parque eólico se recogen en la Figura 21. Tabla 6: Elementos que participan en los costes de fabricación COMPONENTES MATERIALES Subestructura: - Aerogenerador - Sistemas auxiliares - Subestructura Sistema de fondeo Sistema de anclaje Conexión a la red - Cableado (inter-array y conexión externa) - Subestación Acero laminado Refuerzo de acero Hormigón armado Hormigón en masa Hormigón pretensado Aleación de aluminio forjado Lingotes de aluminio Lastre - Hormigón - Magnetita - Hierro - Agua de mar Cables de cobre GASTOS DERIVADOS MANO DE OBRA Suministros (electricidad, agua…) Amortización de la fábrica y el material Personal auxiliar de la fábrica Otros gastos de la fábrica País Sueldo medio ASTILLERO EMBARCACIONES Área necesaria para la fabricación Alquiler Combustible Alquiler GRÚAS MAQUINARIA Alquiler/compra Alquiler/compra 48 Para más información sobre el proceso de instalación consultar el apartado 4.1 Subestructuras del capítulo 4 ESTADO DEL ARTE DE LA TECNOLOGÍA. Los costes de instalación se pueden estimar para los diferentes tipos de subestructura, teniendo en cuenta los tiempos de instalación, el tipo de embarcaciones y maquinaria necesarios, y la complejidad del proceso. Las subestructuras tipo TLP a pesar de requerir embarcaciones de bajo coste, su tiempo de instalación es el más alto de los tres tipos de subestructura, por lo que su instalación es bastante costosa [11]. Por el contrario de las subestructuras tipo spar buoy requieren de embarcaciones de alto coste y su tiempo de instalación es el menor, pero su coste de instalación es el mayor [11]. Tabla 10: Puntos fuertes y débiles en la instalación de los diferentes tipos de subestructuras, incluyendo el tiempo y coste aproximados (adaptado de [11]) SEMISUMERGIBLE SPAR BUOY TLP Montaje 3 1 2 Embarcaciones 3 1 2 Restricciones por el calado 3 1 2 Limitaciones meteorológicas 2 2 1 Tiempo de instalación 24 h 19 h 47 h Coste de instalación 2,06 M€ 3,44 M€ 3,24 M€ Con vistas a la reducción de costes, el transporte del conjunto subestructura/aerogenerador con montaje onshore elimina los riesgos asociados al montaje offshore y reduce los costes [49]. Se estima que el montaje offshore es de tres a cuatro veces más caro que el montaje onshore teniendo en cuenta que hay que remolcar el conjunto hasta el emplazamiento [47]. Sistemas de fondeo y anclaje: La instalación de los sistemas de fondeo y anclaje se puede realizar siguiendo dos estrategias: con la combinación de una barcaza y un remolcador o mediante un buque AHTS [15], aunque la segunda está recogida en la bibliografía como la más común [11] [47]. En el caso de usar un buque AHTS tiene la ventaja de que deja caer controladamente el ancla sobre el lecho marino sin necesidad de otras embarcaciones de apoyo, aunque no puede garantizar la posición exacta del ancla [15]. El uso de buques AHTS se considera adecuado para la instalación de anclas de arrastre y gravedad, siendo importante mencionar que para las anclas de gravedad la embarcación requerida será de mayor envergadura debido al gran tamaño y peso del ancla. Para el caso de pilotes convencionales será necesario contar con un martillo pilón submarino para hincar el pilote. Para los pilotes de succión, una vez el pilote se encuentra en el lecho marino, mediante bombas submarinas de aplica la succión desde una válvula en su parte superior (con la posible necesidad de la asistencia de submarinistas y/o ROVs) [15]. Conexión a la red (cableado y subestación): Se ha de tener en cuenta tanto la instalación del cableado como de la subestación offshore. En cuanto a la subestación, se puede seguir un procedimiento de evaluación de los costes de 49 instalación similar a las subestructuras de los aerogeneradores [15]. El cableado considerado es el inter-array y el cableado entre la subestación offshore y el punto de conexión onshore. El cableado inter-array es de media tensión y por lo tanto de menor peso, por lo que su instalación será, relativamente, menos costosa [15]. Algunos estudios estiman que el coste de instalación por km del cableado inter-array es 3 veces menor [47]. La instalación del cableado se puede realizar siguiendo dos estrategias: mediante un barco cablero de posicionamiento dinámico o mediante la combinación de una barcaza y un remolcador [15]. 5.2.2.4 Desglose de los costes totales de construcción Para realizar una estimación del desglose se pueden consultar varias fuentes diferentes. Dos con datos sobre el CAPEX en eólica offshore de base fija se encuentran en [52] y [49], y dos con datos sobre el CAPEX en eólica flotante [5] y [11]. Finalmente, en la Figura 26 se muestra el desglose del CAPEX publicado en 2018 para eólica flotante por NREL [55]. Figura 26: Desglose de los costes totales de construcción en porcentajes 5.2.3 Costes de operación y mantenimiento (OPEX) Los costes de operación y mantenimiento (O&M) son los incurridos a partir del momento en que se pone en funcionamiento el parque eólico y durante toda su vida útil [56] [49]. Normalmente, se suelen considerar como costes de O&M las inversiones posteriores a la fecha de puesta en funcionamiento [57], lo que simplifica los cálculos. Por otra parte, cabe mencionar que, en parques eólicos, es probable que la puesta en marcha se realice escalonadamente según se va realizando la instalación de los aerogeneradores. Operación: Los costes de operación son los que derivan de las actividades necesarias para la operación del parque eólico y la producción de energía. Estos costes representan entre el 2,5% y el 5,4% del Otros 10,8% Transporte e instalación 8,2% D&D 4,7% Fabricación 76,3% Aerogenerador 24,7% Cimentación 27,1% Cableado interarray y subestación 18,7% Transporte e instalación CAPEX 50 OPEX [56]. Las actividades que incurren estos costes son, en términos generales, de administración, gestión y control de las condiciones. Mantenimiento: El objetivo del mantenimiento es garantizar la máxima disponibilidad posible del parque eólico y reducir el tiempo de inactividad [49], y supone entre el 94,5% y el 97,5% del OPEX [56]. El mantenimiento por definición puede ser preventivo o correctivo. El mantenimiento preventivo es programado, de acuerdo con los calendarios de fallo de los diferentes componentes y el estudio de las condiciones bajo las que trabajan los aerogeneradores, y su función es mantener la buena forma del parque eólico, mediante inspecciones y recambios rutinarios. El mantenimiento correctivo es el que tiene lugar una vez se ha producido un fallo. Aunque el mantenimiento correctivo normalmente no sea programado, una vez ocurrido el fallo, si no es crítico, su reparación se puede programar en coordinación con otras operaciones de mantenimiento [49]. El mantenimiento óptimo es el que, garantizando la seguridad, minimiza los costes de O&M garantizando una buena disponibilidad de los aerogeneradores, lo que significa tener una producción de energía alta. Esto se consigue con una buena combinación del mantenimiento preventivo y el correctivo. Un mantenimiento preventivo muy intensivo garantiza una mayor producción de energía, pero es probable que la cantidad de recursos necesaria para realizarlo sea desproporcionada. Por el contrario, implantando una estrategia centrada en el mantenimiento correctivo minimiza los gastos de las inspecciones, pero aumenta el tiempo de no producción de energía y el gasto derivado de las reparaciones acabaría siendo igualmente desproporcionado. En la Figura 27 se muestra visualmente el compromiso entre los costes de mantenimiento y las pérdidas derivadas de la no disponibilidad. Figura 27: Ilustración del balance entre costes de O&M y pérdidas derivadas de la no producción de energía [56] Otro punto muy importante a la hora de planificar el mantenimiento es la aproximación a los aerogeneradores en el momento necesario, conocida como accesibility [56] [58] [59]. La aproximación al aerogenerador es una sinergia entre la ventana de buenas condiciones que permita el transporte entre el puerto de operaciones y el parque eólico, y la ventana de buenas condiciones que permita el acceso a los aerogeneradores. El tiempo de tránsito entre la base de operaciones y el parque eólico (los aerogeneradores) es importante porque las ventanas posibles para realizar las operaciones de mantenimiento son limitadas, y el transporte ha de 51 realizarse dentro de dichas ventanas, por lo que el tiempo disponible para realizar las operaciones de mantenimiento como tales va en detrimento del tiempo de transporte. La accesibilidad se entiende de forma similar al tiempo de transporte. Si la accesibilidad a la torre no está garantizada el 100% del tiempo puede que nos encontremos con que al intentar acceder a la torre para realizar el mantenimiento tengamos que esperar un tiempo extra hasta que las condiciones metoceánicas sean las adecuadas. 5.2.3.1 Desglose de los costes de operación y mantenimiento A lo largo de los últimos años se han desarrollado diferentes desgloses de los costes de operación y mantenimiento para parques eólicos offshore, que reparten los costes en diferentes categorías. Algunos de estos desgloses se pueden encontrar en [49], [52], y [60]. En este trabajo se utiliza como referencia el desglose detallado por GL Garrad Hassan [56]. Cabe mencionar que, en este trabajo, los costes de logística se consideran como costes de mantenimiento y no de operación, ya que son costes que derivan de actividades físicas relacionadas con el propio mantenimiento. Operación: A continuación de describen los costes de operación de forma detallada [56] [49]: a. Administración: Las actividades de administración incluyen la gestión financiera, la gestión de la salud y seguridad laboral, la gestión de los stocks de repuesto para las reparaciones, la contratación y gestión de las pólizas de seguros, la gestión de permisos para garantizar la actividad en coordinación con las autoridades pertinentes, y la gestión de las ventas de energía y marketing. b. Gestión y coordinación de las actividades: Estos costes se diferencias de los costes de administración generales porque son los derivados de la gestión y coordinación de las actividades de mantenimiento. Una monitorización continua de las actividades de mantenimiento y una coordinación entre los responsables onshore y los equipos offshore es esencial para garantizar la seguridad de los trabajadores y la efectividad del mantenimiento. c. SCADA y supervisión de las condiciones: La supervisión, control y adquisición de datos (SCADA) relativo a las condiciones meteorológicas y oceanográficas es clave para optimizar la producción energética y la reducción de costes de mantenimiento con una planificación adecuada del mismo acorde a las condiciones. d. Previsión meteorológica: La previsión meteorológica, al igual que el sistema SCADA es clave en O&M condicionando la planificación de las operaciones de mantenimiento. Mantenimiento: A continuación de describen los costes de operación de forma detallada [56]. Las actividades de mantenimiento de dividen en dos grupos, las relativas a la logística y las de mantenimiento de componentes. 52 Logística: a. Logística onshore: Hace referencia a la parte de la logística que tiene lugar en el puerto base. Depende del tipo de subestructura, pero como referencia, se considera que la profundidad del puerto tiene que ser de 10 m como mínimo [49], y debe tener el suficiente espacio para poder atracar varias embarcaciones de trabajo (ver Figura 28), aunque se recomienda que también exista espacio suficiente para buques de instalación. Además, en caso de que se adopte una estrategia de mantenimiento que incluya el uso de helicópteros, es conveniente que exista un helipuerto en el puerto base. La distancia entre el puerto base y el emplazamiento ha de ser la mínima posible. También existe la posibilidad de disponer de más de un puerto. b. Logística offshore: La logística offshore depende de la distancia al puerto base onshore, de las características metoceánicas, de las características del parque eólico y del diseño de la subestación. Su función primaria es el transporte de personas y material hasta los aerogeneradores, donde se realizan las tareas de mantenimiento. i. Embarcaciones de trabajo: transportan personal y materiales necesarios para realizar las actividades de mantenimiento. ii. Helicópteros: su uso es necesario cuando el acceso mediante embarcaciones pequeñas no es posible, ya sea por las condiciones marinas o por las restricciones de tiempo. Cuando se utilizan helicópteros el uso de barcos de apoyo es necesario por peligro de hombre al agua. iii. Barcos grúa: su uso es necesario en sustituciones de componentes de gran tamaño o peso, aunque para subestructuras del tipo semisumergible, es posible remolcar el aerogenerador flotante a puerto para realizar reparaciones de fallos mayores, evitando así el uso de barcos grúa. iv. Alojamiento offshore: el coste del alojamiento offshore no se tiene en cuenta en este trabajo ya que depende de la localización del parque eólico respecto de la costa, y su coste puede ser tanto nulo como ascender a los 10 o 20 millones de euros anuales para un parque eólico de 500 MW. Figura 28: Ejemplos de embarcaciones de trabajo (izq. Ørsted, dch. Windcat) 53 Mantenimiento de componentes: c. Aerogenerador: i. Mantenimiento del aerogenerador: el mantenimiento preventivo se realiza en momentos con velocidades de viento bajas para minimizar el impacto sobre la producción energética. ii. Recambios: cuando un recambio es necesario y no se realiza rápidamente se traduce en un periodo de no producción y por lo tanto pérdida de beneficios. d. Subestructura: i. Inspecciones estructurales y de scour: con el objetivo de garantizar la integridad estructural de la Subestructura normalmente se realizan inspecciones rutinarias durante los dos primeros años desde la instalación, siendo necesarios trabajos de mantenimiento cada 5 o 10 años. ii. Reparaciones en la subestructura: en general, incluyen reparaciones de pintura y juntas, y retirada de depósitos de organismos marinos. iii. Inspecciones de los elementos de seguridad: elementos como los anticaídas, escaleras de acceso al aerogenerador, los equipos de evacuación, o grúas y pescantes. e. Sistemas de fondeo y anclaje (inspección y reparaciones): i. Inspecciones y reparaciones: tanto de la cadena o cable, como del conector, además de inspecciones en el ancla con una tasa de fallo mucho más baja que en los conectores o las líneas de fondeo. f. Conexión a la red: i. Inspección y reparaciones del cableado inter-array: consiste principalmente en la comprobación del enterramiento de los cables apoyados en el fondo marino, y de la posición y la flotabilidad de los cables dinámicos. ii. Mantenimiento de la subestación: consiste en inspecciones rutinarias y algunos trabajos de reparación. iii. Inspección y reparaciones del cable de evacuación: consiste en la comprobación del enterramiento de los cables, aunque en comparación con los cables interarray, en este caso los fallos tienen mayor sobre el suministro a la red por lo que son más críticos. iv. Mantenimiento eléctrico onshore: sigue procedimientos no específicos de eólica offshore. En las gráficas de la Figura 29 (página 54) se muestra el desglose del OPEX según las categorías definidas en este apartado, y de acuerdo con lo sugerido en [56]. 54 LOGÍSTICA MANTENIMIENTO DE COMPONENTES OPERACIÓN Figura 29: Desglose de los costes de operación y mantenimiento en porcentajes (adaptado de [56]) Logística 50,7% Mantenimiento de componentes 43,2% Operación 6,2% OPEX 2,1% 48,6% 36,2% 3,4% 1,0% 2,5% 6,2% 0,0% 10,0% 20,0% 30,0% 40,0% 50,0% 60,0% 70,0% Logística onshore Logística offshore Mantenimiento del aerogenerador Mantenimiento de la cimentación Sistemas de fondeo y anclaje Conexión a la red Operaciones 2,1% 10% 9% 30% 0,0% 10,0% 20,0% 30,0% 40,0% 50,0% Logística onshore Embarcaciones de trabajo Helicópteros Embarcaciones tipo grúa 19% 17% 1,5% 1,3% 0,6% 1,0% 1,3% 0,5% 0,5% 0,2% 0% 10% 20% 30% Mantenimiento (aerogenerador) Recambios (aerogenerador) Inspecciones estructurales y de scour Reparaciones en la cimentación Inspecciones de los elementos de seguridad Inspeción y reparaciones (fondeo y anclaje) Inspeción y reparaciones (cableado inter-array) Mantenimeinto de la subestación Inspeción y reparaciones del cableado (export) Mantenimiento eléctrico onshore 2,3% 2,3% 0,2% 1,3% 0,0% 0,5% 1,0% 1,5% 2,0% 2,5% 3,0% 3,5% SCADA y supervisión de las condiciones Gestión y coordinación de las operaciones Previsión meteorológica Administración 55 5.2.4 Costes relativos al desmantelamiento (DECEX) Cuando la vida útil del parque eólico llega a su fin, hay que proceder al desmantelamiento del mismo, y al abandono de la zona. Algunos de los componentes retirados del emplazamiento se pueden reciclar o vender como chatarra, como por ejemplo las subestructuras con gran cantidad de acero. Por el contrario, los cables submarinos que quedan enterrados bajo tierra normalmente se abandonan en el emplazamiento [47]. En la fase de diseño y desarrollo se ha de presentar un plan relativo al desmantelamiento del parque, siguiendo las normativas nacionales al respecto [49]. Los costes de desmantelamiento, teniendo en cuenta lo propuesto en [47] y [52], se pueden desglosar de la siguiente forma: Figura 30: Desglose de los costes relativos al desmantelamiento en porcentajes Aerogenerador 10,3% Cimentación 18,9% Fondeo y anclaje 40,8% Cableado submarino 18,2% Subestación 11,8% DECEX 56 6 MODELIZACIÓN DE COSTES Y PRODUCCIÓN DE ENERGÍA En este capítulo se diseña una metodología para modelizar los costes y la producción de energía de un parque eólico, para poder llevar a cabo el cálculo del LCOE. En los anexos ANEXO II – ecuaciones del modelo matemático y ANEXO III – notación del modelo matemático se recogen todas las ecuaciones presentadas en este capítulo y su notación, con el objetivo de facilitar la consulta de los parámetros y ecuaciones del modelo durante el uso de la herramienta. 6.1 MODELIZACIÓN DE LOS COSTES Los costes, como se ha presentado en el apartado 5.2 Desglose detallado de los costes del ciclo de vida, incluyen los costes totales de construcción (CAPEX), costes de operación y mantenimiento (OPEX) y costes relativos al desmantelamiento (DECEX). Los costes se modelizan en función de la naturaleza del elemento de coste (p. ej. Los costes de fabricación y de mantenimiento no pueden modelizarse de la misma manera). Se identifican las variables significativas de cada elemento de coste y se relacionan mediante ecuaciones simples para resultar en un modelo que tendrá que ser validado para el parque eólico base presentado en el capítulo 7 DEFINICIÓN DEL PARQUE EÓLICO BASE. Para todas las ecuaciones se incluye una tabla con la notación de los elementos de la fórmula con sus unidades correspondientes y la descripción de la variable a la que hacen referencia. En ellas, las variables que no dependen de otros elementos de coste y que por tanto tienen que ser definidas en el capítulo 7 DEFINICIÓN DEL PARQUE EÓLICO BASE estarán indicadas en azul. 6.1.1 Costes totales de construcción (CAPEX) Los costes totales de construcción (CAPEX) se van a modelizar siguiendo el esquema de la Figura 31 de la página 57, en la que se muestran todos los elementos de coste. Se dividen los elementos de costes por niveles, del 1 al 4. Los costes del nivel 1 estarán conformados por la suma de costes del nivel 2, y esto se cumple para los sucesivos niveles. Al avanzar en los niveles, se profundiza en el detalle del desglose. En este apartado se van a presentar las ecuaciones que cuantifican los elementos de coste del CAPEX. El CAPEX equivale a la suma de los costes de diseño y desarrollo, fabricación, e transporte e instalación, que son los 3 costes de conforman el nivel 2 del esquema de la Figura 31. Por lo tanto, la ecuación que modeliza el coste del CAPEX es: 𝐶𝐴𝑃𝐸𝑋=𝐶𝐷&𝐷+𝐶𝐹𝐴𝐵+𝐶𝑇𝑒𝐼 (1) 57 Tabla de notación 1: Notación de la ecuación (1) NOTACIÓN UNIDADES DESCRIPCIÓN 𝑪𝑨𝑷𝑬𝑿 € Costes totales de construcción 𝑪𝑫&𝑫 € Costes de diseño y desarrollo 𝑪𝑭𝑨𝑩 € Costes de fabricación 𝑪𝑻𝒆𝑰 € Costes de transporte e instalación Figura 31: Esquema de la modelización del CAPEX por niveles CAPEX Diseño y desarrollo Fabricación Área de fabricación Subestructuras Estructura Lastre Elementos auxiliares Aerogeneradores Rotor Góndola Torre Elementos auxiliares Sistemas de fondeo Linea de fondeo Ancla Conexión a la red Cable dinámico Cableado inter-array Subestación Cable de evacuación Transporte e instalación Aerogeneradores + subestructuras Ensamblaje Transporte al emplazamiento y acoplamiento Sistemas de fondeo Líneas de fondeo + anclas Conexión a la red Cable dinámico Cableado inter-array Subestación Cable de evacuación NIVEL 2 NIVEL 3 NIVEL 4 NIVEL 1 FABRICACION TRANSPORTE E INSTALACIÓN 64 Cableado inter-array: el coste del cableado inter-array se modeliza igual que el coste del cableado dinámico. 𝐶𝑑𝑖𝑛=𝐿𝑑𝑖𝑛·𝑐𝑖𝑘𝑉𝑑𝑖𝑛 , 𝑐𝑖𝑘𝑉𝑑𝑖𝑛∝𝑉𝑑𝑖𝑛 (20) Tabla de notación 19: Notación de la ecuación (20) NOTACIÓN UNIDADES DESCRIPCIÓN 𝑪𝒂𝒓𝒓𝒂𝒚 € Coste asociado a la fabricación del cableado inter-array 𝑳𝒂𝒓𝒓𝒂𝒚 m Longitud del cableado inter-array 𝒄𝒊𝒌𝑽𝒂𝒓𝒓𝒂𝒚 €/m Coste por unidad de longitud de un cable inter-array, en función del voltaje 𝑽𝒂𝒓𝒓𝒂𝒚 kV Voltaje de los cables inter-array Subestación: el coste de una subestación se puede modelizar en función de la potencia total del parque eólico, ya que su coste dependerá de ello. 𝐶𝑠𝑢𝑏𝑒𝑠𝑡𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛=𝑁·𝑃𝑎𝑒𝑟𝑜·𝑐𝑠𝑢𝑏𝑒𝑠𝑡𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛 (21) Tabla de notación 20: Notación de la ecuación (21) NOTACIÓN UNIDADES DESCRIPCIÓN 𝑪𝒔𝒖𝒃𝒆𝒔𝒕𝒂𝒄𝒊𝒐𝒏 € Coste asociado a la fabricación de la subestación 𝑵 [-] Número de aerogeneradores en el parque 𝑷𝒂𝒆𝒓𝒐 MW Potencia de un aerogenerador 𝒄𝒔𝒖𝒃𝒆𝒔𝒕𝒂𝒄𝒊𝒐𝒏 €/MW Coste por MW asociado a la fabricación de la subestación El coste por MW de la subestación será diferente si esta es offshore flotante, offshore de base fija, u onshore, lo que tendrá que ser tenido en cuenta. Cable de evacuación: el coste del cable de evacuación se modeliza en función de su coste por unidad de longitud, al igual que el cableado dinámico e inter-array. 𝐶𝑒𝑥𝑝𝑜𝑟𝑡=𝐿𝑒𝑥𝑝𝑜𝑟𝑡·𝑐𝑖𝑘𝑉𝑒𝑥𝑝𝑜𝑟𝑡 , 𝑐𝑖𝑘𝑉𝑒𝑥𝑝𝑜𝑟𝑡∝𝑉𝑒𝑥𝑝𝑜𝑟𝑡 (22) Tabla de notación 21: Notación de la ecuación (22) NOTACIÓN UNIDADES DESCRIPCIÓN 𝑪𝒆𝒙𝒑𝒐𝒓𝒕 € Coste asociado a la fabricación del cable de evacuación 𝑳𝒆𝒙𝒑𝒐𝒓𝒕 m Longitud del cable de evacuación 𝒄𝒊𝒌𝑽𝒆𝒙𝒑𝒐𝒓𝒕 €/m Coste por unidad de longitud del cable de evacuación, en función del voltaje 𝑽𝒆𝒙𝒑𝒐𝒓𝒕 kV Voltaje del cable de evacuación 65 CAPEX Fabricación Área de fabricación Área [m2] Precio [€/m2] x(número de aeros) Aerogenerador Rotor Peso [tn] Precio [€/tn] Góndola €/MW Torre Peso [tn] Precio [€/tn] Elementos auxiliares % del coste del aero. Subestructura Estructura Peso [tn] Precio [€/tn] Lastre Material [tipo] Peso [tn] Precio [€/tn] Elementos auxiliares % del coste de la subestr. Sistema de fondeo Linea de fondeo Peso [tn] Longitud [m] Precio [€/tn o €/m] x(n. de lineas por aero) Ancla Peso [tn] Precio [€/tn o €/m] x(n. de anclas por aero) Conexión a la red Cable dinámico Tipo [voltaje] Longitud [m] Precio [€/m] Cableado inter-array Tipo [voltaje] Longitud [m] Precio [€/m] Subestación Tipo [onshore/ offshore] €/MW Cable de evacuación Tipo [voltaje] Longitud [m] Precio [€/m] Diseño y desarrollo como % del CAPEX Instalación y transporte ... Figura 32: Esquema de la modelización del CAPEX (1/2) 66 6.1.1.2.6 Esquema de la modelización de los costes de fabricación En la página anterior se muestra un esquema (Figura 32) del modelo propuesto en la sección 6.1.1.2, relativa a la fabricación, del apartado 6.1 Modelización de los costes. 6.1.1.3 Transporte e instalación Los costes del transporte de componentes y de su instalación se modelizan conjuntamente, y serán función de las embarcaciones necesarias en cada caso, además del tiempo de utilización. Para el caso de los aerogeneradores y las subestructuras, en el modelo se va a considerar que se sigue una estrategia de ensamblaje onshore/nearshore y un transporte conjunto. 𝐶𝑇𝑒𝐼=𝑁·(𝐶𝑇𝐼𝑎𝑒𝑟𝑜+𝐶𝑇𝐼𝑠𝑖𝑠𝑡𝑓𝑜𝑛)+𝐶𝑇𝐼𝑟𝑒𝑑 (23) Tabla de notación 22: Notación de la ecuación (23) NOTACIÓN UNIDADES DESCRIPCIÓN 𝑪𝑻𝒆𝑰 € Costes de transporte e instalación 𝑵 [-] Número de aerogeneradores en el parque 𝑪𝑻𝑰𝒂𝒆𝒓𝒐 € Costes asociados a la transporte e instalación de un conjunto aerogenerador + subestructura 𝑪𝑻𝑰𝒔𝒊𝒔𝒕𝒇𝒐𝒏 € Costes asociados a la transporte e instalación de un sistema de fondeo 𝑪𝑻𝑰𝒓𝒆𝒅 € Costes asociados a la transporte e instalación del sistema de conexión a la red 6.1.1.3.1 Aerogeneradores + subestructuras Como la estrategia de transporte e instalación seguida para el conjunto del aerogenerador y la subestructura es un ensamblaje de los dos componentes en el puerto y su traslado posterior al emplazamiento, el coste por tanto se divide entre el coste de ensamblaje y coste de transporte del conjunto. 𝐶𝑇𝐼𝑎𝑒𝑟𝑜=𝐶𝑒𝑛𝑠𝑎𝑚𝑏𝑙𝑎𝑗𝑒+𝐶𝑇𝑎𝑎𝑒𝑟𝑜 (24) Tabla de notación 23: Notación de la ecuación (24) NOTACIÓN UNIDADES DESCRIPCIÓN 𝑪𝑻𝑰𝒂𝒆𝒓𝒐 € Costes asociados a la transporte e instalación de un conjunto aerogenerador + subestructura 𝑪𝒆𝒏𝒔𝒂𝒎𝒃𝒍𝒂𝒋𝒆 € Costes asociados al ensamblaje del aerogenerador y la estructura 𝑪𝑻𝑨𝒂𝒆𝒓𝒐 € Costes asociados al transporte del conjunto aerogenerador + subestructura Ensamblaje: el coste del ensamblaje es proporcional al peso del conjunto, por lo que se puede modelizar en función del coste de ensamblaje por unidad de masa. 𝐶𝑒𝑛𝑠𝑎𝑚𝑏𝑙𝑎𝑗𝑒=𝑤𝑎𝑒𝑟𝑜+𝑠𝑢𝑏·𝑐𝑒𝑛𝑠𝑎𝑚𝑏 (25) 𝑤𝑎𝑒𝑟𝑜+𝑠𝑢𝑏≅𝑤𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟+𝑤𝑡𝑜𝑟𝑟𝑒+𝑤𝑒𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎+𝑤𝑙𝑎𝑠𝑡𝑟𝑒 (26) 67 Tabla de notación 24: Notación de las ecuaciones (25) y (26) NOTACIÓN UNIDADES DESCRIPCIÓN 𝑪𝒆𝒏𝒔𝒂𝒎𝒃𝒍𝒂𝒋𝒆 € Costes asociados al ensamblaje del aerogenerador y la estructura 𝒘𝒂𝒆𝒓𝒐+𝒔𝒖𝒃 tn Peso total del conjunto aerogenerador + subestructura 𝒄𝒆𝒏𝒔𝒂𝒎𝒃 €/tn Coste por unidad de masa del ensamblaje del conjunto aerogenerador + subestructura 𝒘𝒓𝒐𝒕𝒐𝒓 tn Peso del rotor de un aerogenerador 𝒘𝒕𝒐𝒓𝒓𝒆 tn Peso de la torre de un aerogenerador 𝒘𝒆𝒔𝒕𝒓𝒖𝒄𝒕𝒖𝒓𝒂 tn Peso de la estructura flotante 𝒘𝒍𝒂𝒔𝒕𝒓𝒆 tn Peso del lastre Transporte: en este coste se incluye el coste derivado del transporte del conjunto (aerogenerador + subestructura) del puerto de ensamblaje al emplazamiento y del acoplamiento con el sistema de anclaje. Es función del coste de las embarcaciones utilizadas y del tiempo de su utilización. 𝐶𝑇𝑎𝑎𝑒𝑟𝑜= ∑ 𝑡𝑖𝑇𝑎𝑒𝑟𝑜·𝑐𝑖𝑏𝑢𝑞𝑢𝑒𝑠 𝑏𝑢𝑞𝑢𝑒𝑠 𝑖 (27) Tabla de notación 25: Notación de la ecuación (27) NOTACIÓN UNIDADES DESCRIPCIÓN 𝑪𝑻𝑨𝒂𝒆𝒓𝒐 € Costes asociados al transporte del conjunto aerogenerador + subestructura 𝒕𝒊𝑻𝒂𝒆𝒓𝒐 días Tiempo de uso por tipo de embarcación para el transporte y acoplamiento del del conjunto aerogenerador + subestructura 𝒄𝒊𝒃𝒖𝒒𝒖𝒆𝒔 €/día Coste diario por tipo de embarcación 6.1.1.3.2 Sistemas de fondeo La transporte e instalación de las líneas de fondeo y anclas se considera conjunta, por lo que se puede modelizar como el coste de las embarcaciones utilizadas y del tiempo de su utilización. 𝐶𝑇𝐼𝑠𝑖𝑠𝑡𝑓𝑜𝑛=𝑛𝑙𝑖𝑛𝑒𝑎𝑠·(∑ 𝑡𝑖𝑇𝐼𝑠𝑖𝑠𝑡𝑓𝑜𝑛·𝑐𝑖𝑏𝑢𝑞𝑢𝑒𝑠 𝑏𝑢𝑞𝑢𝑒𝑠 𝑖) (28) Tabla de notación 26: Notación de la ecuación (28) NOTACIÓN UNIDADES DESCRIPCIÓN 𝑪𝑻𝑰𝒔𝒊𝒔𝒕𝒇𝒐𝒏 € Costes asociados a la transporte e instalación de un sistema de fondeo 𝒏𝒍𝒊𝒏𝒆𝒂𝒔 [-] Número de líneas de fondeo por aerogenerador 𝒕𝒊𝑻𝑰𝒔𝒊𝒔𝒕𝒇𝒐𝒏 días Tiempo de uso por tipo de embarcación para la instalación del sistema de fondeo 𝒄𝒊𝒃𝒖𝒒𝒖𝒆𝒔 €/día Coste diario por tipo de embarcación 68 6.1.1.3.3 Sistema de conexión a la red Al igual que para la fabricación, en la transporte e instalación la conexión a la red se modeliza según el cableado dinámico, el cableado inter-array, la subestación y el cable de evacuación: 𝐶𝑇𝐼𝑟𝑒𝑑=𝐶𝑇𝐼𝑑𝑖𝑛+𝐶𝑇𝐼𝑎𝑟𝑟𝑎𝑦+𝐶𝑇𝐼𝑠𝑢𝑏𝑒𝑠𝑡𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛+𝐶𝑇𝐼𝑒𝑥𝑝𝑜𝑟𝑡 (29) Tabla de notación 27: Notación de la ecuación (29) NOTACIÓN UNIDADES DESCRIPCIÓN 𝑪𝑻𝑰𝒓𝒆𝒅 € Costes asociados a la transporte e instalación del sistema de conexión a la red 𝑪𝑻𝑰𝒅𝒊𝒏 € Costes asociados a la transporte e instalación del cableado dinámico 𝑪𝑻𝑰𝒂𝒓𝒓𝒂𝒚 € Costes asociados a la transporte e instalación del cableado interarray 𝑪𝑻𝑰𝒔𝒖𝒃𝒆𝒔𝒕𝒂𝒄𝒊𝒐𝒏 € Costes asociados a la transporte e instalación de la subestación 𝑪𝑻𝑰𝒆𝒙𝒑𝒐𝒓𝒕 € Costes asociados a la transporte e instalación del cable de evacuación De nuevo, no es necesario que los cuatro componentes existan en el parque para que el modelo sea válido, ya que, si alguno de ellos no es necesario, el coste de su transporte e instalación toma el valor 0. Cableado dinámico: siguiendo la línea del modelo, los costes de transporte e instalación se modelizan como el coste de las embarcaciones utilizadas y del tiempo de su utilización. 𝐶𝑇𝐼𝑑𝑖𝑛= ∑ 𝑡𝑖𝑇𝐼𝑑𝑖𝑛·𝑐𝑖𝑏𝑢𝑞𝑢𝑒𝑠 𝑏𝑢𝑞𝑢𝑒𝑠 𝑖 (30) Tabla de notación 28: Notación de la ecuación (30) NOTACIÓN UNIDADES DESCRIPCIÓN 𝑪𝑻𝑰𝒅𝒊𝒏 € Costes asociados a la transporte e instalación del cableado dinámico 𝒕𝒊𝑻𝑰𝒅𝒊𝒏 días Tiempo de uso por tipo de embarcación para la instalación de un cable dinámico 𝒄𝒊𝒃𝒖𝒒𝒖𝒆𝒔 €/día Coste diario por tipo de embarcación Cableado inter-array: la modelización es igual que para el cableado dinámico. 𝐶𝑇𝐼𝑑𝑖𝑛= ∑ 𝑡𝑖𝑇𝐼𝑑𝑖𝑛·𝑐𝑖𝑏𝑢𝑞𝑢𝑒𝑠 𝑏𝑢𝑞𝑢𝑒𝑠 𝑖 (31) 69 Tabla de notación 29: Notación de la ecuación (31) NOTACIÓN UNIDADES DESCRIPCIÓN 𝑪𝑻𝑰𝒂𝒓𝒓𝒂𝒚 € Costes asociados a la transporte e instalación del cableado interarray 𝒕𝒊𝑻𝑰𝒂𝒓𝒓𝒂𝒚 días Tiempo de uso por tipo de embarcación para la instalación del cableado inter-array 𝒄𝒊𝒃𝒖𝒒𝒖𝒆𝒔 €/día Coste diario por tipo de embarcación Subestación: en este apartado se trabaja bajo la suposición de una subestación offshore, en caso de querer considerar una subestación onshore habría que revisar las fórmulas que definen los costes de instalación de la conexión a la red. La modelización se puede realizar teniendo en cuenta coste de las embarcaciones utilizadas y del tiempo de su utilización, o simplemente estimando el coste total del transporte y la instalación de la subestación si se dispone de esa información. 𝐶𝑇𝐼𝑠𝑢𝑏𝑒𝑠𝑡𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛={1. ∑𝑡𝑖𝑇𝐼𝑠𝑢𝑏𝑒𝑠𝑡𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛·𝑐𝑖𝑏𝑢𝑞𝑢𝑒𝑠 𝑏𝑢𝑞𝑢𝑒𝑠 𝑖 2. 𝑐𝑇𝐼𝑠𝑢𝑏𝑒𝑠𝑡𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛 (32) Tabla de notación 30: Notación de la ecuación (32) NOTACIÓN UNIDADES DESCRIPCIÓN 𝑪𝑻𝑰𝒔𝒖𝒃𝒆𝒔𝒕𝒂𝒄𝒊𝒐𝒏 € Costes asociados a la transporte e instalación de la subestación 𝒕𝒊𝑻𝑰𝒔𝒖𝒃𝒆𝒔𝒕𝒂𝒄𝒊𝒐𝒏 días Tiempo de uso por tipo de embarcación para la instalación de la subestación 𝒄𝒊𝒃𝒖𝒒𝒖𝒆𝒔 €/día Coste diario por tipo de embarcación 𝒄𝑻𝑰𝒔𝒖𝒃𝒆𝒔𝒕𝒂𝒄𝒊𝒐𝒏 € Coste de la transporte e instalación de la subestación Cable de evacuación: la modelización es igual que para el cableado dinámico. 𝐶𝑇𝐼𝑒𝑥𝑝𝑜𝑟𝑡= ∑ 𝑡𝑖𝑇𝐼𝑒𝑥𝑝𝑜𝑟𝑡·𝑐𝑖𝑏𝑢𝑞𝑢𝑒𝑠 𝑏𝑢𝑞𝑢𝑒𝑠 𝑖 (33) Tabla de notación 31: Notación de la ecuación (33) NOTACIÓN UNIDADES DESCRIPCIÓN 𝑪𝑻𝑰𝒆𝒙𝒑𝒐𝒓𝒕 € Costes asociados a la transporte e instalación del cable de evacuación 𝒕𝒊𝑻𝑰𝒆𝒙𝒑𝒐𝒓𝒕 días Tiempo de uso por tipo de embarcación para la instalación del cable de evacuación 𝒄𝒊𝒃𝒖𝒒𝒖𝒆𝒔 €/día Coste diario por tipo de embarcación 70 6.1.1.3.4 Esquema de la modelización de los costes de transporte e instalación En la Figura 33 se muestra un esquema del modelo propuesto en la sección ¡Error! No se e ncuentra el origen de la referencia., relativo a la transporte e instalación, del apartado 6.1 Modelización de los costes. CAPEX Instalación y transporte x(número de aeros) Aerogenerador + subestructura Ensamblaje Supuesto: ensamblaje en puerto Peso del conjunto [tn] Precio [€/tn] Transporte al emplazamiento y acoplamiento Embarcación [tipo] Tiempo de uso [días totales] Precio [€/días] Sistema de fondeo Supuesto: instalación conjunta Líneas de fondeo + anclas Embarcación [tipo] Tiempo de uso [días totales] Precio [€/días] x(n. de lineas de fondeo por aero) Conexión a la red Cable dinámico Embarcación [tipo] Tiempo de uso [días totales] Precio [€/días] Cableado inter-array Embarcación [tipo] Tiempo de uso [días totales] Precio [€/días] Subestación Embarcación [tipo] Tiempo de uso [días totales] Precio [€/días] Cable de evacuación Embarcación [tipo] Tiempo de uso [días totales] Precio [€/días] Diseño y desarrollo ... Fabricación ... Figura 33: Esquema de la modelización del CAPEX (2/2) 71 6.1.2 Costes de operación y mantenimiento (OPEX) En este apartado se van a presentar las ecuaciones que modelizan los costes de O&M. Los costes de operación y mantenimiento (OPEX) se modelizan calculando los costes incurridos por las actividades de operación y las intervenciones de mantenimiento por año, y multiplicándolos por los años de funcionamiento del parque. 𝑂𝑃𝐸𝑋=(𝐶𝑂+𝐶𝑀)·𝑡𝑣𝑖𝑑𝑎 ú𝑡𝑖𝑙 (34) Tabla de notación 32: Notación de la ecuación (34) NOTACIÓN UNIDADES DESCRIPCIÓN 𝑶𝑷𝑬𝑿 € Costes de operación y mantenimiento 𝑪𝑶 € Costes de operación anuales 𝑪𝑴 € Costes de mantenimiento anuales 𝒕𝒗𝒊𝒅𝒂 ú𝒕𝒊𝒍 años Vida útil del parque eólico 6.1.2.1 Operación Los costes de operación se pueden modelizar, de acuerdo con la bibliografía revisada, como un porcentaje del OPEX: 𝐶𝑂=𝑑𝑂·𝑂𝑃𝐸𝑋 𝑡𝑣𝑖𝑑𝑎 ú𝑡𝑖𝑙=𝑑𝑂 1−𝑑𝑂·𝐶𝑀 (35) Tabla de notación 33: Notación de la ecuación (35) NOTACIÓN UNIDADES DESCRIPCIÓN 𝑪𝑶 € Costes de operación anuales 𝒅𝑶 [-] Porcentaje respecto del OPEX que representan los costes de operación 𝑶𝑷𝑬𝑿 € Costes de operación y mantenimiento 𝒕𝒗𝒊𝒅𝒂 ú𝒕𝒊𝒍 años Vida útil del parque eólico 𝑪𝑴 € Costes de mantenimiento anuales 6.1.2.2 Mantenimiento Los costes anuales de mantenimiento se modelizan para los aerogeneradores, las subestructuras, los sistemas de fondeo y el sistema de conexión a la red por separado, de modo que se puede expresar el coste anual de mantenimiento como: 𝐶𝑀=𝐶𝑀𝑎𝑒𝑟𝑜+𝐶𝑀𝑠𝑢𝑏𝑒𝑠𝑡𝑟+𝐶𝑀𝑠𝑖𝑠𝑡𝑓𝑜𝑛+𝐶𝑀𝑟𝑒𝑑 (36) 72 Tabla de notación 34: Notación de la ecuación (36) NOTACIÓN UNIDADES DESCRIPCIÓN 𝑪𝑴 € Costes de mantenimiento anuales 𝑪𝑴𝒂𝒆𝒓𝒐 € Costes asociados al mantenimiento de los aerogeneradores 𝑪𝑴𝒔𝒖𝒃𝒆𝒔𝒕𝒓 € Costes asociados al mantenimiento de las subestructuras 𝑪𝑴𝒔𝒊𝒔𝒕𝒇𝒐𝒏 € Costes asociados al mantenimiento de los sistemas de fondeo 𝑪𝑴𝒓𝒆𝒅 € Costes asociados al mantenimiento del sistema de conexión a la red Los costes asociados al mantenimiento de los 4 elementos principales del parque se modelizan en función de la frecuencia de las intervenciones: 𝐶𝑀𝑎𝑒𝑟𝑜=𝑁· ∑ 𝑓𝑖·𝐶𝑀𝑖 𝑎𝑒𝑟𝑜𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 𝑖 (37) 𝐶𝑀𝑠𝑢𝑏𝑒𝑠𝑡𝑟=𝑁· ∑ 𝑓𝑖·𝐶𝑀𝑖 𝑠𝑢𝑏𝑒𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑖 (38) 𝐶𝑀𝑠𝑖𝑠𝑡𝑓𝑜𝑛=𝑁· ∑ 𝑓𝑖·𝐶𝑀𝑖 𝑠𝑖𝑠𝑡. 𝑓𝑜𝑛𝑑𝑒𝑜 𝑖 (39) 𝐶𝑀𝑟𝑒𝑑= ∑ 𝑓𝑖·𝐶𝑀𝑖 𝑠𝑖𝑠𝑡. 𝑐𝑜𝑛𝑒𝑥𝑖ó𝑛 𝑟𝑒𝑑 𝑖 (40) Tabla de notación 35: Notación de las ecuaciones (37), (38), (39) y (40) NOTACIÓN UNIDADES DESCRIPCIÓN 𝑪𝑴𝒂𝒆𝒓𝒐 € Costes asociados al mantenimiento de los aerogeneradores 𝑪𝑴𝒔𝒖𝒃𝒆𝒔𝒕𝒓 € Costes asociados al mantenimiento de las subestructuras 𝑪𝑴𝒔𝒊𝒔𝒕𝒇𝒐𝒏 € Costes asociados al mantenimiento de los sistemas de fondeo 𝑪𝑴𝒓𝒆𝒅 € Costes asociados al mantenimiento del sistema de conexión a la red 𝑵 [-] Número de aerogeneradores en el parque 𝒇𝒊 /año Frecuencia anual de la intervención o fallo Las intervenciones se modelizan definiendo las actividades principales de mantenimiento para cada elemento (aerogeneradores, subestructuras, sistemas de fondeo, y sistema de conexión a la red) e introduciendo la siguiente información para cada una: - Tipo de mantenimiento: preventivo o correctivo - Frecuencia: intervenciones o fallos por año - Personal necesario: número de operarios 73 - Embarcaciones necesarias para llevar a cabo la intervención - Duración de la intervención (sin incluir el desplazamiento) - Coste material de la reparación en caso de que sea aplicable en el mantenimiento correctivo - El downtime o tiempo inactividad incurrido por la intervención o el fallo El coste de cada intervención se define como el coste de las embarcaciones más el coste de la mano de obra durante la duración total de la intervención más el coste material de la reparación: 𝐶𝑀𝑖=𝐶𝑒𝑚𝑏𝑎𝑟𝑐𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠·𝑡𝑀+𝐶𝑚𝑜·𝑡𝑀+𝐶𝑚𝑎𝑡 (41) Tabla de notación 36: Notación de la ecuación (41) NOTACIÓN UNIDADES DESCRIPCIÓN 𝑪𝑴𝒊 € Coste de una intervención de mantenimiento 𝑪𝒆𝒎𝒃𝒂𝒓𝒄𝒂𝒄𝒊𝒐𝒏𝒆𝒔 €/h Coste diario de todas las embarcaciones utilizadas en la intervención 𝒕𝑴 h Duración total de la intervención en días 𝑪𝒎𝒐 €/h Coste total diario de la mano de obra para la intervención 𝑪𝒎𝒂𝒕 € Coste material de la reparación El coste de las embarcaciones es la suma del coste diario de las embarcaciones utilizadas durante la intervención: 𝐶𝑒𝑚𝑏𝑎𝑟𝑐𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠=∑𝑐𝑖𝑒𝑚𝑏𝑎𝑟𝑐𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 (42) Tabla de notación 37: Notación de la ecuación (42) NOTACIÓN UNIDADES DESCRIPCIÓN 𝑪𝒆𝒎𝒃𝒂𝒓𝒄𝒂𝒄𝒊𝒐𝒏𝒆𝒔 €/h Coste diario de todas las embarcaciones utilizadas en la intervención 𝒄𝒊𝒆𝒎𝒃𝒂𝒓𝒄𝒂𝒄𝒊𝒐𝒏𝒆𝒔 €/h Coste diario por tipo de embarcación de mantenimiento La duración total de la intervención incluye la duración de la intervención más el transporte entre el puerto de O&M y el lugar del fallo. La duración del transporte se calcula en función de la velocidad de la embarcación utilizada, y en el caso de que se utilice más de un tipo de embarcación se tomará la velocidad de la más lenta. 𝑡𝑀=𝑡𝑖𝑛𝑡+𝑑𝑖𝑠𝑡𝑂𝑀 𝑣𝑒𝑚𝑏𝑎𝑟𝑐𝑎𝑐𝑖ó𝑛 (43) 80 𝑑𝑖𝑠𝑝𝑟𝑒𝑑=(1−∑𝑓𝑖·𝐷𝑜𝑤𝑛𝑡𝑖𝑚𝑒𝑟𝑒𝑑 8760 ) (60) Las pérdidas totales se contabilizan como: ∏(1−𝑃é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠)=(1−𝑝𝑝𝑎𝑒𝑟𝑜)(1−𝑝𝑝𝑟𝑒𝑑)(1−𝑝𝑝𝑜𝑡𝑟𝑎𝑠) (61) Y la disponibilidad del parque es: 𝐷𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑=𝑑𝑖𝑠𝑝𝑎𝑒𝑟𝑜·𝑑𝑖𝑠𝑝𝑟𝑒𝑑 (62) 𝐷𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑=(1−∑𝑓𝑖·𝐷𝑜𝑤𝑛𝑡𝑖𝑚𝑒𝑎𝑒𝑟𝑜 8760 )·(1−∑𝑓𝑖·𝐷𝑜𝑤𝑛𝑡𝑖𝑚𝑒𝑟𝑒𝑑 8760 ) (63) Tabla de notación 45: Notación de las ecuaciones (51) a la (63) NOTACIÓN UNIDADES DESCRIPCIÓN 𝑨𝑬𝑷 MWh/año Producción anual de energía 𝑨𝑬𝑷𝒕 MWh/año Producción anual de energía teórica 𝑭𝑪𝑵 [-] Factor de carga neto 𝑭𝑪𝑩 [-] Factor de carga bruto 𝑫𝒊𝒔𝒑𝒐𝒏𝒊𝒃𝒊𝒍𝒊𝒅𝒂𝒅 [-] Disponibilidad del parque 𝑷é𝒓𝒅𝒊𝒅𝒂𝒔 [-] Pérdidas energéticas en el parque 𝑫𝒐𝒘𝒏𝒕𝒊𝒎𝒆 h Tiempo de inactividad por intervención 𝒇𝒊 /año Frecuencia anual de la intervención o fallo 𝑨𝑬𝑷𝒂𝒆𝒓𝒐 MWh/año Producción anual de energía por aerogenerador 𝑨𝑬𝑷𝒕𝒂𝒆𝒓𝒐 MWh/año Producción anual de energía teórica por aerogenerador 𝒑𝒑𝒂𝒆𝒓𝒐𝒅𝒊𝒏 [-] Pérdidas aerodinámicas 𝒅𝒊𝒔𝒑𝒂𝒆𝒓𝒐 [-] Disponibilidad de un aerogenerador 𝑵 [-] Número de aerogeneradores en el parque 𝒑𝒑𝒓𝒆𝒅 [-] Pérdidas eléctricas 𝒑𝒑𝒐𝒕𝒓𝒂𝒔 [-] Otras pérdidas 𝒅𝒊𝒔𝒑𝒓𝒆𝒅 [-] Disponibilidad del sistema de conexión a la red 𝑫𝒐𝒘𝒏𝒕𝒊𝒎𝒆𝒂𝒆𝒓𝒐 h Downtime incurrido por intervenciones relativas a aerogeneradores, subestructuras o sistemas de fondeo 𝑫𝒐𝒘𝒏𝒕𝒊𝒎𝒆𝒓𝒆𝒅 h Downtime incurrido por intervenciones relativas al sistema de conexión a la red 81 7 DEFINICIÓN DEL PARQUE EÓLICO BASE En este capítulo se define el parque eólico base como caso de referencia aportando toda la información necesaria para poder asignar valores a las variables definidas en la metodología de modelización de costes y cálculo del LCOE. 7.1 DATOS GENERALES DEL PARQUE EÓLICO BASE Se considera un parque eólico base de 500 MW, con 50 aerogeneradores de 10 MW. Las características generales con las siguientes: Tabla 11: Datos generales del parque eólico base Características generales Número de aerogeneradores 50 Potencia de un aerogenerador 10 MW Potencia total del parque eólico flotante 500 MW Localización Profundidad media en el emplazamiento 70 m Distancia del emplazamiento a la costa 40 km Distancia del emplazamiento al puerto de fabricación 40 km Distancia del emplazamiento al puerto de O&M 40 km 7.2 DATOS GENERALES SOBRE LA FABRICACIÓN 7.2.1 Diseño y desarrollo Para proyectos de base fija de media se considera que un 5,7% del CAPEX se destina al diseño y desarrollo del proyecto [49]. El European Technology & Innovation Platform in Wind Energy propone en 2020 [5] considerar un 6% del CAPEX para D&D en proyectos de eólica flotante. 7.2.2 Área necesaria para la fabricación Una parte de los costes de fabricación se estima como el coste del alquiler del área necesaria para la fabricación en puerto. Este coste dependerá de la tasa de ocupación especificada por la autoridad portuaria competente en el puerto de fabricación. La tasa de ocupación también es variable en cada puerto, en función de las condiciones de la concesión. Para puertos españoles, las resoluciones de las concesiones de ocupación se publican en el Boletín Oficial del Estado, y en ellas se especifica la tasa de ocupación para cada caso particular. En una recopilación de 26 concesiones entre los años 2018 y 2020 en los puertos del área metropolitana de Bilbao, Las Palmas, Fuerteventura, Tarragona, Huelva, Valencia y Gandía, se concluye que la tasa mensual de ocupación por metro cuadrado puede variar desde 0,08 € hasta los 2,11 € (ver Figura 37). En este estudio se va a tomar como referencia el valor medio de las tasas de ocupación fijadas por la Autoridad Portuaria de Bilbao en las concesiones de la recopilación. 82 Figura 37: Tasa mensual de ocupación por metro cuadrado en la recopilación de 26 concesiones entre los años 2018 y 2020 en diferentes puertos Teniendo en cuenta las dimensiones el parque eólico base para la estimación del área necesaria para la fabricación en puerto y la duración del arrendamiento [62] y que la tasa mensual de ocupación se va a suponer de 0,8085 €/m2mes, los datos necesarios para estimar el coste del área en el puerto de fabricación son: Tabla 12: Datos sobre el área necesaria para la fabricación Área Área en puerto necesaria para la fabricación 64.000 m2 Alquiler Tiempo de fabricación en puerto 20 meses Tasa mensual de ocupación por metro cuadrado 0,8085 € 7.2.3 Embarcaciones necesarias para el transporte y la instalación Las embarcaciones utilizadas durante el transporte y la instalación de los componentes principales del parque son el buque remolcador, la barcaza, el buque AHTS, el barco cablero, el barco grúa y el buque tipo jack-up. En la Tabla 13 se recogen los precios diarios de estos buques según algunas fuentes de referencia, y en la Figura 38 se grafican estos datos. 0,8085 € 0,1986 € 0,9153 € 1,0873 € 1,2833 € 0,6093 € €- €0,25 €0,50 €0,75 €1,00 €1,25 €1,50 €1,75 €2,00 €2,25 01234567 TASA MENSUAL DE OCUPACIÓN POR M2 EN PUERTO Autoridad Portuaria de Bilbao Autoridad Portuaria de Huelva Autoridad Portuaria de Las Palmas Autoridad Portuaria de Santa Cruz de Tenerife Autoridad Portuaria de Tarragona Autoridad Portuaria de Valencia Promedio por autoridad portuaria 83 Tabla 13: Coste diario de las embarcaciones necesarias para el transporte y la instalación según diferentes fuentes Remolcador Barcaza AHTS Cablero Barco grúa Buque jack-up LIFES50+,2017 [62] 8.000 € 80.000 € 150.000 € Castro-Santos, 2013 [15] 22.502 € 35.000 € 54.516 € 615.531 € 811.866 € 116.000 € 143.752 € Myhr et al., 2014 [47] 16.000 € 45.000 € 81.000 € 316.666 € 431.000 € 161.000 € 17.000 € 55.000 € 91.000 € 531.000 € 196.000 € 18.000 € 65.000 € 101.000 € 631.000 € 231.000 € En la gráfica a continuación se muestran los datos recogidos en la tabla anterior. Figura 38: Coste diario de las embarcaciones necesarias para el transporte y la instalación según diferentes fuentes Los costes diarios considerados en este trabajo, y basados en la información de la Tabla 13 son los recogidos en la Tabla 14. Tabla 14: Costes diarios de las embarcaciones necesarias para el transporte y la instalación considerados en este estudio Coste diario de las embarcaciones de transporte e instalación Buque remolcador 17.000 €/día Barcaza 35.000 €/día AHTS 91.000 €/día Cablero 316.666 €/día Barco grúa 531.000 €/día Buque jack-up 196.000 €/día -€ 200.000 € 400.000 € 600.000 € 800.000 € 1.000.000 € 1 2 3 4 5 6 €/DÍA TASAS DIARIAS DE LAS EMBARCACIONES Myhr et al. Castro-Santos LIFES50+ Remolcador Barcaza AHTS Cablero Barco grúa Jack-up 84 7.3 DATOS GENERALES SOBRE LAS ACTIVIDADES DE O&M Los costes de operación y mantenimiento se dividen en costes relativos a la operación del parque eólico a lo largo de su vida útil y los costes relativos al mantenimiento del parque a lo largo del mismo periodo. Los costes de operación se estiman como un porcentaje de los costes de operación y mantenimiento y, según [56], pueden representar entre el 2,5% y el 5,4% del OPEX en parques eólicos offshore. En el caso cabe de estudio será del 5%. En cuanto al mantenimiento, habrá que definir las actividades principales de mantenimiento para cada elemento incluyendo la siguiente información: - Tipo de mantenimiento: preventivo o correctivo - Frecuencia: intervenciones por año - Personal necesario: número de operarios - Embarcaciones necesarias para llevar a cabo la intervención - Duración de la intervención (sin incluir el desplazamiento) - Coste material de la reparación en caso de que sea aplicable en el mantenimiento correctivo En la Tabla 15 se muestra un ejemplo de cómo se definen las actividades de mantenimiento: Tabla 15: Ejemplo de tabla de definición de actividades de mantenimiento Frecuencia anual Operarios Buques Duración (intervención) [h] Coste material P Ejemplo 1 x x x x x Ejemplo 1 x x x x x C Ejemplo 1 x x x x x Ejemplo 1 x x x x x El coste de la mano de obra se fija en 160 €/h para operaciones en mar abierto [15]. Las embarcaciones utilizadas pueden ser embarcaciones de trabajo, embarcaciones de gran envergadura o helicópteros. Las embarcaciones de gran envergadura se utilizarán en las operaciones de mantenimiento correctivo sobre grandes componentes. Tabla 16: Coste diario de los recursos necesarios para el mantenimiento ( [47] y [15]) Mano de obra Sueldo de los operarios 160 €/h Coste diario de las embarcaciones Embarcación de trabajo (ET) 11.955 €/día Embarcación de gran envergadura (EMGE) 246.900 €/día Helicóptero (H) 12.157 €/día Velocidad de las embarcaciones Embarcación de trabajo (ET) 6,17 m/s Embarcación de gran envergadura (EMGE) 3,14 m/s Helicóptero (H) 70,48 m/s 85 El tiempo de espera medio hasta una ventana de buenas condiciones se va a fijar en 72 h para el caso de estudio. 7.4 DATOS GENERALES SOBRE EL DESMANTELAMIENTO El coste de desmantelamiento se va a definir como la suma de los costes de desmantelamiento de los componentes principales. Según [47], el coste del desmantelamiento por componente principal se puede representar en función del coste de instalación de cada componente. Tabla 17: Costes de desmantelamiento de los componentes principales sobre su coste de instalación [47] % sobre el coste de instalación Desmantelamiento Conjunto aerogenerador – subestructura 70% Sistema de fondeo 90% Cableado 10% Subestación 90% 7.5 DATOS PARTICULARES DE LOS COMPONENTES PRINCIPALES 7.5.1 Aerogeneradores 7.5.1.1 Información general El aerogenerador de referencia es el DTU 10MW RWT [63], exceptuando el peso del rotor, que tal y como indica el propio DTU “no se espera una reducción significativa del peso del rotor en comparación modelos extrapolados existentes”. En la Figura 39 se recogen los datos del peso del rotor para diferentes aerogeneradores del mercado (adaptado de [64] y [63]). El modelo extrapolado de NREL de una turbina de 5MW tiene un peso de 311 t [63], un tanto superior al modelo ligero propuesto por DTU. Figura 39: Peso del rotor de aerogeneradores de diferentes potencias Vestas V80 Siemens 2.3-93 Siemens 3.6-107 Repower 5M NREL 5MW upscale DTU R² = 0,989 0 50 100 150 200 250 300 350 0246810 12 PESO [T] POTENCIA (MW) PESO DEL ROTOR DE AEROGENERADORES OFFSHORE 86 Las características del aerogenerador que se van a considerar son: Tabla 18: Características generales del aerogenerador para el caso de estudio Características generales Potencia 10 MW Número de palas 3 Radio del rotor 178.3 m Peso del rotor 331 t Altura del buje 119 m Peso de la torre 628 t 7.5.1.2 Fabricación En cuanto a la fabricación, se divide entre el coste de la góndola, el rotor, la torre y los elementos auxiliares. El coste de la góndola por MW para la turbina de 10 MW de DTU es estimado por NREL en [65] para diferentes tipos de generadores. El coste medio estimado por NREL es de 699049 €/MW para la góndola. Tanto el coste de fabricación del rotor como de la torre se calcula mediante el coste por unidad de masa de la fabricación de los elementos, que se puede considerar de 1800 €/t [62]. El coste de los elementos auxiliares se define como un % del coste total del aerogenerador, y se estima en un 10%. Tabla 19: Costes relativos a la fabricación del aerogenerador para el caso de estudio Coste de fabricación Góndola 700.000 €/MW Rotor 1.800 €/t Torre 1.800 €/t Elementos auxiliares (sobre el coste de fabricación) 10% 7.5.1.3 Transporte e instalación El aerogenerador se monta sobre la subestructura antes de ser transportado al emplazamiento, por lo que esta sección se desarrolla en el subapartado de Transporte e instalación de la sección Subestructura. 7.5.1.4 Mantenimiento La información sobre el mantenimiento del aerogenerador se ha recogido de [15] y [54]. El mantenimiento preventivo del aerogenerador incluye un mantenimiento anual y un mantenimiento cada 10 años de funcionamiento. El mantenimiento correctivo incluye las intervenciones necesarias por fallos en diferentes componentes del aerogenerador, siendo las intervenciones sobre las palas, el rotor, los cojinetes y el generador las que requieren embarcaciones de gran envergadura. 87 Tabla 20: Mantenimiento del aerogenerador (frecuencias por aerogenerador) Frecuencia anual Operarios Buques Duración (intervención) [h] Coste material P Mantenimiento anual (inspección rutinaria) 1,00 3 ET 24,0 - € Campaña de mantenimiento cada 10 años (inspección) 0,10 6 ET x2 48,0 - € C Palas 0,38 6 EMGE 23,2 133.000 € Rotor 0,02 6 EMGE 23,2 344.000 € Cojinetes 0,02 6 EMGE 23,2 60.000 € Generador 0,01 6 EMGE 23,2 344.000 € Hidráulica 0,12 3 ET 22,0 9.000 € Giñada 0,22 4 ET 28,5 159.000 € Cabeceo 0,28 4 ET 28,5 60.000 € Freno mecánico 0,05 4 ET 28,5 15.000 € Sistema eléctrico 0,06 2 ET 13,0 9.000 € Inversor 0,32 4 ET 28,5 - € Hardware 0,25 3 ET 22,0 400 € Sistema de control 1,8 3 ET 28,5 - € 7.5.2 Subestructura 7.5.2.1 Información general El peso de la subestructura se puede estimar según el tipo de subestructura. Dependerá de la potencia del aerogenerador y del diseño, pero a modo de estimación con la información recogida en [47] el peso para cada tipo de subestructura se puede considerar: Tabla 21: Peso por tipo de subestructura Peso por tipo de subestructura TLP 460 t SPAR 1.400 t SEMISUMERGIBLE 2.500 t Para el caso de estudio: Tabla 22: Datos generales de la subestructura para el caso de estudio Datos generales Tipo de subestructura Semisumergible Peso 2.500 t 88 7.5.2.2 Fabricación El coste de la fabricación de la subestructura se va a dividir entre el coste de la estructura como tal más el coste de los elementos auxiliares. Al igual que en el caso del coste de fabricación de los aerogeneradores, el coste de los elementos auxiliares se define como un % del coste total de la subestructura, y se estima en un 5%. El coste de la estructura por unidad de masa, según la información recogida en [47], se puede considerar: Tabla 23: Coste de fabricación por unidad de masa para los diferentes tipos de subestructuras Coste de fabricación por tipo de subestructura TLP 2.230 €/t SPAR 2.350 €/t SEMISUMERGIBLE 3.000 €/t Cabe mencionar que el coste de fabricación debe incluir el coste del lastre de la subestructura flotante. En el caso de un lastre de hormigón su coste será considerable, pero si el lastre es de agua su coste se reduce a un conjunto de bombas cuyo coste se incluye dentro de los costes auxiliares. En este proyecto, la subestructura es de tipo semisumergible, y el coste de fabricación por unidad de masa se va a considerar de 4250 €/t [62], que aunque es superior al recogido en [47] como valor orientativo se considera válido para el caso de estudio. El valor indicado en [62] incluye el coste del material, su corte, doblado y soldado, y el coste de los recubrimientos anticorrosión y los ánodos de sacrificio. También se considera un lastre se agua por lo que no hay que tener en cuenta un coste extra. Tabla 24: Costes relativos a la fabricación de la subestructura para el caso de estudio Coste de fabricación Coste de fabricación 4.250 €/t Elementos auxiliares (sobre el coste de fabricación) 5% 7.5.2.3 Transporte e instalación La estrategia de transporte e instalación seguida para el conjunto del aerogenerador y la subestructura es un ensamblaje de los dos componentes en el puerto y su traslado posterior al emplazamiento remolcado, como se muestra en la Figura 40. El coste por tanto se divide entre el coste de ensamblaje y coste de transporte del conjunto. El coste del ensamblaje, siguiendo esta estrategia, se recoge en [47] para diferentes subestructuras. Con esta información el coste del ensamblaje por unidad de masa para los diferentes tipos de subestructuras se recoge en la Tabla 25. 89 Figura 40: Diagrama de la estrategia de transporte e instalación del conjunto aerogenerador – subestructura [54] Tabla 25: Coste del ensamblaje por unidad de masa para los diferentes tipos de subestructuras Coste del ensamblaje por tipo de subestructura TLP 752 €/t SPAR 364 €/t SEMISUMERGIBLE 208 €/t Para el transporte del conjunto es necesario un AHTS y dos remolcadores [47], y la duración de esta maniobra dura 200h por aero según [62]. Tabla 26: Coste de transporte e instalación del conjunto aerogeneradorsubestructura para el caso de estudio Ensamblaje Ensamblaje del conjunto aerogenerador - subestructura 208 €/t Embarcaciones AHTS x1 – 11 días Remolcador x2 – 11 días 7.5.2.4 Mantenimiento La información sobre el mantenimiento de la subestructura se ha recogido de [15], [56] y [54]. El mantenimiento preventivo de la subestructura incluye inspecciones estructurales y actividades relacionadas con la limpieza de fouling, el control de la corrosión y el repintado de la estructura. El mantenimiento correctivo incluye las intervenciones necesarias por fallos estructurales tanto mayores como menores. Tabla 27: Mantenimiento de la subestructura (frecuencias por aerogenerador) Frecuencia anual Operarios Buques Duración (intervención) [h] Coste material P Inspecciones estructurales 1 3 ET 35,0 - € Limpieza de fouling, control de corrosión, repintado 1 3 ET 10,0 - € C Fallo estructural mayor 0,0004 6 EMGE 720,0 - € Fallo estructural menor 1,6 3 ET 10,0 - € 96 Figura 42: Prima de riesgo (lín. negra) y tasa libre de riesgo (lín. verde) en España entre los años 2010 y 2020 [67] La proporción de fondos financiados con inversión o deuda depende del proyecto, y en este caso se va a considerar que el proyecto está financiado a un 80% por inversores. La tasa libre de riesgo (RFR) y la prima de riesgo, van a tomar los valores medios históricos entre el 2010 y el 2020 [67]. El coeficiente β para proyectos de parques eólicos flotantes se puede considerar de 1,3 [68]. En cuanto a la tasa de interés y el tipo gravamen impositivo, se supondrán de un 10% y un 15%. Con estos valores, el WACC resulta en un 10,06%. Tabla 43: Parámetros financieros del WACC Relación D/I Proporción fondos financiados con deuda D/(D+I) 20% Proporción fondos financiados con inversión I/(D+I) 80% Coste de inversión Tasa libre de riesgo (RFR) 0,7% Prima de riesgo (PR) 7,5% β 1,3 Coste de la deuda Tasa de interés 10% Gravamen impositivo 15% 7.8 VALIDACIÓN DEL MODELO TECNO ECONÓMICO En este apartado se realiza la validación del modelo tecno económico, comparando los resultados de costes del ciclo de vida y valor el LCOE para el parque eólico base. En la Tabla 44 se recogen los resultados de la aplicación del modelo tecno económico para el cálculo del LCOE al parque eólico base. Tabla 44: Resultados de la aplicación del modelo tecno económico para el parque eólico base LCOE 113,85 €/MWh Levelised cost of energy Producción total de energía 44178 GWh 97 AEP 1767 GWh Producción anual de energía LCC 2226 M€ Costes totales del ciclo de vida Factor de carga neto 40,35% [-] LCC 4,452 M€/MW Costes totales del ciclo de vida CAPEX 2,928 M€/MW Costes totales de construcción OPEX 1,289 M€/MW Costes totales de operación y mantenimiento DECEX 0,235 M€/MW Costes totales asociados al desmantelamiento Es importante mencionar que para cada parque, dependiendo de las decisiones, del país en el que se fabriquen los componentes y de la localización del parque entre otras cosas, los costes pueden variar. Pero a pesar de esto, se tienen que mantener las relaciones generales de CAPEX, OPEX y DECEX de acuerdo con la literatura. En la Figura 43 se recoge el desglose de los costes del ciclo de vida. En [52], [56] y [58] se propone que los costes de operación y mantenimiento (OPEX) se encuentran respectivamente en un 28%, un 25%, y entre un 20% y un 35% de los costes totales. En cuanto a los costes de desmantelamiento (DECEX), en [47] indica que suponen entre un 5% y un 6% del total, pero por su parte [52] indica que los costes de desmantelamiento suponen un 1,8% de los costes totales del ciclo de vida. Comparando los resultados obtenidos con la literatura, se puede concluir que en términos generales los costes de OPEX, DECEX y por lo tanto también CAPEX se encuentran dentro de los rangos aceptables. Figura 43: Desglose de los costes del ciclo de vida para el parque eólico base En el ANEXO IV – resultados del modelo tecno económico para el parque eólico base se pueden consultar los resultados detallados de la aplicación del modelo tecno económico al parque eólico base. Estos resultados también han sido contrastados con la literatura, y se puede afirmar que el modelo propuesto representa de forma adecuada los costes en eólica flotante. CAPEX 65,76% OPEX 28,97% DECEX 5,27% 98 8 MODELIZACIÓN DEL IMPACTO DE INNOVACIONES En este capítulo se va a presentar el protocolo diseñado para evaluar el impacto de innovaciones sobre el LCOE, y su modelización incorporada al modelo definido en el capítulo 6 MODELIZACIÓN DE COSTES Y PRODUCCIÓN DE ENERGÍA. 8.1 PROTOCOLO DE EVALUACIÓN DEL IMPACTO DE UNA INNOVACIÓN SOBRE EL LCOE Según lo presentando en el capítulo 3 ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS DEL PROYECTO el protocolo de evaluación del impacto de innovaciones se va a basar en el Manual de Oslo: guía para la recogida e interpretación de datos sobre innovación (3ª edición) [17]. En el capítulo 3 ya se presentaban las diferencias entre el alcance y enfoque del manual y de este proyecto, y cómo a pesar de las cuales se adaptarán las directrices del manual a este proyecto. En este apartado se describe el protocolo a seguir y la información necesaria para realizar un correcto y estandarizado análisis del impacto de innovaciones. 8.1.1 Selección de las fuentes de información Para poder evaluar el impacto de las innovaciones será necesario recabar información acerca de las mismas. La forma de recabar información será a través de entrevistas a un panel de expertos/as, de modo que éstos aporten los datos necesarios para poder realizar a posteriori un análisis más profundo de cada caso. Según el Manual de Oslo “la elección del informante mejor cualificado en las unidades encuestadas es fundamental, ya que las preguntas son eminentemente especializadas y solo algunas personas […] están en condiciones de responder” [17]. La elección del panel de expertos/as y de las personas adecuadas para aportar información sobre cada innovación es clave. Los requisitos para escoger la fuente de información se definen a continuación: → Si la innovación está en fase de desarrollo, el/la informante ha de haber trabajado directamente en el desarrollo de esta → Si la innovación ha superado la fase de desarrollo y tiene aplicación comercial o pre comercial, - si el/la informante principal ha trabajado en el desarrollo de esta pero no en su aplicación será necesaria la aportación de información complementaria por parte de la industria - si el/la informante principal ha trabajado en la aplicación industrial de la innovación será necesaria la aportación de información complementaria por parte de los desarrolladores de la innovación → En todo caso, si se considera que el/la informante principal no aporta la información necesaria, es conveniente extender la consulta a terceras personas a criterio de la persona evaluadora A parte de una buena elección de las fuentes de información, cabe mencionar que es necesario que la persona evaluadora tenga conocimientos amplios sobre el sector eólico flotante, el 99 desglose de costes de un parque eólico, la estimación de producción energética y los parámetros que influyen en el cálculo del LCOE. En caso de ser necesario, el/la evaluadora puede consultar los capítulos 1 INTRODUCCIÓN A LA EÓLICA FLOTANTE Y SU CONTEXTO, 4 ESTADO DEL ARTE DE LA TECNOLOGÍA y 5 COSTES EN EÓLICA FLOTANTE, y el apartado 6.2 Modelización de la producción de energía de este documento. 8.1.2 Formato y estilo de la entrevista Un conjunto de normas presentadas en el Manual de Oslo adaptadas al formato de entrevista y que se van a seguir en este protocolo son las siguientes [17]: → Todo cuestionario, y en este caso guion de la entrevista, debe probarse antes de ser utilizado para recabar información, por lo que se debe consultar a un grupo de gerentes o expertos/as a cerca de la idoneidad de este → La entrevista no ha de ser excesivamente larga y ha de tener una estructura lógica con preguntas claras → El orden de las preguntas afectará a las repuestas de la persona informante por lo que dicho orden ha de ser seleccionado cuidadosamente → Es posible utilizar escalas binarias u ordinales en preguntas relativas a indicadores cualitativos → A nivel cuantitativo, es posible aceptar respuestas que “proporcionen una estimación del cambio en porcentaje de los costes o que elijan entre un conjunto de categorías predefinidas (por ejemplo, un aumento o una reducción, inferior al 5%, del 5% al 25% o superior al 25%)” Se indica en el manual, que como punto de partida “se puede comenzar por preguntar […] si las innovaciones de proceso [...] indujeron o no un aumento o una reducción de los costes, [donde] una respuesta positiva a la variación, positiva o negativa, puede ir seguida de preguntas complementarias para cuantificar la amplitud del cambio” [17]. Esta será la estrategia que se seguirá durante el proceso de recogida de información. También se señala que “para obtener datos relevantes se han de incluir preguntas sobre la introducción de innovaciones, las interacciones entre los diversos tipos de innovaciones, y sobre los objetivos y las barreras [de la] innovación” [17]. Se tratará de que las preguntas de la entrevista, a parte del impacto económico y energético de las innovaciones, incluyan estas cuatro áreas en los casos en los que sean relevantes. En el manual se menciona la necesidad de definir un periodo de observación, lo cual no es posible en este caso ya que la evaluación del impacto esperado está solamente basada en los datos “pre-innovación” y la estimación de valores “post-innovación” o de variaciones en los datos debidos a la innovación respecto del momento “pre-innovación”. Por lo tanto, en la entrevista se tendrá que hace hincapié en que las comparaciones han de ser relativas siempre a la situación previa a la implantación de la innovación. Es crítico señalar la importancia de la homogeneidad y la coherencia del método, por lo que se deben documentar y aclarar las divergencias en el tratamiento de los datos o las diferencias en la calidad de los resultados en las diferentes evaluaciones. 100 8.1.3 Recogida de información Para poder evaluar cualquier innovación, es esencial recabar la mayor información posible sobre ella. La entrevista es un método de recolección de datos sobre el impacto de una innovación concreta siendo la fuente de información la persona experta en dicha innovación. La entrevista de recogida de información sobre una innovación se divide en dos fases: la primera tiene como objetivo aportar contexto a la innovación concreta y aporta información general sobre ella, que proporcionará la fuente de información según su propio criterio; y la segunda tiene como objetivo determinar sobre qué variables del LCOE tiene impacto la innovación y cuantificar dicho impacto. A continuación, se describen ambas fases de la entrevista. 8.1.3.1 Fase 1: Descripción general de la innovación y su contexto En esta fase se recoge información general sobre la innovación, su descripción, sus objetivos, su contexto, su posible implantación, y las posibles sinergias que pueden producirse con otras innovaciones. En esta primera fase de la entrevista la persona informante es guiada por el/la entrevistadora, pero tiene libertad para aportar los datos que crea necesarios. El/la entrevistadora toma notas sobre toda la información aportada por el/la informante y si ésta da su permiso, se recomienda grabar esta fase de la entrevista para poder transcribir la misma de cara a posibles consultas durante el análisis de los datos obtenidos. 8.1.3.2 Fase 2: Determinación del impacto de la innovación sobre variables concretas Esta fase de la entrevista es guiada y dirigida totalmente por el/la evaluadora, sin permitir al informante divagar de un tema a otro, ya que su objetivo es que sea lo más estandarizada posible para poder comparar, a posteriori, el impacto de diferentes innovaciones. El entrevistador/a debe explicar brevemente el procedimiento antes de comenzar con la determinación del impacto a el/la informante. En esta fase las preguntas realizadas dependen de las respuestas a preguntas anteriores, y están diseñadas de modo que no quede ningún campo sin considerar. Por ello se define un diagrama de proceso. En la Figura 44 se recoge el diagrama de proceso simplificado de la entrevista, y en el ANEXO V – diagrama de proceso completo de la fase 2 de la entrevista para la determinación del impacto de innovaciones se incluye el diagrama de proceso completo. Se parte del objetivo principal de la innovación, determinando si existe un impacto sobre algún elemento de coste y en caso afirmativo se trata de cuantificar. Se presupone que las innovaciones son o bien de producto o bien de proceso, identificando las innovaciones de producto como una mejora en el diseño de un elemento físico del parque. También se evalúa si la modificación en elementos o procesos tiene un impacto en la producción energética. El proceso es iterativo hasta que se tratan todos los posibles campos de impacto de la innovación. Finalmente, también se consideran las posibles variaciones los parámetros financieros o temporales del LCOE. En este diagrama de la Figura 44 los bloques BE, B1, B2, B3, B4 y el Bloque de identificación de la variación de un parámetro quedan simplificados, pero se describen a continuación. 101 Figura 44: Diagrama de proceso simplificado de la fase 2 de la entrevista 102 El bloque BE representa la lista de posibles elementos del parque sobre los que puede tener impacto una innovación. Figura 45: Bloque BE del diagrama de la Figura 44 El bloque B1 recoge los elementos de coste para cada elemento del bloque BE. Figura 46: Bloque B1 del diagrama de la Figura 44 Para cada uno de los elementos de coste (diseño, fabricación…) de este bloque, se recogen en la Tabla 45 y la Tabla 46 las variaciones posibles. Si se determina que no se puede identificar la raíz (o raíces) de la variación del elemento de coste en la Tabla 45 o Tabla 46, el Bloque de identificación de la variación de un parámetro actuará sobre el propio elemento de coste. 103 Tabla 45: Posibles variaciones en los elementos de coste del bloque B1 (1/2) DISEÑO FABRICACIÓN TeI MANTENIMIENTO DESMANTELAM. ROTOR → Variación en el peso → Variación en el coste de fabricación por unidad de masa → N/A → Variación en las embarcaciones necesarias y/o su tiempo de uso → Variación en a frecuencia anual de las intervenciones → Variación en la cantidad de operarios necesarios → Variación en el tipo de buques necesarios → Variación en la duración de la intervención → Variación en el coste material de la intervención → Variación en el % del coste de desmantelamiento sobre el coste de instalación del conjunto aerogeneradorsubestructura → N/A GÓNDOLA → Variación en el precio por MW → N/A TORRE → Variación en el peso → Variación en el coste de fabricación por unidad de masa → N/A ELEMENTOS AUX (AERO) → Variación en el % sobre el coste del aerogenerador → N/A ESTRUCTURA (SUBESTR) → Variación en el peso → Variación en el coste de fabricación por unidad de masa → N/A LASTRE → Variación en el material → Variación en el peso → Variación en el coste de fabricación por unidad de masa → N/A ELEMENTOS AUX (SUBESTR) → Variación en el % sobre el coste de la subestructura → N/A CONJUNTO AEROGENERADOR SUBESTRUCTURA → Variación en el peso del conjunto → Variación en el coste por unidad de masa del ensamblaje LINEAS DE FONDEO → Variación en el peso / longitud → Variación en el número de líneas de fondeo por aerogenerador → Variación en el coste de fabricación por unidad de masa → N/A → Variación en las embarcaciones necesarias y/o su tiempo de uso → Variación en el % del coste de desmantelamie nto sobre el coste de instalación del sistema de fondeo → N/A ANCLAS → Variación en el peso → Variación en el número de anclas por aerogenerador → Variación en el coste de fabricación por unidad de masa → N/A 104 Tabla 46:Posibles variaciones en los elementos de coste del bloque B1 (2/2) DISEÑO FABRICACIÓN TeI MANTENIMIENTO DESMANTELAM. CABLEADO DINÁMICO → Variación en la longitud total → Variación en el coste de fabricación por unidad de longitud → N/A → Variación en las embarcaciones necesarias y/o su tiempo de uso → Variación en a frecuencia anual de las intervenciones → Variación en la cantidad de operarios necesarios → Variación en el tipo de buques necesarios → Variación en la duración de la intervención → Variación en el coste material de la intervención → Variación en el % del coste de desmantelamie nto sobre el coste total de instalación del cableado → N/A CABLEADO INTER-ARRAY → Variación en la longitud total → Variación en el coste de fabricación por unidad de longitud → N/A CABLE DE EVACUACIÓN → Variación en la longitud total → Variación en el coste de fabricación por unidad de longitud → N/A SUBESTACIÓN → Variación en el precio por MW / coste total → N/A → Variación en el % del coste de desmantelamiento sobre el coste de instalación de la subestación → N/A En el caso de que la innovación tenga impacto sobre la fabricación de un elemento del parque, la pregunta sobre si se ve afectada el área en puerto necesaria para la fabricación es obligatoria. En caso de que la respuesta sea afirmativa, se acude a Tabla 47 para identificar la variación en el coste inducida. Tabla 47: Pregunta sobre la variación del coste del área en puerto necesaria para la fabricación FABRICACIÓN → Variación en el área en puerto necesaria para la fabricación → Variación en el tiempo de fabricación en puerto → Variación en el precio de alquiler/compra del área en puerto El bloque B2 recoge los elementos de coste sobre los que puede tener impacto una innovación en un proceso general (ver Figura 47). Para cada uno de los elementos de coste (parámetros generales, proceso de diseño y desarrollo…) de este bloque, se recogen en la Tabla 48 las variaciones posibles. Si se determina que no se puede identificar la raíz (o raíces) de la variación de los elementos de coste Diseño y Desarrollo, Operación y Mantenimiento de la Tabla 48, el Bloque de identificación de la variación de un parámetro actuará sobre el propio elemento de coste. 105 Figura 47: Bloque B2 del diagrama de la Figura 44 Tabla 48: Pregunta sobre la variación del coste de los elementos del bloque B2 VARIACIONES SOBRE PARÁMETROS GENERALES → Variación en el número de aerogeneradores → Variación en la vida útil del parque → Variación en la potencia de un aerogenerador → Variación en el coste de las embarcaciones de TeI DISEÑO Y DESARROLLO → Variación en el % sobre el coste total de fabricación → N/A OPERACIÓN → Variación en el % sobre el coste total de O&M → N/A MANTENIMIENTO → Variación en el coste de las embarcaciones de mantenimiento → Variación en el salario de los operarios de mantenimiento → Variación en el tiempo de espera a las ventanas de buen tiempo → Variación en la distancia al puerto de O&M → N/A Los bloques B1 y B2 están relacionados ya que si se introduce una variación en alguno de los elementos de coste del B1 es posible que se introduzcan variaciones en elementos de coste del B2, por lo que las preguntas sobre elementos concretos del B2 son obligatorias según lo indicado en la Figura 48. Figura 48: Relación entre los bloques B1 y B2 del diagrama de la Figura 44 El bloque B3 recoge la posible variación en la producción energética anual, cuyas variaciones posibles se recogen en la Tabla 49. 112 Estructura de las ventanas (exceptuando la ventana de Resultados): - En general, cada variable está compuesta de por lo menos una celda de “Descripción”, una celda de “Valor”, y una celda “Notación”. - Si la celda “Valor” no contiene las unidades de esa variable, se incluye a su derecha una celda “Unidades” en la que se especifican las unidades de cada variable. - La celda “Notación” indica el código de la variable. Hay celdas que no tienen código, y por lo general son celdas cuyo valor no forma parte del cálculo del LCOE y son celdas informativas. Existen excepciones, en las que el código se aplica a un rango de celdas, para facilitar la escritura de las fórmulas. Figura 56: Ejemplo de la estructura de una de las ventanas del modelo tecno económico En la Figura 56 y la se muestra como ejemplo la parte superior de la ventana de Datos Generales, que es una ventana INPUT, señalando la estructura del diseño de la hoja, la notación de las celdas, y cómo están indicadas en azul las celdas que contienen variables independientes y que por tanto han de ser rellenadas (al contrario que las celdas rellenas en blanco). En la Figura 57 se muestra la ventana Output CAPEX como ejemplo de uso de la notación de las variables a la hora de definir las fórmulas del modelo matemático dentro de la hoja. Figura 57: Ejemplo de la gestión de fórmulas dentro de las ventanas 113 En las ventanas OUTPUT se incluyen gráficas ligadas a los resultados, que se actualizan automáticamente al actualizar alguna de las variables. Se recomienda que no se manipulen las gráficas. Ventana de Resultados: En la ventana Resultados se presentan los resultados de la modelización y cálculo del LCOE. Es un resumen de los resultados obtenidos en las ventanas OUTPUT y mixtas. En esta ventana las celdas no tienen notación, y en la que las unidades se incluyen en las celdas contiguas a las que contienen los datos. Si algunas de las variables están definidas por un acrónimo, su descripción se incluye a la derecha de estas. Las celdas de esta ventana no deben ser modificadas. Figura 58: Ejemplo de la estructura de la ventana Resultados de modelización y cálculo del LCOE En la ventana de Resultados también se incluyen gráficas ligadas a los valores de las celdas, que se actualizan automáticamente al actualizar alguna de las variables. De nuevo, se recomienda que no se manipulen las gráficas. 9.2.2 Ventanas de funciones adicionales Las dos ventanas de funciones adicionales son la de Análisis de sensibilidad y la de Evaluación de innovaciones. Estas dos ventanas funcionan como pequeños programas programados en Visual Basic para la hoja Excel. Para poder utilizar estas ventanas correctamente, las ventanas del modelo tecno económico han de estar completas y bien definidas. Es decir, los valores de las variables independientes del modelo matemático han de estar definidos. Esto es así porque las funciones adicionales de la herramienta trabajan sobre un caso base definido, sobre el que se realizan los análisis de sensibilidad y la evaluación de innovaciones. A continuación, se explican en mayor detalle. 9.2.2.1 Ventana de Análisis de sensibilidad La ventana de Análisis de sensibilidad es una ventana en la que se puede realizar análisis de sensibilidad con la ayuda de un formulario para determinar qué variable se desea variar y cómo 114 se quieren mostrar los resultados. En la parte superior de la ventana, junto al botón de retorno a la ventana de Inicio, se encuentra el botón que carga el formulario (ver Figura 59). Figura 59: Botones de la ventana de Análisis de sensibilidad El formulario que se muestra es el recogido en la Figura 60. El formulario está formado por cuadros de texto, cuadros combinados, botones de opción, casillas y botones de comando. En color azul se resaltan las indicaciones para orientar el proceso de rellenar el formulario. Figura 60: Formulario de un nuevo análisis de sensibilidad (vista inicial) 115 El formulario, por defecto, retorna una tabla con el análisis de sensibilidad, para la variable de entrada indicada en el primer cuadro del formulario (área Variable), sobre el LCOE. Además, también retorna dos gráficas que representan los resultados del análisis de sensibilidad cuantificando la variación del LCOE en valores absolutos y en %. Para indicar el título del eje x de estas gráficas se puede rellenar el cuadro de texto “Título del eje x” (área Resultados). En el área Variable se indica la variable de entrada del análisis de sensibilidad, y esto se puede hacer mediante el código de la variable (indicado en las celdas de “Notación” de las ventanas del modelo tecno económico o seleccionando la ventana y la celda concreta que se desea variar. Si, por el contrario, no se desea utilizar la función por defecto del formulario, se pueden indicar las variables de resultados sobre las que se quiere estudiar la sensibilidad de la variable de entrada. Para ello hay que seleccionar la casilla del área Resultados tal y como se indica en las instrucciones del propio formulario. Al hacer esto se ha de acudir a la pestaña secundaria “Variables de resultado” (ver Figura 61). En esta pestaña se pueden indicar las variables de retorno del análisis de sensibilidad. En este caso no se generan gráficas, pero se genera una tabla en la que se recogen los resultados en valores absolutos y en % para cada variable. Figura 61: Formulario de un nuevo análisis de sensibilidad (pestaña “Variables de resultado”) 116 En cuanto a los límites del análisis de sensibilidad para la variable de entrada, se puede especificar en forma de valores absolutos o en forma de %. En el área del formulario Límites del análisis de sensibilidad se pueden indicar estos límites en valores absolutos rellenando los cuadros de texto en la ventana “Valores absolutos” (ver Figura 60), o en variación porcentual de la variable de entrada rellenando los cuadros de texto de la ventana “Variación en %” (ver Figura 62). Una vez completado todo lo anterior se hace clic en el botón “Aceptar” y se obtienen los resultados del análisis de sensibilidad en la ventana Análisis de sensibilidad debajo del último análisis realizado. Figura 62: Área del formulario de un nuevo análisis de sensibilidad de Límites del análisis de sensibilidad (pestaña “Variación en %”) 9.2.2.2 Ventana de Evaluación de innovaciones La evaluación de innovaciones se realiza partiendo de lo definido en el capítulo 8 MODELIZACIÓN DEL IMPACTO DE INNOVACIONES. De la modelización del impacto de una innovación se obtiene el impacto de dicha innovación sobre variables concretas del modelo matemático definido en 6 MODELIZACIÓN DE COSTES Y PRODUCCIÓN DE ENERGÍA. Para poder incorporar esta información a la herramienta se ha diseñado la ventana de Evaluación de innovaciones, que permite obtener, para una innovación estudiada, la variación del LCOE. El objetivo de esta ventana es que la evaluación del impacto de las innovaciones sobre el LCOE y otras variables indicadas por el usuario sea automática y no comprometa la integridad de la herramienta manteniendo los valores base intactos para poder evaluar diferentes innovaciones en la misma herramienta. La estructura de la ventana es la que se muestra en la Figura 63. Esta estructura se repite varias veces en la hoja para poder evaluar varias innovaciones. En la parte superior se ha de indicar el título de la innovación, de modo que ésta sea identificada fácilmente en la ventana. También se incluye un cuadro de texto en el que se puede incluir una breve descripción de la innovación para aportar contexto. La zona de evaluación de la innovación está compuesta por dos tablas: una en la que se especifican los parámetros sobre los que tiene impacto la innovación de forma directa y cuantificable, y otra en la que se indican las variables sobre las que se quieren obtener los resultados del impacto. 117 Figura 63: Estructura de la ventana Evaluación de innovaciones La información de la primera tabla es resultado de la modelización del impacto de una innovación siguiendo la metodología del capítulo 8 MODELIZACIÓN DEL IMPACTO DE INNOVACIONES. La segunda tabla se rellena en función de los resultados numéricos que se desean obtener, pero solamente se rellenan las celdas con fondo blanco, ya que las celdas amarillas son las que mostrarán los resultados. El objetivo principal es calcular el impacto sobre el LCOE por lo que en la primera fila se indicará que esta se desea obtener el impacto de la innovación sobre esta variable como se indica en la Figura 64. Figura 64: Ejemplo de cómo indicar en la tabla de resultados una variable sobre la que obtener el impacto. Para ejecutar la macro que calculará el impacto de las innovaciones en la segunda tabla, una vez rellenos todos los datos, hay que hacer clic en el botón “Calcular el impacto”. El código de la macro se incluye en el ANEXO VII – código de la macro de evaluación de innovaciones. 118 10 METODOLOGÍA DEL DESARROLLO DEL PROYECTO En este capítulo se presentan las tareas necesarias para llevar a cabo el proyecto, así como su planificación acompañada del diagrama de Gantt, y el presupuesto de este proyecto. 10.1 DESCRIPCIÓN DE TAREAS Las tareas son las siguientes: → T1: Definición de los objetivos y el alcance del proyecto Descripción: en esta tarea se define y acota el proyecto, para sentar las bases del mismo y orientar el trabajo en la dirección adecuada. → T2: Recopilación de información general sobre eólica flotante Descripción: en esta tarea se realiza una revisión bibliográfica relativa a la energía eólica offshore, haciendo hincapié en la energía eólica flotante, su contexto y situación actual de la tecnología. → T3: Estudio de los costes en eólica flotante Descripción: se analizan los costes en eólica flotante en la forma de revisión bibliográfica, incluyendo tanto una introducción al LCOE como un desglose detallado de los costes del ciclo de vida de un parque eólico flotante. → T4: Estudio de las alternativas Descripción: en esta tarea se estudian las posibles alternativas para la realización del proyecto en cuanto al software utilizado para el desarrollo de la herramienta. → T5: Diseño de la metodología de modelización y cálculo del LCOE Descripción: en esta tarea se diseña una metodología para modelizar los costes y la producción de energía de un parque eólico con el objetivo final de calcular el LCOE, basándose en la información recabada hasta el momento. → T6: Definición del caso base de estudio Descripción: se define un parque eólico base como caso de referencia identificando el valor de las variables definidas en la metodología de modelización de costes y cálculo del LCOE. → T7: Diseño de la metodología de modelización del impacto de innovaciones Descripción: en esta tarea se diseña una metodología para modelizar el impacto de innovaciones sobre el LCOE basada en la metodología diseñada en la tarea T5. → T8: Desarrollo de la herramienta Descripción: se desarrolla una herramienta en Excel y Visual Basic en que implemente la metodología de modelización de costes, producción de energía y LCOE, y que además permita realizar análisis de sensibilidad y evaluar las innovaciones implementado la metodología de modelización del impacto de innovaciones. La herramienta desarrollada trabajará sobre el caso base definido en la tarea T6. Además de estas tareas, a lo largo del proyecto han tenido lugar diferentes reuniones y se han ido superando hitos indicados en el apartado siguiente. 119 10.2 DIAGRAMA DE GANTT En la Figura 65 se muestra el diagrama de Gantt del proyecto, indicando la duración en días de cada tarea. Además de las tareas definidas en el apartado anterior, se incluyen hitos y reuniones. No se incluyen en el diagrama por motivos de claridad, pero cada semana tiene lugar una reunión con los coordinadores del proyecto en TECNALIA de una duración aproximada de 1,25 horas semanales. El director del proyecto se considera presente a un 5% durante la duración del proyecto salvo en la tarea R en la que está presente al 100%. Figura 65: Diagrama de Gantt del proyecto Los recursos utilizados en el proyecto se dividen en humanos, ofimáticos, y materiales. Los recursos humanos con la ingeniera en prácticas autora del proyecto, el director del proyecto y los dos ingenieros senior coordinadores del proyecto en TECNALIA. En la gráfica a continuación se representa el trabajo semanal que representa cada uno de los recursos humanos. Figura 66: Uso horario de los recursos Los recursos ofimáticos son únicamente la licencia de Microsoft Office que se prorratea en función del uso en el proyecto. Los recursos materiales se simplifican en un coste fijo de la estación de teletrabajo necesaria para llevar a cabo el proyecto. 0 horas 10 horas 20 horas 30 horas 40 horas S1 S3 S5 S7 S9 S11 S13 S15 S17 S19 S21 S23 S25 Trabajo (Ingeniera en prácticas) Trabajo (Ingeniero senior) Trabajo (Director de proyecto) 120 10.3 PRESUPUESTO El presupuesto del proyecto se lleva a cabo en función del uso horario de los recursos humanos, del prorrateo de la licencia de Microsoft Office y el coste de la estación de teletrabajo. Los costes de los recursos son los siguientes: Tabla 52: Costo de los recursos RECURSO COSTO Material Ingeniera en prácticas 400 €/mes Ingeniero sénior x2 50 €/hora Director de proyecto 50 €/hora Ofimático/material Licencia de Microsoft Office 0,56 €/h Estación de teletrabajo 1.500 € Otros Imprevistos 1% Teniendo en cuenta el uso horario de los recursos humanos, el coste semanal de cada uno se recoge en la Figura 67. Teniendo en cuenta estos costes y el resto de costes, el presupuesto del proyecto se recoge en la Tabla 53. Figura 67: Costo horario de los recursos Tabla 53: Presupuesto del proyecto Nombre Trabajo Costo Ingeniera en prácticas 572 horas 2.288 € Ingeniero senior 40 horas 2.000 € Director de proyecto 28 horas 1.400 € Licencia de Microsoft Office 320 € Estación de teletrabajo 1.500 € Improvistos 75 € COSTE TOTAL DEL PROYECTO 7.583 € 0,00 € 50,00 € 100,00 € 150,00 € S1 S3 S5 S7 S9 S11 S13 S15 S17 S19 S21 S23 S25 Costo (Ingeniera en prácticas) Costo (Ingeniero senior) Costo (Director de proyecto) 121 11 CONCLUSIONES EL objetivo de este proyecto era el desarrollo de una herramienta para la evaluación del impacto de innovaciones acompañada de un protocolo para la estandarización de dicha evaluación. En cuanto al desarrollo del protocolo para la estandarización de la evaluación del impacto de innovaciones, se ha conseguido definir una metodología clara que puede ser aplicada con facilidad, cumpliendo con los requerimientos de homogeneidad requeridos por el protocolo. La herramienta desarrollada acompañada por el modelo del LCOE se considera adecuada, conociendo sus limitaciones, para su aplicación dentro del proyecto MATHEO, ya que permite implantar el protocolo devolviendo resultados cuantitativos del impacto de innovaciones permitiendo comparar unas con otras y su repercusión potencial en el desarrollo del sector eólico flotante. Uno de los principales obstáculos encontrados a la hora de desarrollar el proyecto es que la mayoría de estudios de evaluación del impacto de innovaciones se centran en indicadores macroeconómicos con el objetivo de medir la actividad innovadora en países o regiones. Las principales metodologías recogidas en la literatura se basaban en datos estadísticos y las evaluaciones se realizaban para periodos temporales finalizados. En el sector de la energía eólica offshore la evaluación del impacto de innovaciones sí que ha sido tratada desde una perspectiva similar a la de este proyecto, pero en la literatura solo se recogen los resultados y no se describen las metodologías seguidas para determinar dichos impactos. Existen infinitas mejoras para el modelo del LCOE propuesto, que pueden explorarse si futuras aplicaciones de la herramienta requieren un modelo más preciso. Es posible mejorar la modelización del LCOE realizando un modelo más exhaustivo de los costes, como por ejemplo teniendo en cuenta en el coste del lastre, de las líneas de fondeo y de los cables dinámicos el coste individual de cada elemento auxiliar. En el primer caso podríamos tener en cuenta las bombas para lastres de agua marina, en el segundo los costes de los conectores y tensionadores, y en el tercero los costes de los conectores, y de los elementos de flotación y protección. Otra posible mejora para trabajar con un modelo del LCOE más riguroso sería agregar una aplicación de modelado del recurso del viendo y las características meteorológicas y oceánicas sensible a la localización del parque. Esto posibilitaría la modelización de las ventanas de buen tiempo y del factor de carga bruto para una localización concreta, mejorando las estimaciones de disponibilidad del parque, de los costes de operación y mantenimiento y de la producción energética. Se han identificado dos conceptos clave entre las carencias de la herramienta desarrollada: el trato de la incertidumbre y el año de decisión final de la inversión (FID). Se propone, por lo tanto, que se aborden estos dos conceptos en futuras mejoras de la herramienta. Finalmente, se da por finalizado este trabajo y se acepta la herramienta desarrollada como idónea para dar paso a un segundo trabajo en el que se aplica la herramienta para evaluar el impacto de las innovaciones desarrolladas en MATHEO. 128 ANEXO II – ECUACIONES DEL MODELO MATEMÁTICO En este anexo re recogen todas las ecuaciones del modelo matemático presentado en el capítulo 6 MODELIZACIÓN DE COSTES Y PRODUCCIÓN DE ENERGÍA. Tabla II-55: Ecuaciones del modelo matemático 𝐶𝐴𝑃𝐸𝑋=𝐶𝐷&𝐷+𝐶𝐹𝐴𝐵+𝐶𝐼𝑦𝑇 (1) 𝐶𝐷&𝐷=𝑑𝑑·𝐶𝐴𝑃𝐸𝑋= 𝑑𝑑 1−𝑑𝑑·(𝐶𝐹𝐴𝐵+𝐶𝐼𝑦𝑇) (2) 𝐶𝐹𝐴𝐵=𝐶𝐹𝑎𝑟𝑒𝑎+𝑁·(𝐶𝐹𝑎𝑒𝑟𝑜+𝐶𝐹𝑠𝑢𝑏𝑒𝑠𝑡𝑟+𝐶𝐹𝑠𝑖𝑠𝑡𝑓𝑜𝑛)+𝐶𝐹𝑟𝑒𝑑 (3) 𝐶𝐹𝑎𝑟𝑒𝑎=𝐴𝐹·𝑐𝑎𝑙𝑞·𝑡𝐹 (4) 𝐶𝐹𝑎𝑟𝑒𝑎=𝐴𝐹·𝑐𝑠𝑢𝑝 (5) 𝐶𝐹𝑎𝑒𝑟𝑜=𝐶𝑔𝑜𝑛𝑑𝑜𝑙𝑎+𝐶𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟+𝐶𝑡𝑜𝑟𝑟𝑒+𝐶𝑎𝑒𝑟𝑜𝑎𝑢𝑥 (6) 𝐶𝑔𝑜𝑛𝑑𝑜𝑙𝑎=𝑃𝑎𝑒𝑟𝑜·𝑐𝑔𝑜𝑛𝑑𝑜𝑙𝑎 (7) 𝐶𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟=𝑤𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟·𝑐𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟 (8) 𝐶𝑡𝑜𝑟𝑟𝑒=𝑤𝑡𝑜𝑟𝑟𝑒·𝑐𝑡𝑜𝑟𝑟𝑒 (9) 𝐶𝑎𝑒𝑟𝑜𝑎𝑢𝑥=𝑑𝑎𝑒𝑟𝑜𝑎𝑢𝑥·𝐶𝐹𝑎𝑒𝑟𝑜=𝑑𝑎𝑒𝑟𝑜𝑎𝑢𝑥 1−𝑑𝑎𝑒𝑟𝑜𝑎𝑢𝑥·(𝐶𝑔𝑜𝑛𝑑𝑜𝑙𝑎+𝐶𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟+𝐶𝑡𝑜𝑟𝑟𝑒) (10) 𝐶𝐹𝑠𝑢𝑏𝑒𝑠𝑡𝑟=𝐶𝑒𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎+𝐶𝑙𝑎𝑠𝑡𝑟𝑒+𝐶𝑠𝑢𝑏𝑎𝑢𝑥 (11) 𝐶𝑒𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎=𝑤𝑒𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎·𝑐𝑒𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎 (12) 𝐶𝑙𝑎𝑠𝑡𝑟𝑒=𝑤𝑙𝑎𝑠𝑡𝑟𝑒·𝑐𝑙𝑎𝑠𝑡𝑟𝑒 (13) 𝐶𝑠𝑢𝑏𝑎𝑢𝑥=𝑑𝑠𝑢𝑏𝑎𝑢𝑥·𝐶𝐹𝑠𝑢𝑏𝑒𝑠𝑡𝑟=𝑑𝑠𝑢𝑏𝑎𝑢𝑥 1−𝑑𝑠𝑢𝑏𝑎𝑢𝑥(𝐶𝑒𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎+𝐶𝑙𝑎𝑠𝑡𝑟𝑒) (14) 𝐶𝐹𝑠𝑖𝑠𝑡𝑓𝑜𝑛=𝑛𝑙𝑖𝑛𝑒𝑎𝑠·𝐶𝑙𝑖𝑛𝑒𝑎+𝑛𝑎𝑛𝑐𝑙𝑎𝑠·𝐶𝑎𝑛𝑐𝑙𝑎 (15) 𝐶𝑙𝑖𝑛𝑒𝑎= 𝑤𝑙𝑖𝑛𝑒𝑎·𝑐𝑙𝑖𝑛𝑒𝑎 (16) 𝐶𝑎𝑛𝑐𝑙𝑎=𝑤𝑎𝑛𝑐𝑙𝑎·𝑐𝑎𝑛𝑐𝑙𝑎 (17) 𝐶𝐹𝑟𝑒𝑑=𝐶𝑑𝑖𝑛+𝐶𝑎𝑟𝑟𝑎𝑦+𝐶𝑠𝑢𝑏𝑒𝑠𝑡𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛+𝐶𝑒𝑥𝑝𝑜𝑟𝑡 (18) 𝐶𝑑𝑖𝑛=𝐿𝑑𝑖𝑛·𝑐𝑖𝑘𝑉𝑑𝑖𝑛 , 𝑐𝑖𝑘𝑉𝑑𝑖𝑛∝𝑉𝑑𝑖𝑛 (19) 𝐶𝑑𝑖𝑛=𝐿𝑑𝑖𝑛·𝑐𝑖𝑘𝑉𝑑𝑖𝑛 , 𝑐𝑖𝑘𝑉𝑑𝑖𝑛∝𝑉𝑑𝑖𝑛 (20) 129 𝐶𝑠𝑢𝑏𝑒𝑠𝑡𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛=𝑁·𝑃𝑎𝑒𝑟𝑜·𝑐𝑠𝑢𝑏𝑒𝑠𝑡𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛 (21) 𝐶𝑒𝑥𝑝𝑜𝑟𝑡=𝐿𝑒𝑥𝑝𝑜𝑟𝑡·𝑐𝑖𝑘𝑉𝑒𝑥𝑝𝑜𝑟𝑡 , 𝑐𝑖𝑘𝑉𝑒𝑥𝑝𝑜𝑟𝑡∝𝑉𝑒𝑥𝑝𝑜𝑟𝑡 (22) 𝐶𝐼𝑦𝑇=𝑁·(𝐶𝐼𝑇𝑎𝑒𝑟𝑜+𝐶𝐼𝑇𝑠𝑖𝑠𝑡𝑓𝑜𝑛)+𝐶𝐼𝑇𝑟𝑒𝑑 (23) 𝐶𝐼𝑇𝑎𝑒𝑟𝑜=𝐶𝑒𝑛𝑠𝑎𝑚𝑏𝑙𝑎𝑗𝑒+𝐶𝑇𝑎𝑎𝑒𝑟𝑜 (24) 𝐶𝑒𝑛𝑠𝑎𝑚𝑏𝑙𝑎𝑗𝑒=𝑤𝑎𝑒𝑟𝑜+𝑠𝑢𝑏·𝑐𝑒𝑛𝑠𝑎𝑚𝑏 (25) 𝑤𝑎𝑒𝑟𝑜+𝑠𝑢𝑏≅𝑤𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟+𝑤𝑡𝑜𝑟𝑟𝑒+𝑤𝑒𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎+𝑤𝑙𝑎𝑠𝑡𝑟𝑒 (26) 𝐶𝑇𝑎𝑎𝑒𝑟𝑜= ∑ 𝑡𝑖𝑇𝑎𝑒𝑟𝑜·𝑐𝑖𝑏𝑢𝑞𝑢𝑒𝑠 𝑏𝑢𝑞𝑢𝑒𝑠 𝑖 (27) 𝐶𝐼𝑇𝑠𝑖𝑠𝑡𝑓𝑜𝑛=𝑛𝑙𝑖𝑛𝑒𝑎𝑠·(∑ 𝑡𝑖𝐼𝑇𝑠𝑖𝑠𝑡𝑓𝑜𝑛·𝑐𝑖𝑏𝑢𝑞𝑢𝑒𝑠 𝑏𝑢𝑞𝑢𝑒𝑠 𝑖) (28) 𝐶𝐼𝑇𝑟𝑒𝑑=𝐶𝐼𝑇𝑑𝑖𝑛+𝐶𝐼𝑇𝑎𝑟𝑟𝑎𝑦+𝐶𝐼𝑇𝑠𝑢𝑏𝑒𝑠𝑡𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛+𝐶𝐼𝑇𝑒𝑥𝑝𝑜𝑟𝑡 (29) 𝐶𝐼𝑇𝑑𝑖𝑛= ∑ 𝑡𝑖𝐼𝑇𝑑𝑖𝑛·𝑐𝑖𝑏𝑢𝑞𝑢𝑒𝑠 𝑏𝑢𝑞𝑢𝑒𝑠 𝑖 (30) 𝐶𝐼𝑇𝑑𝑖𝑛= ∑ 𝑡𝑖𝐼𝑇𝑑𝑖𝑛·𝑐𝑖𝑏𝑢𝑞𝑢𝑒𝑠 𝑏𝑢𝑞𝑢𝑒𝑠 𝑖 (31) 𝐶𝐼𝑇𝑠𝑢𝑏𝑒𝑠𝑡𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛={1. ∑𝑡𝑖𝐼𝑇𝑠𝑢𝑏𝑒𝑠𝑡𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛·𝑐𝑖𝑏𝑢𝑞𝑢𝑒𝑠 𝑏𝑢𝑞𝑢𝑒𝑠 𝑖 2. 𝑐𝐼𝑇𝑠𝑢𝑏𝑒𝑠𝑡𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛 (32) 𝐶𝐼𝑇𝑑𝑖𝑛= ∑ 𝑡𝑖𝐼𝑇𝑑𝑖𝑛·𝑐𝑖𝑏𝑢𝑞𝑢𝑒𝑠 𝑏𝑢𝑞𝑢𝑒𝑠 𝑖 (33) 𝑂𝑃𝐸𝑋=(𝐶𝑂+𝐶𝑀)·𝑡𝑣𝑖𝑑𝑎 ú𝑡𝑖𝑙 (34) 𝐶𝑂=𝑑𝑂·𝑂𝑃𝐸𝑋 𝑡𝑣𝑖𝑑𝑎 ú𝑡𝑖𝑙=𝑑𝑂 1−𝑑𝑂·𝐶𝑀 (35) 𝐶𝑀=𝐶𝑀𝑎𝑒𝑟𝑜+𝐶𝑀𝑠𝑢𝑏𝑒𝑠𝑡𝑟+𝐶𝑀𝑠𝑖𝑠𝑡𝑓𝑜𝑛+𝐶𝑀𝑟𝑒𝑑 (36) 𝐶𝑀𝑎𝑒𝑟𝑜=𝑁· ∑ 𝑓𝑖·𝐶𝑀𝑖 𝑎𝑒𝑟𝑜𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 𝑖 (37) 130 𝐶𝑀𝑠𝑢𝑏𝑒𝑠𝑡𝑟=𝑁· ∑ 𝑓𝑖·𝐶𝑀𝑖 𝑠𝑢𝑏𝑒𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑖 (38) 𝐶𝑀𝑠𝑖𝑠𝑡𝑓𝑜𝑛=𝑁· ∑ 𝑓𝑖·𝐶𝑀𝑖 𝑠𝑖𝑠𝑡. 𝑓𝑜𝑛𝑑𝑒𝑜 𝑖 (39) 𝐶𝑀𝑟𝑒𝑑= ∑ 𝑓𝑖·𝐶𝑀𝑖 𝑠𝑖𝑠𝑡. 𝑐𝑜𝑛𝑒𝑥𝑖ó𝑛 𝑟𝑒𝑑 𝑖 (40) 𝐶𝑀𝑖=𝐶𝑒𝑚𝑏𝑎𝑟𝑐𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠·𝑡𝑀+𝐶𝑚𝑜·𝑡𝑀+𝐶𝑚𝑎𝑡 (41) 𝐶𝑒𝑚𝑏𝑎𝑟𝑐𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠=∑𝑐𝑖𝑒𝑚𝑏𝑎𝑟𝑐𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 (42) 𝑡𝑀=𝑡𝑖𝑛𝑡+𝑑𝑖𝑠𝑡𝑂𝑀 𝑣𝑒𝑚𝑏𝑎𝑟𝑐𝑎𝑐𝑖ó𝑛 (43) 𝐶𝑚𝑜=𝑛𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑟𝑖𝑜𝑠·𝑐𝑚𝑜 (44) 𝐷𝑜𝑤𝑛𝑡𝑖𝑚𝑒={𝑡𝑀 𝑡𝑀+𝑎𝑐𝑐𝑒𝑠𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 Si mant.preventivo Si mant.correctivo (45) 𝐷𝐸𝐶𝐸𝑋=𝐷𝐸𝐶𝐸𝑋𝑎𝑒𝑟𝑜+𝐷𝐸𝐶𝐸𝑋𝑠𝑖𝑠𝑡𝑓𝑜𝑛+𝐷𝐸𝐶𝐸𝑋𝑟𝑒𝑑 (46) 𝐷𝐸𝐶𝐸𝑋=∑𝑑𝑒𝑐𝑖·𝐶𝐼𝑇𝑖 (47) 𝐷𝐸𝐶𝐸𝑋𝑎𝑒𝑟𝑜=𝑁·𝑑𝑒𝑐𝑎𝑒𝑟𝑜·𝐶𝐼𝑇𝑎𝑒𝑟𝑜 (48) 𝐷𝐸𝐶𝐸𝑋𝑠𝑖𝑠𝑡𝑓𝑜𝑛=𝑁·𝑑𝑒𝑐𝑠𝑖𝑠𝑡𝑓𝑜𝑛·𝐶𝐼𝑇𝑠𝑖𝑠𝑡𝑓𝑜𝑛 (49) 𝐷𝐸𝐶𝐸𝑋𝑟𝑒𝑑=𝑑𝑒𝑐𝑠𝑢𝑏𝑒𝑠𝑡𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛·𝐶𝐼𝑇𝑠𝑢𝑏𝑒𝑠𝑡𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛 +𝑑𝑒𝑐𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒𝑎𝑑𝑜(𝐶𝐼𝑇𝑑𝑖𝑛+𝐶𝐼𝑇𝑎𝑟𝑟𝑎𝑦+𝐶𝐼𝑇𝑒𝑥𝑝𝑜𝑟𝑡) (50) 𝐴𝐸𝑃=𝐴𝐸𝑃𝑡·𝐹𝐶𝑁 (51) 𝐹𝐶𝑁=𝐹𝐶𝐵·𝐷𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑·∏(1−𝑃é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠) (52) 𝐷𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑=1−∑𝐷𝑜𝑤𝑛𝑖𝑡𝑚𝑒·𝑓𝑖 8760 ℎ/𝑎ñ𝑜 (53) 𝐴𝐸𝑃=𝐴𝐸𝑃𝑡·𝐹𝐶𝑁=𝐴𝐸𝑃𝑡·𝐹𝐶𝐵·∏(1−𝑃é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠)·𝐷𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 (54) 𝐴𝐸𝑃𝑎𝑒𝑟𝑜=𝐴𝐸𝑃𝑡𝑎𝑒𝑟𝑜 ·𝐹𝐶𝐵·(1−𝑝𝑝𝑎𝑒𝑟𝑜𝑑𝑖𝑛)·𝑑𝑖𝑠𝑝𝑎𝑒𝑟𝑜 (55) 𝐴𝐸𝑃=𝑁·𝐴𝐸𝑃𝑎𝑒𝑟𝑜·(1−𝑝𝑝𝑟𝑒𝑑)(1−𝑝𝑝𝑜𝑡𝑟𝑎𝑠)·𝑑𝑖𝑠𝑝𝑟𝑒𝑑 (56) 𝐴𝐸𝑃=𝑁·(𝐴𝐸𝑃𝑡𝑎𝑒𝑟𝑜·𝐹𝐶𝐵·(1−𝑝𝑝𝑎𝑒𝑟𝑜)·𝑑𝑖𝑠𝑝𝑎𝑒𝑟𝑜)·(1−𝑝𝑝𝑟𝑒𝑑)(1−𝑝𝑝𝑜𝑡𝑟𝑎𝑠)·𝑑𝑖𝑠𝑝𝑟𝑒𝑑 (57) 131 𝐴𝐸𝑃=𝑁·𝐴𝐸𝑃𝑡𝑎𝑒𝑟𝑜·𝐹𝐶𝐵·(1−𝑝𝑝𝑎𝑒𝑟𝑜)(1−𝑝𝑝𝑟𝑒𝑑)(1−𝑝𝑝𝑜𝑡𝑟𝑎𝑠)·𝑑𝑖𝑠𝑝𝑎𝑒𝑟𝑜·𝑑𝑖𝑠𝑝𝑟𝑒𝑑 (58) 𝑑𝑖𝑠𝑝𝑎𝑒𝑟𝑜=(1−∑𝑓𝑖·𝐷𝑜𝑤𝑛𝑡𝑖𝑚𝑒𝑎𝑒𝑟𝑜 8760 ) (59) 𝑑𝑖𝑠𝑝𝑟𝑒𝑑=(1−∑𝑓𝑖·𝐷𝑜𝑤𝑛𝑡𝑖𝑚𝑒𝑟𝑒𝑑 8760 ) (60) ∏(1−𝑃é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠)=(1−𝑝𝑝𝑎𝑒𝑟𝑜)(1−𝑝𝑝𝑟𝑒𝑑)(1−𝑝𝑝𝑜𝑡𝑟𝑎𝑠) (61) 𝐷𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑=𝑑𝑖𝑠𝑝𝑎𝑒𝑟𝑜·𝑑𝑖𝑠𝑝𝑟𝑒𝑑 (62) 𝐷𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑=(1−∑𝑓𝑖·𝐷𝑜𝑤𝑛𝑡𝑖𝑚𝑒𝑎𝑒𝑟𝑜 8760 )·(1−∑𝑓𝑖·𝐷𝑜𝑤𝑛𝑡𝑖𝑚𝑒𝑟𝑒𝑑 8760 ) (63) 132 ANEXO III – NOTACIÓN DEL MODELO MATEMÁTICO Notación de las ecuaciones del modelo matemático presentado en el capítulo 6 MODELIZACIÓN DE COSTES Y PRODUCCIÓN DE ENERGÍA. Tabla III-56: Notación de las variables del modelo matemático NOTACIÓN UNIDADES DESCRIPCIÓN 𝑨𝑬𝑷𝒕 MWh/año Producción anual de energía teórica 𝑨𝑬𝑷 MWh/año Producción anual de energía 𝑨𝑬𝑷𝒂𝒆𝒓𝒐 MWh/año Producción anual de energía por aerogenerador 𝑨𝑬𝑷𝒕𝒂𝒆𝒓𝒐 MWh/año Producción anual de energía teórica por aerogenerador 𝑨𝑭 m2 Área en puerto necesaria para la fabricación 𝒂𝒄𝒄𝒆𝒔𝒊𝒃𝒊𝒍𝒊𝒅𝒂𝒅 h Tiempo de espera a la ventana de buen tiempo 𝑪𝑨𝑷𝑬𝑿 € Costes totales de construcción 𝑪𝑫&𝑫 € Costes de diseño y desarrollo 𝑪𝑭𝑨𝑩 € Costes de fabricación 𝑪𝑭𝒂𝒆𝒓𝒐 € Costes asociados a la fabricación de un aerogenerador 𝑪𝑭𝒂𝒓𝒆𝒂 € Costes asociados al área en puerto necesaria para la fabricación 𝑪𝑭𝒓𝒆𝒅 € Costes asociados a la fabricación del sistema de conexión a la red 𝑪𝑭𝒔𝒊𝒔𝒕𝒇𝒐𝒏 € Costes asociados a la fabricación un sistema de fondeo 𝑪𝑭𝒔𝒖𝒃𝒆𝒔𝒕𝒓 € Costes asociados a la fabricación de una subestructura 𝑪𝑭𝒔𝒖𝒃𝒆𝒔𝒕𝒓 € Costes asociados a la fabricación de una subestructura 𝑪𝑴 € Costes de mantenimiento anuales 𝑪𝑴𝒂𝒆𝒓𝒐 € Costes asociados al mantenimiento de los aerogeneradores 𝑪𝑴𝒊 € Coste de una intervención de mantenimiento 𝑪𝑴𝒓𝒆𝒅 € Costes asociados al mantenimiento del sistema de conexión a la red 𝑪𝑴𝒔𝒊𝒔𝒕𝒇𝒐𝒏 € Costes asociados al mantenimiento de los sistemas de fondeo 𝑪𝑴𝒔𝒖𝒃𝒆𝒔𝒕𝒓 € Costes asociados al mantenimiento de las subestructuras 𝑪𝑶 € Costes de operación anuales 𝑪𝑻𝑨𝒂𝒆𝒓𝒐 € Costes asociados al transporte del conjunto aerogenerador + subestructura 𝑪𝑻𝒆𝑰 € Costes de transporte e instalación 𝑪𝑻𝑰𝒂𝒆𝒓𝒐 € Costes asociados a la transporte e instalación de un conjunto aerogenerador + subestructura 𝑪𝑻𝑰𝒂𝒓𝒓𝒂𝒚 € Costes asociados a la transporte e instalación del cableado inter-array 𝑪𝑻𝑰𝒅𝒊𝒏 € Costes asociados a la transporte e instalación del cableado dinámico 133 𝑪𝑻𝑰𝒆𝒙𝒑𝒐𝒓𝒕 € Costes asociados a la transporte e instalación del cable de evacuación 𝑪𝑻𝑰𝒊 € Costes asociados a la transporte e instalación de cada componente 𝑪𝑻𝑰𝒓𝒆𝒅 € Costes asociados a la transporte e instalación del sistema de conexión a la red 𝑪𝑻𝑰𝒔𝒊𝒔𝒕𝒇𝒐𝒏 € Costes asociados a la transporte e instalación de un sistema de fondeo 𝑪𝑻𝑰𝒔𝒖𝒃𝒆𝒔𝒕𝒂𝒄𝒊𝒐𝒏 € Costes asociados a la transporte e instalación de la subestación 𝑪𝒂𝒆𝒓𝒐𝒂𝒖𝒙 € Coste asociado a la fabricación de los elementos auxiliares del aerogenerador 𝑪𝒂𝒏𝒄𝒍𝒂 € Coste asociado a la fabricación de un ancla 𝑪𝒂𝒓𝒓𝒂𝒚 € Coste asociado a la fabricación del cableado inter-array 𝑪𝒅𝒊𝒏 € Coste asociado a la fabricación del cableado dinámico 𝑪𝒆𝒎𝒃𝒂𝒓𝒄𝒂𝒄𝒊𝒐𝒏𝒆𝒔 €/h Coste diario de todas las embarcaciones utilizadas en la intervención 𝑪𝒆𝒏𝒔𝒂𝒎𝒃𝒍𝒂𝒋𝒆 € Costes asociados al ensamblaje del aerogenerador y la estructura 𝑪𝒆𝒔𝒕𝒓𝒖𝒄𝒕𝒖𝒓𝒂 € Coste asociado a la fabricación de la estructura flotante 𝑪𝒆𝒔𝒕𝒓𝒖𝒄𝒕𝒖𝒓𝒂 € Coste asociado a la fabricación de la estructura flotante 𝑪𝒆𝒙𝒑𝒐𝒓𝒕 € Coste asociado a la fabricación del cable de evacuación 𝑪𝒈𝒐𝒏𝒅𝒐𝒍𝒂 € Coste asociado a la fabricación de la góndola 𝑪𝒍𝒂𝒔𝒕𝒓𝒆 € Coste asociado al lastre 𝑪𝒍𝒂𝒔𝒕𝒓𝒆 € Coste asociado al lastre 𝑪𝒍𝒊𝒏𝒆𝒂 € Coste asociado a la fabricación de una línea de fondeo 𝑪𝒎𝒂𝒕 € Coste material de la reparación 𝑪𝒎𝒐 €/h Coste total diario de la mano de obra para la intervención 𝑪𝒓𝒐𝒕𝒐𝒓 € Coste asociado a la fabricación del rotor 𝑪𝒔𝒖𝒃𝒂𝒖𝒙 € Coste asociado a la fabricación de los elementos auxiliares de la subestructura 𝑪𝒔𝒖𝒃𝒂𝒖𝒙 € Coste asociado a la fabricación de los elementos auxiliares de la subestructura 𝑪𝒔𝒖𝒃𝒆𝒔𝒕𝒂𝒄𝒊𝒐𝒏 € Coste asociado a la fabricación de la subestación 𝑪𝒕𝒐𝒓𝒓𝒆 € Coste asociado a la fabricación de la torre 𝒄𝒂𝒍𝒒 €/m2mes Precio del alquiler del área en puerto necesaria para la fabricación 𝒄𝒂𝒏𝒄𝒍𝒂 €/tn Coste por tonelada de un ancla 𝒄𝒆𝒏𝒔𝒂𝒎𝒃 €/tn Coste por unidad de masa del ensamblaje del conjunto aerogenerador + subestructura 𝒄𝒆𝒔𝒕𝒓𝒖𝒄𝒕𝒖𝒓𝒂 €/tn Coste por tonelada de la fabricación de la subestructura flotante 𝒄𝒈𝒐𝒏𝒅𝒐𝒍𝒂 €/MW Coste por MW de la góndola de un aerogenerador 134 𝒄𝒊𝒃𝒖𝒒𝒖𝒆𝒔 €/día Coste diario por tipo de embarcación 𝒄𝒊𝒆𝒎𝒃𝒂𝒓𝒄𝒂𝒄𝒊𝒐𝒏𝒆𝒔 €/h Coste diario por tipo de embarcación de mantenimiento 𝒄𝒊𝒌𝑽𝒂𝒓𝒓𝒂𝒚 €/m Coste por unidad de longitud de un cable inter-array, en función del voltaje 𝒄𝒊𝒌𝑽𝒅𝒊𝒏 €/m Coste por unidad de longitud de un cable dinámico, en función del voltaje 𝒄𝒊𝒌𝑽𝒆𝒙𝒑𝒐𝒓𝒕 €/m Coste por unidad de longitud del cable de evacuación, en función del voltaje 𝒄𝒍𝒂𝒔𝒕𝒓𝒆 €/tn Coste por tonelada del material del lastre 𝒄𝒍𝒊𝒏𝒆𝒂 €/tn Coste por tonelada de una línea de fondeo 𝒄𝒎𝒐 €/h Sueldo horario de los operarios 𝒄𝒓𝒐𝒕𝒐𝒓 €/tn Coste por tonelada de la fabricación del rotor del aerogenerador 𝒄𝒔𝒖𝒃𝒆𝒔𝒕𝒂𝒄𝒊𝒐𝒏 €/MW Coste por MW asociado a la fabricación de la subestación 𝒄𝑻𝑰𝒔𝒖𝒃𝒆𝒔𝒕𝒂𝒄𝒊𝒐𝒏 € Coste de la transporte e instalación de la subestación 𝒄𝒔𝒖𝒑 €/m2 Precio de compra del área en puerto necesaria para la fabricación 𝒄𝒕𝒐𝒓𝒓𝒆 €/tn Coste por tonelada de la fabricación de la torre de aerogenerador 𝑫𝑬𝑪𝑬𝑿𝒂𝒆𝒓𝒐 € Costes asociados al desmantelamiento de los conjuntos aerogenerador + subestructura 𝑫𝑬𝑪𝑬𝑿𝒓𝒆𝒅 € Costes asociados al desmantelamiento del sistema de conexión a la red 𝑫𝑬𝑪𝑬𝑿𝒔𝒊𝒔𝒕𝒇𝒐𝒏 € Costes asociados al desmantelamiento de los sistemas de fondeo 𝑫𝑬𝑪𝑬𝑿 € Costes asociados al desmantelamiento 𝑫𝒊𝒔𝒑𝒐𝒏𝒊𝒃𝒊𝒍𝒊𝒅𝒂𝒅 [-] Disponibilidad del parque 𝑫𝒐𝒘𝒏𝒕𝒊𝒎𝒆 h Tiempo de inactividad por intervención 𝑫𝒐𝒘𝒏𝒕𝒊𝒎𝒆𝒂𝒆𝒓𝒐 h Downtime incurrido por intervenciones relativas a aerogeneradores, subestructuras o sistemas de fondeo 𝑫𝒐𝒘𝒏𝒕𝒊𝒎𝒆𝒓𝒆𝒅 h Downtime incurrido por intervenciones relativas al sistema de conexión a la red 𝒅𝒊𝒔𝒑𝒂𝒆𝒓𝒐 [-] Disponibilidad de un aerogenerador 𝒅𝒊𝒔𝒑𝒓𝒆𝒅 [-] Disponibilidad del sistema de conexión a la red 𝒅𝒊𝒔𝒕𝑶𝑴 m Distancia entre el emplazamiento y el puerto de operación y mantenimiento 𝒅𝑶 [-] Porcentaje respecto del OPEX que representan los costes de operación 𝒅𝒂𝒆𝒓𝒐𝒂𝒖𝒙 [-] Porcentaje respecto del coste de fabricación de un aerogenerador que representan los elementos auxiliares 𝒅𝒅 [-] Porcentaje respecto del CAPEX que representa el diseño y desarrollo 𝒅𝒆𝒄𝒂𝒆𝒓𝒐 [-] Porcentaje respecto del coste de instalación que representan los costes del desmantelamiento de un conjunto aerogenerador + subestructura 135 𝒅𝒆𝒄𝒄𝒂𝒃𝒍𝒆𝒂𝒅𝒐 [-] Porcentaje respecto del coste de instalación que representan los costes del desmantelamiento del cableado 𝒅𝒆𝒄𝒊 [-] Porcentaje respecto del coste de instalación que representan los costes del desmantelamiento de cada componente 𝒅𝒆𝒄𝒔𝒊𝒔𝒕𝒇𝒐𝒏 [-] Porcentaje respecto del coste de instalación que representan los costes del desmantelamiento de un sistema de fondeo 𝒅𝒆𝒄𝒔𝒖𝒃𝒆𝒔𝒕𝒂𝒄𝒊𝒐𝒏 [-] Porcentaje respecto del coste de instalación que representan los costes del desmantelamiento de la subestación 𝒅𝒔𝒖𝒃𝒂𝒖𝒙 [-] Porcentaje respecto del coste de fabricación de la subestructura que representan los elementos auxiliares 𝑭𝑪𝑩 [-] Factor de carga bruto 𝑭𝑪𝑵 [-] Factor de carga neto 𝒇𝒊 /año Frecuencia anual de la intervención o fallo 𝑳𝒂𝒓𝒓𝒂𝒚 m Longitud del cableado inter-array 𝑳𝒅𝒊𝒏 m Longitud del cableado dinámico 𝑳𝒆𝒙𝒑𝒐𝒓𝒕 m Longitud del cable de evacuación 𝑵 [-] Número de aerogeneradores en el parque 𝒏𝒂𝒏𝒄𝒍𝒂𝒔 [-] Número de anclas por aerogenerador 𝒏𝒍𝒊𝒏𝒆𝒂𝒔 [-] Número de líneas de fondeo por aerogenerador 𝒏𝒐𝒑𝒆𝒓𝒂𝒓𝒊𝒐𝒔 [-] Número de operarios necesarios para la operación 𝑶𝑷𝑬𝑿 € Costes de operación y mantenimiento 𝑷é𝒓𝒅𝒊𝒅𝒂𝒔 [-] Pérdidas energéticas en el parque 𝒑𝒑𝒂𝒆𝒓𝒐𝒅𝒊𝒏 [-] Pérdidas aerodinámicas 𝒑𝒑𝒓𝒆𝒅 [-] Pérdidas eléctricas 𝒑𝒑𝒐𝒕𝒓𝒂𝒔 [-] Otras pérdidas 𝑷𝒂𝒆𝒓𝒐 MW Potencia de un aerogenerador 𝒕𝑭 meses Tiempo de fabricación 𝒕𝑴 h Duración total de la intervención en días 𝒕𝒊𝑻𝑰𝒂𝒓𝒓𝒂𝒚 días Tiempo de uso por tipo de embarcación para la instalación del cableado inter-array 𝒕𝒊𝑻𝑰𝒅𝒊𝒏 días Tiempo de uso por tipo de embarcación para la instalación de un cable dinámico 𝒕𝒊𝑻𝑰𝒆𝒙𝒑𝒐𝒓𝒕 días Tiempo de uso por tipo de embarcación para la instalación del cable de evacuación 𝒕𝒊𝑻𝑰𝒔𝒊𝒔𝒕𝒇𝒐𝒏 días Tiempo de uso por tipo de embarcación para la instalación del sistema de fondeo 𝒕𝒊𝑻𝑰𝒔𝒖𝒃𝒆𝒔𝒕𝒂𝒄𝒊𝒐𝒏 días Tiempo de uso por tipo de embarcación para la instalación de la subestación 𝒕𝒊𝑻𝒂𝒆𝒓𝒐 días Tiempo de uso por tipo de embarcación para el transporte y acoplamiento del del conjunto aerogenerador + subestructura 𝒕𝒊𝒏𝒕 h Duración de la intervención en horas 136 𝒕𝒗𝒊𝒅𝒂 ú𝒕𝒊𝒍 años Vida útil del parque eólico 𝑽𝒂𝒓𝒓𝒂𝒚 kV Voltaje de los cables inter-array 𝑽𝒅𝒊𝒏 kV Voltaje de los cables dinámicos 𝑽𝒆𝒙𝒑𝒐𝒓𝒕 kV Voltaje del cable de evacuación 𝒗𝒆𝒎𝒃𝒂𝒓𝒄𝒂𝒄𝒊ó𝒏 m/h Velocidad de la embarcación utilizada más lenta 𝒘𝒂𝒆𝒓𝒐+𝒔𝒖𝒃 tn Peso total del conjunto aerogenerador + subestructura 𝒘𝒂𝒏𝒄𝒍𝒂 tn Peso de un ancla 𝒘𝒆𝒔𝒕𝒓𝒖𝒄𝒕𝒖𝒓𝒂 tn Peso de la estructura flotante 𝒘𝒍𝒂𝒔𝒕𝒓𝒆 tn Peso del lastre 𝒘𝒍𝒊𝒏𝒆𝒂 tn Peso de una línea de fondeo 𝒘𝒓𝒐𝒕𝒐𝒓 tn Peso del rotor de un aerogenerador 𝒘𝒕𝒐𝒓𝒓𝒆 tn Peso de la torre de un aerogenerador 137 ANEXO IV – RESULTADOS DEL MODELO TECNO ECONÓMICO PARA EL PARQUE EÓLICO BASE En este anexo se recogen los resultados de la aplicación del modelo tecno económico al parque eólico base. Tabla IV-57: Resultados generales del modelo tecno económico para el parque eólico base GENERAL LCOE 113,85 €/MWh Levelised cost of energy Producción total de energía 44178 GWh AEP 1767 GWh Producción anual de energía LCC 2226 M€ Costes totales del ciclo de vida Factor de carga neto 40,35% [-] LCC 4,452 M€/MW CAPEX 2,928 M€/MW Costes totales de construcción OPEX 1,289 M€/MW Costes totales de operación y mantenimiento DECEX 0,235 M€/MW Costes totales asociados al desmantelamiento Tabla IV-58: Producción energética anual para el parque eólico base PRODUCCIÓN ENERGÉTICA ANUAL Energía disponible 4380 GWh FCB 50,00% [-] Factor de carga bruto Disponibilidad 91,58% [-] Pérdidas aerodinámicas 7,50% [-] Pérdidas eléctricas 1,80% [-] Otras pérdidas 3,00% [-] FCN 40,35% [-] Factor de carga neto AEP 1767 GWh Producción anual de energía CAPEX 65,76% OPEX 28,97% DECEX 5,27% 01000 2000 3000 4000 5000 Energía disponible Pérdidas por FCB Pérdidas por disponibilidad Pérdidas aerodinámicas Pérdidas eléctricas Otras pérdidas AEP GWh 144 datos se pueden introducir en las celdas sombreadas en azul. Es muy importante que se complete el modelo tecno económico antes realizar análisis de sensibilidad o evaluación del impacto de innovaciones. 3.1. CAPEX, OPEX, DECEX Los INPUTs y OUTPUTs para el cálculo del CAPEX, OPEX y DECEX están situados en ventanas separadas, siendo Input_xxx la ventana en la que se tienen que rellenar las celdas de las variables del modelo con los datos del parque eólico base, y Output_xxx la ventana en la que se ven los resultados parciales de los costes. En la Figura VI-73 se muestran, como ejemplo, las ventanas Input_CAPEX Y Output_CAPEX cuando se inicia la herramienta y no se ha dado valor a las variables. Figura VI-73: Ventanas de INPUT y OUTPUT al iniciar la herramienta sin datos del parque eólico base 145 Una vez se introducen los datos en las casillas azules, la ventana de resultados (Output_xxx) asociada a cada ventana Input_xxx muestra los resultados de los costes calculados (ver Figura VI-74). Figura VI-74: Ventanas de INPUT y OUTPUT una vez introducidos los datos del parque eólico base 3.2. Producción anual de energía Los INPUTs y OUTPUTs para la producción anual de energía se encuentran en la misma ventana. Solamente hay que introducir los datos para el parque eólico base referentes al factor de carga bruto y las pérdidas, ya que la disponibilidad depende de las actividades de mantenimiento en el parque y se calcula a través de los resultados de la ventana Output OPEX. 146 Figura VI-75: Ventana de producción anual de energía con las variables a rellenar señaladas 3.3. Parámetros del LCOE Al igual que en la ventana AEP en la ventana LCOE se introducen los datos de las variables temporales y financieras y se realiza el cálculo del LCOE. Los datos relativos a los costes y la producción de energía provienen de las ventanas anteriores, por lo que solamente hay que rellenar los datos señalados en la Figura VI-76) Figura VI-76: Ventana LCOE – sección de datos para el cálculo del LCOE En la sección de cálculo del LCOE también hay que rellenar las celdas que representan la distribución temporal de los costes de construcción durante la duración de esa fase (ver zona señalada en rojo en la Figura VI-76 a continuación). 147 Figura VI-77: Ventana LCOE – sección de cálculo del LCOE 4. Validación de los resultados En la ventana Resultados se muestra un resumen de los resultados del modelo tecno económico para las variables introducidas del caso base. En esta ventana no se debe modificar ninguna de las celdas. Se recomienda realizar a validación de los resultados consultando las siguientes fuentes bibliográficas: → [11] R. James y M. Costa-Ros, «Floating Offshore Wind: Market and Technology Review,» Carbon Trust, Reino Unido, 2015. → [54] C. Bjerkseter y A. Ågotnes, «Levelised cost of energy for offshore floating wind turbine concepts,» Norwegian University of Life Sciences, 2013. → [55] T. Stehly y P. Beiter, «2018 Cost of Wind Energy Review,» NREL, EEUU, 2018. 5. Análisis de sensibilidad La ventana para la realización de Análisis de sensibilidad es accesible desde la ventana de Inicio, e inicialmente se encuentra vacía. Esta ventana permite realizar análisis de sensibilidad independientes. Una vez se realiza un análisis de sensibilidad, los resultados del siguiente análisis aparecen automáticamente bajo el último análisis. Para realizar un análisis y ejecutar el formulario hay que hacer clic en el botón Nuevo análisis de sensibilidad (ver Figura VI-78). Figura VI-78: Ventana de Análisis de sensibilidad El formulario que aparece para la realización de los análisis de sensibilidad es el de la Figura VI79.Los análisis de sensibilidad se pueden realizar sobre el LCOE o sobre otras variables seleccionadas. Estas dos opciones se van a presentar con la ayuda de dos ejemplos. 148 Figura VI-79: Formulario para el análisis de sensibilidad 6.1. Ejemplo 1: sobre el LCOE En este ejemplo se va a realizar el análisis de sensibilidad sobre el LCOE. Se va a seleccionar la variable vida útil del parque mediante su código tvida tal y como se muestra en la Figura VI-80. Se puede seleccionar la variable desde la lista desplegable o directamente escribiendo el código. Es importante seleccionar el botón de opción a la derecha de la lista desplegable. Si se quiere consultar el valor base se puede hacer clicando el botón que nos llevará a la ventana donde se encuentra esta variable. Cuando se realiza el análisis de sensibilidad directamente sobre el LCOE se genera una gráfica por lo que hay que especificar el título del eje x de la gráfica. Finalmente, en cuanto a los límites del análisis, en este caso se van a seleccionar valores absolutos: de 20 años a 30 con saltos de 1 año. Una vez de hace clic en Aceptar, obtenemos los resultados del análisis de sensibilidad tal y como se ve en la Figura VI-82. 149 Figura VI-80: Formulario del ejemplo 1 del análisis de sensibilidad Figura VI-81: Resultados del ejemplo 1 del análisis de sensibilidad (1/2) 150 Figura VI-82: Resultados del ejemplo 1 del análisis de sensibilidad (2/2) 6.2. Ejemplo 2: sobre otras variables Figura VI-83: Formulario del ejemplo 2 del análisis de sensibilidad 151 En este ejemplo se va a realizar el análisis de sensibilidad sobre otras variables además del LCOE. Se va a seleccionar la variable vida útil del parque mediante su posición de celda E10 en la ventana Datos Generales tal y como se muestra en la Figura VI-83. Se puede seleccionar la ventana desde la lista desplegable. De nuevo, es importante seleccionar el botón de opción a la derecha de la lista desplegable. Si se quiere consultar el valor base se puede hacer clicando el botón que nos llevará a la ventana donde se encuentra esta variable. Para seleccionar las variables sobre las que se quiere obtener el resultado del análisis de sensibilidad hace falta acudir a la pestaña Variables de resultado, dónde podemos seleccionar hasta 6 variables a partir de listas desplegables (ver Figura VI-84). Finalmente, en cuanto a los límites del análisis, en este caso se van a seleccionar variaciones porcentuales: 20% con saltos de 4%. Una vez de hace clic en Aceptar, obtenemos los resultados del análisis de sensibilidad tal y como se ve en la Figura VI-85. Figura VI-84: Ventana Variables de resultado del formulario del ejemplo 2 del análisis de sensibilidad 152 Figura VI-85: Resultados del ejemplo 2 del análisis de sensibilidad 6. Evaluación del impacto de innovaciones Esta ventana permite realizar varias evaluaciones del impacto de innovaciones, y para cada innovación hay dos tablas tal y como se muestra en la Figura VI-86. De nuevo, se ilustrará su uso mediante un ejemplo ficticio. Figura VI-86: Ventana de evaluación de innovaciones Partiendo de una innovación ficticia sobre la modelización del crecimiento marino, se determina el impacto de la innovación sobre lo siguientes parámetros: Tabla VI-65: Impacto de la innovación Frecuencia de la intervención de Limpieza de fouling, control de la corrosión y repintado Se reduce la frecuencia anual de 1 a 0,5 Vida útil del parque Se aumenta la vida útil a 30 años Costes totales de construcción Se reduce el CAPEX en un 5% 153 Estos datos se han de introducir en la primera tabla de la Figura VI-86, teniendo en cuenta si el impacto se cuantifica como un nuevo valor o una variación (en tanto por 1). Se puede seleccionar las variables por su código o por la posición de la celda de INPUT. Figura VI-87: Listas desplegables de la ventana de evaluación de innovaciones Los datos de la Tabla VI-65 se incorporan a la ventana tal y como se muestra a continuación: Figura VI-88: Incorporación a la tabla de los parámetros sobre los que la innovación tiene impacto directo Para seleccionar los parámetros sobre los que se quiere estudiar el impacto hay que rellenar las celdas blancas de la segunda tabla de la Figura VI-86. En este ejemplo, se busca observar el impacto de la innovación sobre el LCOE, la producción anual de energía, los costes del ciclo de vida, y los costes de operación y mantenimiento. De nuevo, se puede seleccionar las variables por su código o por la posición de la celda de INPUT. Figura VI-89: Selección de los parámetros sobre los que se quiere estudiar el impacto la innovación Una vez completo todo lo anterior, hay que posicionarse sobre la celda verde y clicar el botón Calcular el impacto tal y como se muestra en la Figura VI-90. Figura VI-90: Cálculo del impacto de la innovación sobre los parámetros escogidos